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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NCLEO DE ANZOTEGUI
ESCUELA DE INGENIERA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERA QUMICA
CURSOS ESPECIALES DE GRADO
ESTUDIO DE LA ALTERNATIVA DE INYECCIN DE CO2 PARA EL RECOBRO DE LQUIDO EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
RETROGRADO
REALIZADO POR: NEYRA JOSEFINA RODRIGUEZ RAMIREZ
Trabajo de Grado presentado ante la Universidad de Oriente como requisito parcial para optar al ttulo de:
INGENIERO QUMICO
PUERTO LA CRUZ, ABRIL DE 2011
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NCLEO DE ANZOTEGUI
ESCUELA DE INGENIERA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERA QUMICA
CURSOS ESPECIALES DE GRADO
ESTUDIO DE LA ALTERNATIVA DE INYECCIN DE CO2 PARA EL RECOBRO DE LQUIDO EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
RETROGRADO
ASESOR:
____________________ ING. JAIRO URICARE ASESOR ACADEMICO
PUERTO LA CRUZ, ABRIL DE 2011
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NCLEO DE ANZOTEGUI
ESCUELA DE INGENIERA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERA QUMICA
CURSOS ESPECIALES DE GRADO
ESTUDIO DE LA ALTERNATIVA DE INYECCIN DE CO2 PARA EL RECOBRO DE LQUIDO EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
RETROGRADO
____________________ ING. JAIRO URICARE JURADO PRINCIPAL
PUERTO LA CRUZ, ABRIL DE 2011
RESOLUCIN
De acuerdo al artculo 44 del Reglamento de Trabajo de Grado
Los trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la
Universidad de Oriente y slo podrn ser utilizados a otros fines con el
consentimiento del consejo de Ncleo respectivo, el cual lo notificar el
Consejo Universitario.
iv
DEDICATORIA
A mi madre Luisa Ramrez, por su amor y dedicacin, por su apoyo y
ayuda a lo largo de mi carrera y depositar en mi su confianza. Por ensearme
que el sacrificio es la mejor arma para lograr mis metas. Gracias mami por
estar siempre a mi lado motivndome y llenndome de tu fortaleza. Te Amo
A mis hermanos Nerlys y Nsto,r por su ayuda y estar en los
momentos que ms los necesite, por soportar mi mal carcter y aceptarme
como soy. Los Amo, orgullosa estoy de sus logros.
A mi princesa, Ariadna por llegar en el mejor de los momentos para
cambiar mi vida. Eres mi alegra y motivacin. Te Amo Hija
El Seor es mi Guia, Fortaleza e Inspiracion Neyra Rodrguez
v
AGRADECIMIENTOS
Dios, gracias por tu amor y misericordia, por las promesas que me has
dado en tu palabra, por ayudarme a apreciar tu grandeza y bondad, por
sostenerme en el poder de tus fuerzas y guiarme por el sendero de tu
direccin. Gracias Padre.
A mis pastores Mam Mirella y Pap Omar, gracias por su amor y
paciencia y por regalarme en un abrazo de su paz. Los amo
A Dany Rojas, por tu apoyo y ayuda en la culminacin de este trabajo
de grado. Dios te Bendiga
A mis amigas Miglis Simoza y Kelly Montagouth, por motivarme a
seguir adelante, a no abandonar las metas y luchar cada da por alcanzarlas.
Las quiero mucho Amigas Bellas
A mis compaeros de reas de grado Pedro Castillo, Argenis Moreno,
Erica Fuentes, montieldhi Montilla, Graciela Tachinamo, Isabella Malln,
Rilimar Cceres, por el apoyo y por todos los momentos que compartimos
juntos.
A mi querido amigo Francisco Guzmn (Tyson), por su paciencia y
ayuda incondicional, te quiero mucho negro. El Seor bendiga nuestra
amistad.
Neyra Rodrguez
vi
RESUMEN
El presente trabajo tiene como alcance el estudio de la alternativa de
inyeccin de CO2 para el recobro de lquido en yacimientos de gas
condensado retrgrado, por lo que se realiz una investigacin del tipo
explicativa basada en revisin bibliogrfica. Se evaluaron las causas que
conllevan a la prdida de productividad del gas condensado hacia la
superficie, donde debido a las caractersticas especiales de los yacimientos
del gas condensado en comparacin a los de petrleo negro, estos
yacimientos presentan ciertos problemas adicionales a su explotacin como
la acumulacin de lquidos en los pozos, en la formacin, en zonas cercanas
a los pozos y en el desarrollo del anillo de condensado. Luego se realiz la
descripcin del mtodo de inyeccin de dixido de carbono, siendo ste uno
de los procesos ms usados ya que aunque el CO2 no es miscible con
muchos petrleos, ste puede crear una fuente de desplazamiento miscible
en el yacimiento a medida que se mezcla con los hidrocarburos; igualmente
se sealaron las caractersticas generales y mecanismos del proceso de
inyeccin del CO2 as como los criterios para la aplicacin del CO2. Tambin
se enumeraron las fases del proceso de recuperacin de condensado
retrgrado con CO2 y se identificaron los cambios que presentan los
yacimientos de gas condensado ante la estimulacin con CO2, de igual forma
se establecieron las ventajas y desventajas de la aplicacin de ste mtodo.
Por ltimo se realiz una comparacin de la inyeccin de CO2 en los
yacimientos de gas condensado, con respecto a los mtodos
convencionales.
vii
TABLA DE CONTENIDO
RESOLUCIN .................................................................................................... iv
DEDICATORIA ....................................................................................................v
AGRADECIMIENTOS.........................................................................................vi
RESUMEN......................................................................................................... vii
TABLA DE CONTENIDO .................................................................................. viii
CAPTULO I ........................................................................................................ 1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA................................................................. 1
1.1 Introduccin............................................................................................... 1
1.2 Objetivos ................................................................................................... 2
1.2.1 Objetivo general.................................................................................. 2
1.2.2 Objetivos especficos.......................................................................... 2
CAPTULO II ....................................................................................................... 4
MARCO TERICO ............................................................................................. 4
2.1 Clasificacin de los yacimientos de gas .................................................... 4
2.1.1 Yacimientos de Gas Seco................................................................... 4
2.1.2 Yacimiento de Gas Hmedo ............................................................... 4
2.1.3 Yacimientos de Gas Condensado ...................................................... 6
2.1.3.1 Diagrama de fases de un Gas Condensado ................................ 7
2.1.3.2 Gotas de roco en un yacimiento.................................................. 8
2.1.3.3 Bloque de condensado............................................................... 10
2.1.3.4 Caractersticas iniciales de Produccin de Gases
Condensados ......................................................................................... 14
2.1.3.5 Relacin Gas Condensado de Gases Condensados ................. 15
2.1.3.6 Comportamiento de la Gravedad API del Condensado.............. 17
2.1.3.7 Clasificacin de los yacimientos de gas condensado................ 18
viii
2.1.3.8 Factor de compresibilidad del Gas Condensado a P > Proc ..... 20
2.1.3.9 Factor de compresibilidad Bifsico............................................. 20
2.1.3.9.1 Correlacin para estimar el factor de compresibilidad
bifsico ............................................................................................... 21
2.2 Propiedades fsicas y multifsicas de la roca .......................................... 21
2.2.1 Porosidad.......................................................................................... 22
2.2.2 Saturacin......................................................................................... 24
2.2.3 Permeabilidad................................................................................... 24
2.2.3.1 Clasificacin de la Permeabilidad............................................... 26
2.2.4 permeabilidades Relativas................................................................ 27
2.2.4.1 Caractersticas de la curvas de Permeabilidad Relativa ............ 28
2.2.4.2 Permeabilidad Relativa Gas/ Petrleo........................................ 29
2.2.5 Tensin Interfacial ............................................................................ 29
2.2.6 Humectabilidad ................................................................................. 30
2.2.7 Presin Capilar (Pc).......................................................................... 31
2.3 definicin general del dixido de carbono ............................................... 32
2.4 propiedades del dixido de carbono....................................................... 32
2.5 antecedentes de la inyeccin de CO2...................................................... 33
2.6 comportamiento de miscibilidad hidrocarburos- co2 ................................ 34
2.6.1 presin Mnima de Miscibilidad......................................................... 34
2.6.2 Miscibilidad Hidrocarburos CO2 ..................................................... 35
2.6.3 Representacin del comportamiento de fases hidrocarburos- CO2 .. 36
2.6.4 Mecanismo de empuje por gas vaporizante ..................................... 38
CAPTULO III .................................................................................................... 41
MARCO METODOLGICO.............................................................................. 41
3.1 ETAPA I. Evaluar las causas que conllevan a la prdida de
productividad del gas condensado hacia la superficie. ................................. 41
3.2 ETAPA II. Describir el mtodo de inyeccin de Dixido de carbono. ...... 41
ix
3.3 ETAPA III. Enumerar las fases del proceso de recuperacin de
condensado retrgrado con CO2. .................................................................. 42
3.4 ETAPA IV. Identificar los cambios que presentan los Yacimientos de
Gas Condensado ante la Estimulacin con CO2 ........................................... 42
3.5 ETAPA V. Establecer las ventajas y desventajas de la inyeccin de
CO2 en los Yacimientos de Gas Condensado............................................... 42
3.6 ETAPA VI. Comparar el efecto de la inyeccin de CO2 en los
yacimientos de Gas condensado, con respecto a los mtodos
convencionales.............................................................................................. 42
CAPTULO IV.................................................................................................... 44
DESARROLLO ................................................................................................. 44
4.1 Evaluar las causas que conllevan a la prdida de productividad del gas
condensado hacia la superficie. .................................................................... 44
4.1.1 Acumulacin de lquido en los Pozos ............................................... 44
4.1.1.2 Acumulacin de Lquido en la Formacin. ................................. 45
4.1.1.3 En Zonas Cercanas a los Pozos. ............................................... 46
4.1.1.4 Desarrollo del anillo de Condensado.......................................... 48
4.2 Descripcin del mtodo de inyeccin de dixido de carbono .................. 48
4.2.1 Inyeccin de Dixido de carbono...................................................... 48
4.2.2 Caractersticas generales y mecanismos del proceso de inyeccin
del CO2 ...................................................................................................... 49
4.2.3 Criterios para la aplicacin del CO2 .................................................. 50
4.3 Fases del proceso de recuperacin de condensado retrgrado con CO2 53
4.3.1 Fase de Inyeccin............................................................................. 53
4.3.2 Fase de Cierre .................................................................................. 54
4.3.3 Fase de Produccin.......................................................................... 55
4.4 Cambios que presentan los Yacimientos de Gas Condensado ante la
Estimulacin con CO2.................................................................................... 55
x
4.5 Ventajas y desventajas de la aplicacin de la inyeccin de CO2 en
yacimientos de gas condensado ................................................................... 57
4.6 Comparacin de la inyeccin de CO2 en los yacimientos de Gas
condensado, con respecto a los mtodos convencionales. .......................... 58
4.6.1 Inyeccin de Agua ............................................................................ 58
4.6.1.1. Ventajas de la inyeccin de agua.............................................. 59
4.6.1.2 Desventajas de la inyeccin de agua ......................................... 59
4.6.1.3 Inyeccin de Agua en Yacimientos de Gas Condensado
Agotados ................................................................................................ 59
4.6.1.4 Inyeccin de Agua vs. Agotamiento Natural............................... 60
4.6.1.5 Inyeccin de Agua vs. Inyeccin de Gas.................................... 61
4.6.2 Inyeccin Alterna de Agua y Gas...................................................... 62
4.6.2.1 Ventajas de la Inyeccin Alterna de Agua y Gas (IAAG)............ 63
4.6.2.2 Factores que afectan el proceso de Inyeccin Alterna de Agua
y Gas (IAAG).......................................................................................... 63
4.6.2.3 Recomendaciones para aplicar el proceso Inyeccin Alterna de
Agua y Gas (IAAG) ................................................................................ 64
4.6.3 Inyeccin de Nitrgeno ..................................................................... 64
4.6.3.1 Aplicaciones del Nitrgeno (N2).................................................. 65
4.6.3.2 Ventajas de la Inyeccin de (N2) ................................................ 66
4.6.3.3 Desventajas de la Inyeccin de (N2) .......................................... 66
4.7 Conclusiones........................................................................................... 66
4.8 Recomendaciones................................................................................... 67
BIBLIOGRAFA................................................................................................. 68
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:............. 70
xi
CAPTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Introduccin
Los yacimientos de gas condensado estn siendo considerados de
gran importancia tanto desde el punto de vista de desarrollo econmico como
desde el punto de vista estratgico. Pueden definirse como yacimientos
donde la composicin de la mezcla gaseosa se mantiene constante a
condiciones inciales de yacimiento. Estn compuestos principalmente de
metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero tambin contiene
hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Al
disminuir la presin isotrmicamente se alcanza el punto de roco, el fluido se
separar en dos fases, una fase gaseosa y una fase lquida, lo que se
conoce como condensacin retrgrada, con valores de temperatura entre la
crtica y la cricondentrmica.
Debido a las caractersticas especiales de los yacimientos de gas
condensado, en comparacin con los yacimientos de petrleo negro, estos
yacimientos presentan ciertos problemas adicionales a su explotacin, entre
ellos, la acumulacin de lquido en pozos y formacin que afecta
negativamente las caractersticas de flujo de estos pozos.
Hinchman y Barree (1985) estudiaron el efecto de las caractersticas
de los fluidos sobre la declinacin de la productividad de un pozo de gas-
condensado y demostraron que la cantidad de acumulacin de condensado
2
cerca al pozo depende de la riqueza del gas condensado, de los datos de
permeabilidad relativa y de la viscosidad del liquido.
Para optimizar la explotacin de yacimientos de gas condensado es
necesario, aplicar tcnicas que permitan movilizar el condensado que satura
el medio poroso. La inyeccin de CO2 es un mtodo cuyo propsito es
mantener la presin del yacimiento lo suficientemente alta (usualmente
mayor o cerca a la del punto de roco) para minimizar las prdidas de liquido
por condensacin retrgrada. El objetivo del presente trabajo de
investigacin es estudiar la inyeccin de CO2, como alternativa, para el
recobro de lquido en yacimientos de gas condensado.
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo general Estudiar la alternativa de inyeccin de CO2 para el recobro de lquido en
Yacimientos de Gas Condensado Retrgrado.
1.2.2 Objetivos especficos Evaluar las causas que conllevan a la prdida de productividad del gas
condensado hacia la superficie. Describir el mtodo de inyeccin de Dixido de carbono. Enumerar las fases del proceso de recuperacin de condensado
retrgrado con CO2 Identificar los cambios que presentan los Yacimientos de Gas
Condensado ante la Estimulacin con CO2 Establecer las ventajas y desventajas de la inyeccin de CO2 en los
Yacimientos de Gas Condensado.
3
Comparar el efecto de la inyeccin de CO2 en los yacimientos de Gas
condensado, con respecto a los mtodos convencionales.
CAPTULO II MARCO TERICO
2.1 Clasificacin de los yacimientos de gas
Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla
de hidrocarburos en el yacimiento, en forma general, los yacimientos de gas
se subdividen en yacimientos de gas seco, de gas hmedo y de gas
condensado.
2.1.1 Yacimientos de Gas Seco
Los yacimientos de gas seco contienen principalmente metano (%C1 >
90) con pequeas cantidades de pentano y componentes ms pesados
(%C5+
5
"Hmedo" proviene de que a las condiciones de separacin en superficie la
mezcla cae en la regin de dos fases generando relaciones gas-liquido
mayores que 15.000 PCN/BN de acuerdo a la Tabla tomada del trabajo de
McCain. El lquido del tanque tiende a ser incoloro (similar a la gasolina
natural) con gravedad API mayor de 60. El contenido lquido del gas
hmedo es menor de 30 BN/MMPCN.
Figura 2.1 Diagrama de fases de un yacimiento de gas Seco
Los gases hmedos difieren de los gases condensados en lo
siguiente:
- No ocurre condensacin retrgrada durante el agotamiento de presin.
- Tiene menos cantidad de componentes pesados.
- La cantidad de lquido condensado en el separador es menor.
6
Figura 2.2 Diagrama de fases de un yacimiento de gas hmedo
2.1.3 Yacimientos de Gas Condensado
Un gas condensado es un fluido monofsico en condiciones de
yacimiento originales. Est compuesto principalmente de metano [C1] y de
otros hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo
ciertas condiciones de temperaturas y presin, este fluido se separar en dos
fases, una fase gaseosa y una fase lquida lo que se conoce como
condensado retrgrado.
Condensado: Lquido formado por la condensacin de un vapor o gas; especficamente, hidrocarburos lquidos separados del gas natural
debido a los cambios de presin y temperatura cuando el gas recorre el
camino desde el yacimiento hasta los separadores en superficie.
7
2.1.3.1 Diagrama de fases de un Gas Condensado
El diagrama de fase de la figura 2.3 es tpico de un yacimiento de gas
condensado. A condiciones iniciales de presin y temperatura de yacimiento
la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa (Punto C), o en el
punto de roco (Punto C1)1.
Figura 2.3 Diagrama de fases de un yacimiento de gas Condensado
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura
crtica y la cricondentrmica de la mezcla de hidrocarburos. A medida que la
presin decrece (punto C-C1) debido a la produccin, la composicin de la
mezcla de hidrocarburos en el yacimiento permanecer constante hasta
alcanzar la presin de roco (C1). Con el continuo agotamiento de presin en
el yacimiento (C1-C2), la presin cae por debajo de la presin de roco y se
condensa lquido del fluido del yacimiento (gas), ocurriendo el fenmeno
llamado Condensacin Retrgrada. Se llama condensacin retrgrada
porque generalmente durante una dilatacin isotrmica ocurre vaporizacin
8
en vez de condensacin. Debido a esta condensacin la fase gaseosa
disminuir su contenido de lquido. La presin del yacimiento en parte del
diagrama 2.3 indica que a bajas presiones el lquido comienza a
revaporizarse (C2- C3). Esto ocurre en el laboratorio; sin embargo, es
probable que esto no ocurra en el yacimiento, porque durante la produccin
la composicin del fluido del yacimiento cambia.
La condensacin retrgrada es causada por las fuerzas que actan
sobre las molculas de diferentes tamaos y depende del balance de esas
fuerzas. Cuando la presin disminuye por debajo de la presin de roco las
fuerzas de atraccin entre las molculas livianas y pesadas disminuye debido
a que las molculas livianas se apartan mucho de las pesadas. Cuando esto
ocurre, la atraccin entre las molculas de componentes pesados se hace
ms efectiva produciendo su condensacin. Mayor reduccin de presin
permite a las molculas de componentes pesados su normal vaporizacin
hasta alcanzar nuevamente el punto de roco (completa vaporizacin del
condensado retrgrado).
2.1.3.2 Gotas de roco en un yacimiento
Cuando se forma por primera vez en un yacimiento de gas, el lquido
condensado es inmvil debido a las fuerzas capilares que actan sobre los
fluidos. Es decir, una gota microscpica de lquido, una vez formada, tender
a quedarse atrapada en los poros o gargantas de poros pequeas. Incluso en
el caso de los gases condensados ricos, con una condensacin sustancial de
lquido, la movilidad del condensado, que es la relacin entre la
permeabilidad relativa y la viscosidad, sigue siendo insignificante lejos de los
pozos. En consecuencia, el condensado que se forma en la mayor parte del
yacimiento se pierde en la produccin a menos que el plan de explotacin del
9
yacimiento incluya el reciclaje del gas. El efecto de esta condensacin sobre
la movilidad del gas es habitualmente despreciable. Cerca de un pozo
productor, la situacin es diferente. Cuando la presin de fondo de pozo cae
por debajo del punto de roco, se forma un sumidero en la regin vecina al
pozo. A medida que el gas ingresa en el sumidero, el lquido se condensa.
Luego de un breve perodo transitorio, se acumula suficiente lquido como
para que su movilidad se vuelva significativa. El gas y el lquido compiten por
las trayectorias de flujo, como lo describe la relacin entre sus
correspondientes permeabilidades relativas. La formacin de un bloque de
condensado es el resultado de la reduccin de la movilidad del gas en las
adyacencias de un pozo productor por debajo del punto de roco.
Figura 2.4 Formacin del bloque de Condensado
La cada de la presin del yacimiento por debajo del punto de roco
tiene dos resultados principales, ambos negativos: la produccin de gas y
condensado declina debido a la formacin de un bloque de condensado en la
regin vecina al pozo y el gas producido contiene menos fracciones pesadas
10
valiosas debido a la condensacin a travs de todo el yacimiento, donde el
condensado tiene una movilidad insuficiente como para fluir en direccin
hacia el pozo.
2.1.3.3 Bloque de condensado
No todos los yacimientos de gas condensado estn limitados por
presin debido a la formacin de un bloque de condensado en la regin
vecina al pozo, aunque todos estos campos experimentarn este fenmeno.
El grado en que la segregacin de condensado constituye un problema para
la produccin, depende de la relacin entre la cada de presin
experimentada dentro del yacimiento y la cada de presin total que se
produce desde las reas lejanas del yacimiento hasta un punto de control en
la superficie.
Si la cada de la presin del yacimiento es significativa, la cada de
presin adicional debida a la segregacin de condensado puede ser muy
importante para la productividad del pozo. Esta condicin es tpica en
formaciones con un valor bajo de la capacidad de flujo, que es el producto de
la permeabilidad por el espesor neto de la formacin (kh). Contrariamente, si
en el yacimiento se produce una pequea fraccin de la cada de presin
total, lo que es habitual en formaciones con valores de kh altos, la cada de
presin adicional producida en el yacimiento como consecuencia del bloque
de condensado tendr probablemente poco impacto sobre la productividad
de los pozos.
Como pauta general, se puede asumir que el bloque de condensado
duplica la cada de presin en el yacimiento para la misma tasa de flujo2.
11
Conceptualmente, el flujo en los yacimientos de gas condensado
puede dividirse en tres regiones de yacimiento.
Figura 2.5 Regiones de Yacimiento
Las dos regiones ms prximas a un pozo pueden formarse cuando
la presin de fondo de pozo est por debajo del punto de roco del fluido. La
tercera regin, que se forma lejos de los pozos productores, existe slo
cuando la presin del yacimiento est por encima del punto de roco.
Esta tercera regin incluye la mayor parte del rea del yacimiento que
se encuentra alejada de los pozos productores. Dado que est por encima de
la presin del punto de roco, slo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el
gas. El lmite interior de esta regin tiene lugar donde la presin iguala a la
presin del punto de roco del gas de yacimiento original. Este lmite no es
fijo sino que se desplaza hacia afuera a medida que el pozo produce
hidrocarburos y la presin de formacin cae, desapareciendo finalmente
cuando la presin en el lmite exterior cae por debajo del punto de roco.
12
En la segunda regin, la regin de segregacin de condensado, el
lquido se separa de la fase gaseosa, pero su saturacin contina siendo
suficientemente baja como para que se mantenga inmvil; sigue existiendo
flujo de gas monofsico. La cantidad de lquido que se condensa queda
determinada por las caractersticas de la fase del fluido, como lo indica su
diagrama PVT. La saturacin del lquido aumenta y la fase gaseosa se
vuelve ms pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturacin
en el lmite interior de la regin usualmente se aproxima a la saturacin
crtica del lquido para el flujo, que es la saturacin residual de petrleo.
En la primera regin, la ms cercana a un pozo productor, fluye tanto
la fase gaseosa como la fase de condensado. La saturacin del condensado
en esta regin es mayor que la saturacin crtica. Las dimensiones de esta
regin oscilan entre decenas de pies para los condensados pobres y cientos
de pies para los condensados ricos. Su tamao es proporcional al volumen
de gas drenado y al porcentaje de condensacin de lquido. Dicha regin se
extiende ms lejos del pozo para las capas con una permeabilidad ms alta
que la permeabilidad promedio, ya que a travs de esas capas ha fluido un
mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos que contienen gas pobre,
con baja condensacin de lquido, el bloque de condensado puede ser
significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado que
con el tiempo desarrolla alta saturacin.
Esta regin correspondiente al bloque de condensado en la zona
vecina al pozo controla la productividad del mismo. La relacin
gas/condensado circulante es bsicamente constante y la condicin PVT se
considera una regin de expansin a composicin constante. Esta condicin
simplifica la relacin existente entre la permeabilidad relativa al gas y la
13
permeabilidad relativa al petrleo, lo que hace que la relacin entre ambas
sea una funcin de las propiedades PVT.
No obstante, en la regin vecina al pozo se producen efectos de
permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en
consecuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relacin entre la fuerza
viscosa y la fuerza capilar se denomina nmero capilar. Las condiciones del
gradiente de presin producidas por la alta velocidad o la baja tensin
interfacial poseen nmeros capilares altos, lo que indica que predominan las
fuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa al gas es mayor que el valor
que se registra con tasas de flujo ms bajas.
A velocidades de flujo an ms altas, en la zona ms cercana al pozo,
el efecto inercial o efecto de Forchheimer reduce de alguna manera la
permeabilidad relativa al gas. La base de este efecto es el arrastre inicial que
se produce cuando el fluido se acelera para atravesar las gargantas de poros
y luego disminuye la velocidad una vez que ingresa en un cuerpo poroso 2.
El resultado es una permeabilidad aparente ms baja que la que podra
esperarse a partir de la ley de Darcy. Este efecto se conoce normalmente
como flujo no darciano.
El impacto global de los dos efectos producidos por la alta velocidad
es usualmente positivo, lo que reduce el impacto del bloque de condensado.
Se necesitan experimentos de impregnacin de ncleos de laboratorio para
medir el efecto inercial y el efecto del nmero capilar sobre la permeabilidad
relativa.
Si bien la primera indicacin de la presencia de un bloque de
condensado es habitualmente una declinacin de la productividad, su
14
presencia a menudo se determina mediante pruebas de presin transitoria.
Se puede interpretar una prueba de incremento de presin para mostrar la
distribucin del lquido antes de cerrar el pozo. El comportamiento a corto
plazo en la prueba de presin transitoria refleja las condiciones existentes en
la regin vecina al pozo. El bloque de condensado se indica por la existencia
de un gradiente de presin ms pronunciado cerca del pozo. Con tiempos de
prueba ms prolongados, la permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo
domina la respuesta; la permeabilidad puede determinarse a partir de la
curva de la derivada del cambio de presin en un grfico doble logartmico de
los cambios de pseudo-presin y tiempo de cierre. Si la prueba se prolonga
suficiente tiempo y ese tiempo de prueba de cierre depende de la
permeabilidad de la formacin las propiedades del flujo lejos del pozo sern
evidentes.
2.1.3.4 Caractersticas iniciales de Produccin de Gases Condensados
En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el gas condensado
sufre una fuerte reduccin de presin y temperatura y penetra rpidamente
en la regin de dos fases para llegar a superficie con las siguientes
caractersticas:
1. El lmite inferior de la relacin gas condensado para un gas retrgrado
es aproximadamente 3200 PCN/BN. Sin embargo, este lmite no ha
sido definido, se han observado relaciones gas-petrleo por encima de
150.000 PCN/BN. Una relacin gas- petrleo inicial menor a 5000
PCN/BN indica un gas condensado muy rico. Gases con altas
relaciones gas condensado tienen temperaturas cricondentrmicas
cercanas a la temperatura del yacimiento y muy poco lquido
retrgrado se condensa en el yacimiento. Como una manera prctica,
15
cuando la relacin gas condensado de produccin est por encima de
15.000 PCN/BN, la cantidad de lquido retrgrado en el yacimiento es
muy pequea y el fluido del yacimiento puede ser tratado como si este
fuera un gas hmedo.
2. La gravedad API del condensado se encuentra entre 40 y 60.
Aunque se han reportado condensados con gravedades de 29API. La
gravedad API incrementa a medida que la presin cae por debajo de
la presin de roco.
3. El color del condensado usualmente es incoloro, amarillo- claro.
2.1.3.5 Relacin Gas Condensado de Gases Condensados
A presiones mayores a la presin de roco la relacin gas condensado
se mantiene constante. Por debajo de la presin de roco la relacin gas
condensado de produccin incrementar (Figura 2.5), como resultado de la
prdida de condensado en el yacimiento. Cuando la presin disminuye por
debajo de la presin de roco, las fuerzas de atraccin entre las molculas
livianas y pesadas disminuyen, debido a que las molculas livianas se
apartan mucho de las pesadas. Cuando esto ocurre la atraccin entre las
molculas de los componentes pesados se hace ms efectiva produciendo
su condensacin.
El lquido condensado en el yacimiento se adhiere al material slido o
paredes de la roca, permaneciendo inmvil, ya que, generalmente no se llega
a alcanzar la saturacin crtica del lquido. Por lo cual, el lquido se pierde
para produccin y la saturacin de condensado incrementa a medida que la
presin declina. Por consiguiente el gas producido en superficie tendr un
16
contenido de lquido menor, aumentando la relacin gas- petrleo de
produccin.
Luego de alcanzar la condensacin retrgrada mxima, ocurre
revaporizacin del condensado al seguir disminuyendo la presin (Figura 2.3 C2-C3). Esta revaporizacin ayuda a la recuperacin de lquido y se hace evidente ya que produce una disminucin de la RGC en superficie y un
incremento en la gravedad especfica del gas condensado producido. Pero el
condensado no se revaporiza totalmente aunque se tengan bajas presiones
de agotamiento1.
Una vez se alcanza el punto de roco, debido a que la composicin del
fluido cambia, la composicin del fluido remanente en el yacimiento tambin
cambia y la curva envolvente comienza a desplazarse. La regin de dos
fases se desplaza hacia abajo y a la derecha y esto aumenta la
condensacin de lquido retrgrado.
La condensacin neta de lquido retrgrado es mayor para:
1. Menor temperatura de yacimiento.
2. Mayor presin de abandono.
3. Mayor desviacin del diagrama de fase hacia la derecha.
17
Figura 2.6 Comportamiento tpico de la RGC de un Gas Condensado
2.1.3.6 Comportamiento de la Gravedad API del Condensado
A presiones mayores a la presin de roco la gravedad del
condensado se mantiene constante, ya que no ocurre condensacin
retrgrada a nivel de yacimiento. La gravedad del lquido de tanque
incrementa a medida que la presin del yacimiento decrece por debajo de la
presin de roco, esto debido a que el comportamiento retrgrado en el
yacimiento remueve algunos de los componentes ms pesados del gas;
estos componentes no llegan al tanque, y el lquido del tanque es ms
liviano, tiene mayor gravedad API.
18
Figura 2.7 Comportamiento de la Gravedad API de un Condensado
2.1.3.7 Clasificacin de los yacimientos de gas condensado
Para efectos de prediccin, los yacimientos de gas condensado se
pueden clasificar de acuerdo a su comportamiento fsico en8 :
Yacimientos Subsaturados
Son aquellos yacimientos cuya presin inicial es mayor que la de roci
(Pi> PROC). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con
deficiencia de lquido en solucin. Durante el agotamiento de presin, la
composicin del gas condensado permanece constante hasta alcanzar la
presin de roci, lo mismo la relacin de gas condensado en superficie.
Yacimientos Saturados
En este caso la presin inicial es menor o igual a la presin de roco
(Pi PROC). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en
equilibrio con una cantidad infinitesimal de lquido. Tan pronto disminuye la
19
presin del yacimiento ocurre formacin de lquido en el mismo, a este
lquido se le llama condensado retrgrado. En ningn caso se debe tener
Pi< PROC (la muestra PVT no sera representativa de la zona de gas
condensado).
Yacimientos de Gas condensado con Condensacin Retrograda en el yacimiento
Estos yacimientos se caracterizan por la formacin de condensado
retrgrado en el yacimiento al caer la presin por debajo de la presin de
roco retrgrada. Debido a que los primeros componentes que se condensan
son los menos voltiles (ms pesados), el rendimiento de liquido (BN cond. /
MMPCN gas de separador) de la mezcla de hidrocarburos producida
disminuye con el tiempo (a medida que la presin del yacimiento cae por
debajo de la presin de roco)
Yacimientos de Gas condensado sin Condensacin Retrograda en el yacimiento
La presin de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la
presin de roco retrgrada, no ocurre condensacin retrgrada en el
yacimiento. La composicin de la mezcla de hidrocarburos producida no
vara y el rendimiento de lquido en superficie permanece aproximadamente
constante. Este comportamiento es similar al de los yacimientos de gas
hmedo
20
Tiempo, aos
Ren
dim
ient
o
Figura 2.8.Rendimiento de lquido de varios yacimientos
2.1.3.8 Factor de compresibilidad del Gas Condensado a P > Proc
El factor de comprensibilidad del gas condensado (Zgc) a presin igual
o mayor a la del punto de roco, donde el gas se encuentra en una sola fase,
se puede determinar por el mtodo de Standing y Katz, siempre y cuando se
cumplan con las limitaciones del mtodo. La presin y la temperatura
seudocrtica se obtienen a partir de la composicin del gas condensado en el
punto de roco o de la gc si no se conoce la composicin de la mezcla. Para
el clculo del factor de comprensibilidad del gas hmedo se sigue un
procedimiento similar al anterior.
2.1.3.9 Factor de compresibilidad Bifsico
El factor de compresibilidad bifsico (Z2f) es un seudo factor de
compresibilidad de una mezcla gas-lquido considerando que el lquido se
comporta como un gas. A presiones por debajo de la presin de roco de un
gas condensado se forman dos fases: gas y lquido (condensado retrgrado)
21
y se requiere conocer un factor de compresibilidad que tenga en cuenta la
presencia de los dos fases en los clculos de balance de materiales.
2.1.3.9.1 Correlacin para estimar el factor de compresibilidad bifsico
El Ing. Jairo Uricare desarrollo una ecuacin para estimar el Z2f en
base a datos de campo. La correlacin aplica para gases condensados del
oriente de Venezuela.
Para Presiones superiores a 1000 lpca
( ) ( )
+
++
++=
TrA
TrAA
TrAAAZ F
Pr1Pr1Pr 52
42
32102 (Ec. 2.1)
Para 0,96 Pr 14,83 y 0,52 Tr 0,72, donde A0 = 0,210686 A1 = -
0,0797115 A2 = 2,71582 A3 = 0,00324328 A4 = -3,0005 A5 = 0,136053.
Presiones Inferiores de 1.000 Lpca (0,96=>Psr< 1,47)
( ) ( )8
65
2
42
32102PrPr1Pr1Pr
+
+
++
++=
TrA
TrA
TrAA
TrAAAZ F
(Ec. 2.2)
Para 0,96 Pr 1,47 y 0,52 Tr 0,72, donde A0 = -2,44344 A1 = 2,42724 A2
= 8,53764 A3 = -1,07611 A4 = -8,49968 A5 = -0,333497 A6 = 0,722323.
2.2 Propiedades fsicas y multifsicas de la roca
Las propiedades fsicas del medio poroso son importantes para los
ingenieros de petrleo y gelogos. Las estrategias de la gerencia de
yacimiento sern tan realistas como la imagen de la distribucin de las
22
propiedades de la roca lo sea, ya que para evaluar completamente el
potencial y comportamiento de un yacimiento se deben conocer las
propiedades fsicas del medio poroso.
Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la
accin molecular de dos o ms fluidos inmiscibles (petrleo, agua y gas) que
coexisten en el medio poroso. Estas fuerzas capilares que existen en los
yacimientos son responsables de la distribucin de los fluidos en el sistema
poroso, determinan el volumen y la forma como el petrleo residual
permanece atrapado e influyen notablemente en el volumen de petrleo que
se puede recuperar de un yacimiento, ya que son las fuerzas retentivas que
impiden el vaciamiento total del yacimiento. Las permeabilidades relativas
son esenciales en la descripcin del comportamiento del flujo multifsico en
la ingeniera de yacimientos. Es bien conocido que las permeabilidades
relativas no son solo una simple funcin de la saturacin y la humectabilidad
sino que depende tambin la historia de saturacin y temperatura.
En el presente trabajo se describen las siguientes propiedades fsicas
y multifsicas de la roca:
2.2.1 Porosidad
La porosidad es una propiedad petrofsica fundamental para la
evaluacin de todo yacimiento. Las rocas yacimiento estn formadas por la
Matriz o esqueleto mineral, la cual consiste de granos de material slido de variadas formas y tamaos y por los espacios vacos (libres de material
solido) entre los granos, llamados Poros, los cuales estn ocupados por fluidos tales como petrleo, agua o gas.
23
Es de mucha importancia que en la determinacin del volumen poral a
considerar, en la evaluacin de yacimiento, slo incluya aquellos poros que
estn conectados a los canales principales del sistema poroso.
La porosidad es la fraccin del volumen bruto total de la roca que
constituyen los espacios no slidos, y est definido por:
Donde:
= Porosidad Absoluta
Vb= Volumen Bruto
Vm= Volumen Matriz
Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el vo
el de la matriz (Vb-Vm).
La porosidad generalmente se expresa en porcentaje.
Figura 2.9 Porosidad de la roca representada por el espaturquesa (parte no slida). La matriz o la parte slida repr
color marrn.
(Ec. 2.3)
lumen bruto y
cio de color esentada en
24
2.2.2 Saturacin
La saturacin es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio
poroso, y est definido como:
(Ec. 2.4)
Donde: S fluido = Porcentaje del fluido que satura el espacio poroso
Vf = Volumen del fluido dentro del espacio poroso
Vp = Volumen poroso
Si consideramos que bsicamente el volumen poroso de una roca que
contiene hidrocarburos, est saturada con petrleo, gas y agua tenemos
que1:
(Ec. 2.5)
Sw = Porcentaje Saturacin de Agua
So = Porcentaje Saturacin de Petrleo
Sg = Porcentaje Saturacin de Gas
2.2.3 Permeabilidad
La permeabilidad (K) es la medida de la facilidad con que una roca
(formacin) permite el flujo de un fluido (o fluidos) de determinada viscosidad
a travs de ella. Para que una roca sea permeable debe tener porosidad
25
interconectada (poros, cavernas, vasos capilares o fracturas) es decir
porosidad efectiva.
La industria petrolera adopt el Darcy como la unidad estndar de
permeabilidad la cual se define como lo siguiente:
Un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy (Figura
2.10) cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un
centipoise y que satura totalmente el medio poroso, fluye a travs de l
bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cm3por segundo, por
un rea transversal de un cm2, por cm de longitud y un diferencial de
presin de una atmsfera.
Figura 2.10 Representacin grfica donde se explica la ley de Darcy que
define el movimiento de fluidos a travs del medio poroso, cuya propiedad es la permeabilidad (k)
Como es una unidad bastante alta para la mayora de las rocas
productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milsimas de
Darcy, es decir miliDarcys (0.001) Darcys.
26
(Ec. 2.6)
Donde:
K = Permeabilidad (Darcys)
A = Seccin transversal (cm2) h
L = Distancia que recorre el fluido
P = Diferencia de presin (atm) (P2-P1)
q = Tasa de produccin (cm3/ s)
= Viscosidad en la direccin de recorrido del fluido (cps)
2.2.3.1 Clasificacin de la Permeabilidad
a) Permeabilidad Absoluta (K)
Es aquella que tiene un medio poroso saturado 100% por una nica
fase. Esta es una propiedad del medio poroso y por lo tanto no depende del
fluido, tasa de flujo y diferencial de presin.
b) Permeabilidad Efectiva (Ke)
Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluye en
el medio poroso dos o ms fases. Es una funcin saturada del fluido en
consideracin. En ninguna parte del yacimiento existe una sola fase
saturando el medio poroso, por lo que solo son de inters las
permeabilidades efectivas. Es evidente que la permeabilidad efectiva de una
27
roca a un fluido dado siempre ser menor que la permeablidad absoluta de la
misma. El nico caso en que la permeabilidad efectiva es igual a la absoluta
es cuando la saturacin de un fluido dado es 100%, es decir, que existe un
solo fluido en el sistema.
c) Permeabilidad Relativa (kr)
Es la razn o cociente que hay entre la permeabilidad efectiva de un
fluido y la absoluta. Depende de la saturacin del fluido considerado y
siempre es menor o igual a la unidad.
(Ec. 2.7)
2.2.4 permeabilidades Relativas
Un mejor entendimiento del movimiento de los fluidos dentro del
yacimiento consiste en reconocer la independencia relativa del movimiento
de los fluidos inmiscibles dentro de un volumen poroso permeable. De aqu
que la permeabilidad efectiva a una determinada fase es una funcin de la
movilidad de esa fase con la distribucin de saturacin existente.
La permeabilidad relativa es una cantidad adimensional y es usada es
conjunto con la permeabilidad absoluta para determinar la permeabilidad
efectiva de un fluido. Esta relacin pueda ser escrita como1:
(Ec. 2.8)
28
Establecida la humectabilidad para un determinado medio poroso, las
permeabilidades relativas son funciones nicamente de la saturacin de uno
de los fluidos, referidos por lo general, a la fase humectante, SH. As, se
determina la permeabilidad relativa mediante la medida de parmetros
bsicos y la aplicacin de la ecuacin de Darcy a cada una de las fases. Los
resultados se representan grficamente, obtenindose curvas, las cuales se
denominan Curvas de Permeabilidad Relativa a las fases humectantes y
no humectantes.
2.2.4.1 Caractersticas de la curvas de Permeabilidad Relativa
La permeabilidad relativa es normalmente representada como una
funcin de saturacin de fluidos. Los datos pueden ser obtenidos de medidas
de laboratorio, datos de campo o correlaciones.
Entre las caractersticas generales de las curvas de permeabilidad
relativa se tienen:
d) Dependen fuertemente de la saturacin de las fases, humectabilidad y
distribucin del tamao de los poros.
e) Dependen poco de las propiedades de los fluidos, porosidad y
permeabilidad absoluta.
f) Las saturaciones residuales son mayores que cero (usualmente Sor >
Swir).
g) Las curvas son no lineales
h) La fase no humectante exhibe una curva en forma de S, mientras que
la fase humectante es una curva cncava.
i) El punto de cruce entre las curvas, se acerca hacia la saturacin
residual de la fase no humectante.
29
j) La Krmx de la fase humectante es menor que la Krmx de la fase no
humectante.
2.2.4.2 Permeabilidad Relativa Gas/ Petrleo
Figura 2.11 Curva Tpica de Permeabilidad Relativa Gas- Petrleo
La permeabilidad relativa al gas se mantiene en cero hasta alcanzar la
saturacin de gas crtica (Sgc).
A medida que la saturacin de gas incrementa, la permeabilidad
relativa al gas aumenta, hasta alcanzar un valor mximo
correspondiente al punto de saturacin irreducible de agua y residual
de petrleo (el valor de saturacin residual de petrleo que ocurre
cuando el petrleo es desplazado por el gas).
2.2.5 Tensin Interfacial
El trmino de tensin interfacial es utilizado para definir la tensin de
la superficie de separacin o interfase entre dos lquidos inmiscibles. Cuando
30
se ponen en contacto dos lquidos inmiscibles el sistema considerado estar
formado por las dos fases lquidas y la interfase de contacto entre ellas. Las
molculas de la interfase entre dos lquidos estarn sometidas a fuerzas de
magnitudes diferentes a las que estn sometidas las molculas del seno de
cada uno de los lquidos. Adems se tendrn tambin interacciones de tipo
Van der Waals con las molculas del otro lquido en la interfase, lo que
conducir a que la tensin a la interfase (tensin interfacial) tenga un valor
intermedio entre las tensiones superficiales de los dos lquidos condensados.
Se puede definir como la cantidad de energa por unidad de rea
[Dynas / cm2] necesaria para formar una interfase, la disminucin de la
tensin interfacial da origen a la disminucin del crudo residual retenido en el
medio poroso del yacimiento, obtenindose con esto altas recuperaciones de
crudo residual 3.
2.2.6 Humectabilidad
Se conoce con el nombre de humectabilidad, a la tendencia de un
fluido a adherirse a una superficie solida, en presencia de otro fluido
inmiscible, tratando de ocupar la mayor rea de contacto posible con ese
slido. Esta tensin de adhesin ocurre cuando existe ms de un fluido
saturando el yacimiento y es funcin de la tensin interfacial.
Otro trmino sinnimo utilizado es el de mojabilidad, denominndose
fluido mojante o humectante al que presenta mayor tensin de adhesin con
la roca del yacimiento.
Mediante la relacin de los ngulos de contacto puede medirse
indirectamente la mojabilidad de la roca, pues una tensin de adhesin
31
positiva (menor a 90) indica que la superficie solida esta preferiblemente
mojada o humectada por el agua. Para valor de mayores a 90 la roca
tiende a humectarse con petrleo; y para valores de cercanos a 90, la roca
presenta igual preferencia de mojabilidad con los dos fluidos 6.
Figura 2.12 Mojabilidad de los fluidos
2.2.7 Presin Capilar (Pc)
Se puede definir como el diferencial de presin entre dos fluidos
inmiscibles a travs de la interfase que se forma entre ellos cuando se ponen
en contacto en un medio poroso6. Por definicin: (Ec. 2.9)
Donde:
Pc = Presin capilar, lpc.
Pfnm = Presin de la fase no mojante, lpc.
Pfm = Presin de la fase mojante, lpc.
32
2.3 definicin general del dixido de carbono
El dixido de carbono es un compuesto estable y no txico, el cual, se
encuentra en fase gaseosa a condiciones normales. Este ha encontrado aplicacin en la recuperacin secundaria y terciaria de una amplia variedad de petrleos, que van desde los pesados hasta los livianos, implementado a travs de varios tipos de procesos: Inyeccin cclica, inyeccin continua e
inyeccin alternada con agua. El inters principal del empleo del CO2, como
gas de inyeccin, es su capacidad de desarrollar miscibilidad dinmica con el
crudo cuando suficientes contactos han ocurrido entre ambos, gracias a su habilidad de extraer hidrocarburos de la gasolina y de las fracciones gas y petrleo del crudo, as como, de los hidrocarburos de peso molecular intermedio. Adems su densidad es similar a la del petrleo, a muchas
condiciones de yacimiento, lo cual reduce los efectos de segregacin en
procesos de desplazamiento inmiscible.
2.4 propiedades del dixido de carbono
Algunas propiedades del CO2, incluyendo sus propiedades fsicas y
crticas, son:
Tabla 2.1 Propiedades del Dixido de carbono
Peso molecular
(lbm/lbmol) Olor Apariencia y color
Tc (R)
Densidad Relativa al
aire
Presin de Vapor a 20C
Solubilidad en agua (mg/l)
Vc (pie3/
lbmol) Zc Pc (lpca)
44.01 Inodoro Gas incoloro 547.60 1.52 57.30 2000 1.505 0.2742 1.070
33
La disponibilidad de CO2 en campo depender de la disponibilidad del
combustible (gas natural u otro) que exista tambin en campo.
2.5 antecedentes de la inyeccin de CO2
Los efectos de la disolucin del CO2 en el crudo eran conocidos
mucho antes de la ejecucin de cualquier ensayo de campo alguno. En 1941
Pirson publica un estudio donde sugiere la represurizacin del yacimiento
para obtener un recobro adicional por vaporizacin de las fracciones
intermedias del crudo (C5-C30) hacia la fase gaseosa rica en CO2, con lo cual
se aprovechaba la energa elstica del gas en la periferia del pozo.
Cuatro aos ms tarde (1945) Poetman y Katz investigaron el
comportamiento de mezclas CO2- parafinas, y al final de la dcada (de los
40), los primeros experimentos de desplazamiento con agua carbonatada,
realizados para la compaa Oil Recovery Corp, indicaron una reduccin de
la saturacin residual de crudo en un 15 %, despus de un desplazamiento
con agua convencional. Todas las pruebas de laboratorio realizadas en esta
poca fueron llevadas a cabo en crudos livianos (28 a 50 API) y en
condiciones inmiscibles7.
En 1969 se realiza la primera prueba de campo de inyeccin cclica de
CO2, en el campo Ritchie (Arkansas), en un yacimiento delgado con un crudo
de 16 API. En esta, se obtuvo un incremento de 100 % en la tasa de
produccin, sostenido durante un ao, perodo despus del cual se inici un
proceso de inyeccin de agua en la periferia de la zona de produccin.
Posteriormente en 1976 se realiz un proyecto muy exitoso a escala de todo
un Yacimiento en el campo Lick Creek, Arkansas, en el cual se utilizaron
34
varios mtodos de superacin adicional, empezando con la estimulacin con
CO2, y se continu con inyeccin alterna CO2-agua7.
En los aos 70 se realizaron una serie de pruebas en la cuenca de
Los ngeles para estimular la produccin de crudos pesados; y a mediados
de la dcada de los 80 renace el inters por estudiar el potencial de la
inyeccin cclica de CO2 como mtodo de recuperacin adicional en
yacimientos de crudos livianos. La mayora de las pruebas de campo, para
este ltimo tipo de crudo, se realizaron en los Estados Unidos. Al parecer el
proceso resulta beneficioso entre otros casos, donde la recuperacin primaria
es pobre y los yacimientos estn fuertemente agotados, a tal punto que la
inyeccin continua de CO2 en condiciones de miscibilidad dinmica resulta
impracticable, debido a la necesidad de Inyectar volmenes excesivos7.
En cuanto a la inyeccin continua de CO2, de grandes tapones de CO2
empujados por agua y de tapones de CO2 alternados con tapones de agua,
al menos 33 pruebas de campo fueron emprendidas en 1982 y con una
excepcin todas fueron iniciadas en la :1-cada de los 70 o ms tarde. Las
gravedades de los petrleos probados estuvieron mayormente en el rango de
30 a 50 API. Las viscosidades normalmente fueron bajas, menos de casi 2
cp. La recuperacin incremental lleg a ser tan alta como el 18 % del
petrleo original en sitio, en el rea de prueba 7.
2.6 comportamiento de miscibilidad hidrocarburos- co2
2.6.1 presin Mnima de Miscibilidad
La Presin Mnima de Miscibilidad (PMM), es la menor presin a la
cual el gas de inyeccin y el crudo de un yacimiento pueden llegar a ser
miscibles a travs de procesos por mltiples contactos, existiendo
35
transferencia de masa entre la fase lquida (crudo) y la fase gaseosa (gas de
inyeccin) a una temperatura especfica.
La PMM es una propiedad termodinmica y clave en los procesos
miscibles de recobro de petrleo. Depende fundamentalmente de la
temperatura, composicin del gas de inyeccin y composicin del crudo en el
yacimiento.
La PMM, es un parmetro de inters en la seleccin de yacimientos
candidatos a ser sometidos a la inyeccin de CO2, el cual permite determinar
bajo qu condiciones ocurrir el desplazamiento (miscible, o inmiscible). La
miscibilidad depende de la pureza del CO2, de la composicin del petrleo y
de la temperatura del yacimiento. La PPM aumenta en presencia de metano
y nitrgeno, porque reducen la capacidad extractiva del CO2 y disminuye si
encuentra etano o hidrocarburos intermedios, un aumento de la temperatura
del yacimiento tambin produce aumento de la PPM. Una gravedad API
baja refleja poco contenido de hidrocarburos extrables y, por ende, una PPM
alta.
2.6.2 Miscibilidad Hidrocarburos CO2
El dixido de carbono, al igual que el nitrgeno y el gas seco, posee la
habilidad de alcanzar miscibilidad dinmica con petrleos de yacimientos,
cuando la presin es igual o est por encima de un lmite inferior, la presin mnima de miscibilidad. Cuando esta condicin se verifica la disolucin en
el petrleo, de cualquiera de los gases mencionados, no ocurre en forma
36
directa, es decir, al primer contacto, sino que se desarrolla cuando mltiples
contactos han ocurrido entre gas y petrleo. Sin embargo, el dixido de
carbono es superior a cualquiera de los gases mencionados, en que la
presin mnima de miscibilidad con este es considerablemente menor que
con los otros gases. Debido a que el CO2 es capaz de extraer hidrocarburos
de la fraccin C5-C30 del crudo, tanto a bajas temperaturas, donde la fase rica
en CO2 es un lquido, como a altas temperaturas, y la fase rica en CO2 es
vapor. En cambio el gas seco y el nitrgeno solo pueden extraer
hidrocarburos de la fraccin C2-C5 del crudo.
El comportamiento de fases de las mezclas crudo-CO2 puede ser
complejo dependiendo de la temperatura. A bajas temperaturas,
aproximadamente menores que 115 a 120 F, el sistema crudo-CO2 presenta
algunas mezclas separndose en una fase vapor y una fase lquida, mientras
otras se separan en dos fases lquidas coexistentes, en tanto que, en un
pequeo rango de presin y composicin tres fases coexisten: dos lquidos y
un gas. Adicionalmente con algunos petrleos una pequea cantidad de
asfltenos puede precipitar en cierto rango de presin y composicin. No
obstante. Cuando la temperatura es alta, mayor que aproximadamente
120F, el comportamiento de las fases crudo- CO2 solamente muestra una
fase vapor y una fase lquida, coexistiendo en cierto rango de presin y
composicin. Cuando este es el caso, la miscibilidad dinmica se puede
alcanzar a travs del mecanismo de empuje por gas vaporizante.
2.6.3 Representacin del comportamiento de fases hidrocarburos- CO2
La figura 2.13 muestra un diagrama seudo ternario conceptual
representando el comportamiento de fases de mezclas de CO2 e
hidrocarburos a altas temperaturas. Este diagrama contiene todas las
37
composiciones de todas las mezclas posibles de CO2, C5-C30 y C31+, para
condiciones de presin y temperatura especificadas. Cada vrtice del
triangulo representa el 100 % de cada seudo componente, as el vrtice
rotulado 100%CO2 corresponde a dixido de carbono puro; anlogamente,
los vrtices rotulados 100% C5-C30 y 100% C31+ corresponden a fluidos
constituidos solamente por C5-C30 y C31+ respectivamente. Las bases
opuestas a cada vrtice representan O % del seudo componente
correspondiente al vrtice en cuestin, y las composiciones de las mezclas
de los 3 seudo componentes estn representadas por puntos situados a
distancias apropiadas desde las bases del tringulo. Por ejemplo, el petrleo
de yacimiento representado por el punto P, de la figura 2.13, est compuesto
por 50 % del seudo componente C5-C30, 50 % del seudo componente C31+ , y
O % de CO2 (las lneas punteadas indican dichas composiciones).
Existe una regin donde las dos fases, vapor y lquido, coexisten.
Dicha regin est limitada por las lneas de punto de burbujeo y punto de
roco, las cuales, se unen en el punto crtico, en el cual, las propiedades y
composiciones intensivas del gas y del lquido en equilibrio son iguales.
Cualquier mezcla cuya composicin esta situada dentro de la regin de dos
fases se encuentra en estado bifsico. Por ejemplo, la mezcla de
composicin M, de la figura 2.13, se separa en una fase lquida de
composicin L y una fase vapor de composicin V. La lnea discontnua que
une la composicin del lquido (L) y del vapor (V) en equilibrio, se denomina
lnea de enlace (tieline). Fuera de la regin bifsica cualquier mezcla de los
tres seudo componentes se encuentra en estado monofsico. Finalmente la
lnea discontnua que pasa a travs del punto crtico se denomina lnea de
enlace limitante.
Un aspecto importante de los diagramas ternarios, o en este caso,
seudo ternarios, es que la lnea que une las composiciones de dos fluidos,
38
representa todas las composiciones de las mezclas de dichos fluidos. Por
ejemplo, si en la figura 2.13, se trazase una lnea desde el punto P hasta el
vrtice correspondiente al CO2, sobre esta lnea estaran situadas todas las
composiciones de las mezclas de CO2 y de petrleo de yacimiento de
composicin correspondiente al punto P. Adicionalmente, de esa manera se
puede observar si los fluidos en cuestin son miscibles al primer contacto o
no. Siguiendo con el mismo ejemplo, el CO2 y el petrleo de yacimiento
representado por el punto P no son miscibles al primer contacto, ya que la
lnea que los une cruza la regin bifsica.
Figura 2.13 Diagrama seudo ternario hipottico mostrando el
comportamiento de fases del CO2 con hidrocarburos, a presin y temperatura constante.
2.6.4 Mecanismo de empuje por gas vaporizante
El CO2 no es miscible al primer contacto con el petrleo de yacimiento
representado por el punto P de la figura 2.13. Aunque el diagrama seudo
ternario de dicha figura es nicamente conceptual, este generalmente es el
caso para las condiciones comnmente encontradas en los yacimientos. No
obstante, aun en estas circunstancias se puede alcanzar miscibilidad a travs
de la vaporizacin en sitio de hidrocarburos de la fraccin C5-C30 del crudo
39
en el CO2, para crear una zona de transicin miscible. La figura 2.14 muestra
la forma en que esto ocurre. Inicialmente el CO2 desplaza inmisciblemente el
petrleo de yacimiento lejos del pozo dejando una porcin de este detrs del
frente de CO2, ya que ambos fluidos son inmiscibles, como se vio en la
seccin anterior. Asumiendo que las proporciones relativas de CO2 y de
petrleo no desplazado, despus de este primer contacto, son tales que, la
composicin total es representada por el punto M1 de la figura 2.14,
entonces, de acuerdo a la lnea de enlace (tieline) que pasa a travs de M1,
coexisten en equilibrio el lquido L1 y el vapor V1 detrs del frente de CO2.
A medida que contina la inyeccin, el CO2 desplaza el vapor V1 ms
adentro en el yacimiento y este ltimo contacta petrleo no alterado, mientras
el lquido L1 es dejado atrs como una saturacin residual. Como resultado
del segundo contacto, esta vez entre el gas V1 y petrleo no alterado P,
resulta una nueva composicin total M2, la cual se encuentra en estado
bifsico, con lquido L2 y vapor V2 en equilibrio. La inyeccin de volmenes
adicionales de CO2 desplaza el gas V2 adelante del frente contactando ms
petrleo no alterado y entonces el proceso se repite. De esta manera la
composicin del gas frente de desplazamiento es enriquecida
progresivamente a lo largo de la curva de punto de roco, hasta que alcanza
la composicin del punto crtico C, como lo muestran la sucesin de puntos
V1, V2 y V3, de la figura 2.14.
Finalmente puesto que el fluido del punto crtico es directamente
miscible con el petrleo de yacimiento P, como se puede verificar en figura
2.14, si se traza una lnea que una dichos fluidos (esta se encuentra
enteramente regin monofsica), entonces se alcanza as la miscibilidad.
40
Figura 2.14 Diagrama seudo ternario mostrando el mecanismo de
empuje por gas vaporizante con CO2 El comportamiento mostrado por la figura 2.14 ocurre solamente
cuando la presin mayor o igual que la presin mnima de miscibilidad, en
cuyo caso el punto correspondiente a la composicin del petrleo se ubica a
la derecha de la lnea de enlace imitante, como en las figuras 2.13 y 2.14.
Cuando la presin es menor que la presin mnima de miscibilidad, el punto
que representa la composicin del petrleo se ubica a la izquierda de la lnea
de enlace limitante y entonces no es posible alcanzar la miscibilidad
dinmica7.
CAPTULO III MARCO METODOLGICO
Con el fin de hacer el estudio de la alternativa de inyeccin de CO2 para el recobro de lquido en Yacimientos de Gas Condensado Retrgrado,
se realizo una investigacin del tipo Explicativa basada en revisin
bibliogrfica, para la cual, en funcin de los objetivos planteados, fue
necesario cumplir con una serie de etapas:
3.1 ETAPA I. Evaluar las causas que conllevan a la prdida de productividad del gas condensado hacia la superficie.
En esta etapa del trabajo se plantean las diferentes causas que
durante la explotacin del yacimiento de gas condensado, minimizan la
productividad de gas condensado hacia la superficie y las prdidas de
condensado atrapado en el yacimiento al final de la explotacin.
3.2 ETAPA II. Describir el mtodo de inyeccin de Dixido de carbono.
Se describe la inyeccin de Dixido de carbono, como alternativa para
el recobro de lquido en yacimientos de gas condensado retrogrado. Se
detallan los criterios para su aplicacin, adems de las caractersticas
generales y mecanismos del proceso.
42
3.3 ETAPA III. Enumerar las fases del proceso de recuperacin de condensado retrgrado con CO2.
En esta etapa se definen las fases principales del proceso de
recuperacin de condensado retrgrado con CO2, inyeccin cierre y
produccin, con el objetivo de inferir cualitativamente el funcionamiento del
dixido de carbono durante el proceso.
3.4 ETAPA IV. Identificar los cambios que presentan los Yacimientos de Gas Condensado ante la Estimulacin con CO2
Continuando con el desarrollo de los objetivos, de manera general se
explican los cambios que presentan los yacimientos de gas condensado ante
la estimulacin con dixido de carbono.
3.5 ETAPA V. Establecer las ventajas y desventajas de la inyeccin de CO2 en los Yacimientos de Gas Condensado.
En esta etapa se platean las posibles ventajas y desventajas que
podran tener lugar en la aplicacin del dixido de carbono, en un yacimiento
de Gas condensado
3.6 ETAPA VI. Comparar el efecto de la inyeccin de CO2 en los yacimientos de Gas condensado, con respecto a los mtodos convencionales.
Para cumplir a cabalidad con los objetivos planteados, finalmente se
compara la inyeccin de CO2, con respecto a otros mtodos de inyeccin
como el de inyeccin de agua, inyeccin alterna agua y gas, e inyeccin de
43
nitrgeno. Analizando aspectos positivos y negativos, de los mismos, en la
recuperacin del condensado retrogrado.
CAPTULO IV DESARROLLO
4.1 Evaluar las causas que conllevan a la prdida de productividad del gas condensado hacia la superficie.
Debido a las caractersticas especiales de los yacimientos de gas
condensado, en comparacin con los yacimientos de petrleo negro, estos
yacimientos presentan ciertos problemas adicionales a su explotacin.
4.1.1 Acumulacin de lquido en los Pozos
La presencia de lquidos en pozos de gas afecta negativamente las
caractersticas de flujo de estos pozos. Los lquidos pueden provenir de la
condensacin de hidrocarburos (condensado) o de agua producida
conjuntamente con el gas. En ambos casos, la fase lquida de alta densidad
debe ser transportada a superficie por el gas. Si el gas no suministra
suficiente energa de transporte para levantar los lquidos, estos se acumulan
en el fondo del pozo produciendo una contrapresin adicional sobre la
formacin que afecta negativamente la capacidad productiva de los mismos.
En pozos con baja presin de fondo, el lquido puede matarlo. Inicialmente
los pozos tienen presin y tasas de flujo elevadas que impiden la
acumulacin de lquido en el fondo, pero a medida que la presin de fondo
disminuye y aumenta la produccin de lquidos (agua o condensado) se hace
necesario ayudar artificialmente al gas a levantar el lquido.
45
De acuerdo a Hutas y Granberry existen varios mtodos que ayudan
a levantar el lquido:
A) Levantamiento artificial con gas (gas lift), El gas inyectado por el anular
pasa por vlvulas especiales hacia la tubera incrementando la energa
del gas producido, lo cual permite a ste levantar la columna de lquido.
B) Cuando la presin de fondo fluyente lo permita se puede instalar un
equipo de bombeo mecnico. La bomba de subsuelo se instala dentro de
la columna de lquido, por debajo de las perforaciones. La bomba se
encarga de levantar el lquido. El gas fluye a superficie por el anular.
C) Hacer fluir el pozo a la atmsfera para alcanzar altas tasas de flujo que
levanten el lquido desde el fondo. Este ltimo mtodo tiene grandes
desventajas como es el riesgo de producir incendios y contaminacin
ambiental. Tambin se pierde una gran cantidad de gas al arrojarlo a la
atmsfera.
4.1.1.2 Acumulacin de Lquido en la Formacin.
Una de las caractersticas bsicas de los yacimientos de gas
condensado es la formacin de condensado retrgrado cuando la presin de
la mezcla de hidrocarburos cae por debajo de su presin de roco durante el
agotamiento isotrmico de la presin del yacimiento.
La acumulacin de condensado retrgrado puede ocurrir:
En la zona cercana al pozo de produccin cuando la presin de
fondo fluyente es menor que la presin de roco (Pwf < Proc) y la
46
presin promedia del yacimiento es mayor o igual a la presin de
roco (P > Proc).
En todo el yacimiento cuando P < Proc. En el primer caso puede
ocurrir desde el comienzo de la explotacin del yacimiento si se
tiene una alta cada de presin en los alrededores del pozo
debido al dao de la formacin por los fluidos de perforacin y el
2do caso se presenta cuando el yacimiento de gas condensado
es producido por agotamiento de presin y la presin del
yacimiento ha cado por debajo de la presin de roco.
4.1.1.3 En Zonas Cercanas a los Pozos.
Experiencia de campo ha mostrado que ocurre prdida de
productividad de los pozos cuando se tiene Pwf < Proc, debido a la
condensacin retrgrada en la arena y fondo de los pozos. Un banco o anillo
de condensado retrgrado crece alrededor de un pozo de gas condensado
cuando la presin de fondo cae por debajo de la presin de roco, como se
ilustra en la Figura 4.1. Este banco crece cuando la presin del yacimiento
declina disminuyendo la productividad del pozo y generando una prdida de
componentes pesados en la superficie. El comportamiento es particularmente
rpido en yacimientos de gas condensado rico, cercano al punto de roco y
de baja permeabilidad.
En el peor de los casos la saturacin de condensado (Se) alrededor
del pozo puede alcanzar valores de 50-60%, superiores a las medidas en las
pruebas CVD (sin medio poroso), generando reducciones de productividad
47
de los pozos de 2 a 10 veces la existente antes de la condensacin
retrgrada. Esta reduccin se ha observado hasta en yacimientos de gas
condensado pobres como por ejemplo en el Yacimiento Arun donde se
redujo la productividad en 50% al caer la presin por debajo de presin de
roco. El gas condensado de este yacimiento tiene solo 1% de volumen de
condensado retrgrado mximo. El cierre del pozo y su restauracin de
presin tienen un efecto despreciable sobre la saturacin del anillo del
condensado y por tanto sobre la productividad del pozo debido a que los
cambios de composicin del sistema (gas + lquido) impiden que el proceso
de condensacin retrgrada sea reversible a nivel de yacimiento como si lo
es a nivel de laboratorio en la prueba CCE.
El Bambi, Me Cam y Sommelbeck8, muestran resultados ilustrativos
de la productividad de un yacimiento moderadamente rico la cual disminuye
rpidamente y luego aumenta a medida que su presin cae por debajo de la
Proc. La reduccin de productividad es severa cuando Kh < 1000 md-pie y es
poca cuando Kh > 1000 md-pie. Estudios de simulacin muestran que la alta
saturacin de condensado del anillo, severamente reduce la permeabilidad
relativa al gas condensado (Krg) disminuyendo su tasa de produccin (qg).
Cuando la presin promedia del yacimiento cae por debajo de la Proc, la
condensacin de las molculas ms pesadas empobrece el gas condensado
remanente y al fluir este gas a travs del anillo vaporiza condensado
disminuyendo su saturacin e incrementando Krg.
48
Figura 4.1 Ilustracin de las regiones que se forman alrededor de un
pozo de gas condensado cuando Pwf < Proc
4.1.1.4 Desarrollo del anillo de Condensado
Como se explico anteriormente en el captulo II seccin 2.1.3.2, al caer la presin de fondo fluyente por debajo de la presin de roco se forma un
anillo de condensado alrededor del pozo que bloquea parcialmente el flujo de
gas condensado hacia el mismo.
4.2 Descripcin del mtodo de inyeccin de dixido de carbono
4.2.1 Inyeccin de Dixido de carbono
La inyeccin de CO2 es uno de los procesos ms usados. A presiones
requeridas para recuperacin miscible, el CO2 dentro del yacimiento es
lquido (a bajas temperaturas) o un fluido supercrtico4. Aunque el CO2 no es
miscible con muchos petrleos, este puede crear una fuente de
desplazamiento miscible en el yacimiento a medida que mezcla con los
hidrocarburos. En adicin al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede
49
contribuir tambin a la recuperacin de condensado al reducir su viscosidad y
causar el hinchamiento. La mnima presin requerida para miscibilidad es
cerca de 1.500 lpc. El volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a
10 MPC por barril de petrleo recuperado. La factibilidad econmica del
proceso est determinada por los precios locales del CO2.
Modelos fsicos de yacimiento y pruebas de laboratorio son usadas
para disear proyectos de inyeccin de CO2. Cuando altas concentraciones
de CO2 son mezcladas con petrleo, la transferencia de masa de los
componentes entre el CO2 y el petrleo puede causar la coexistencia de
cuatro fluidos separados y fase slida.
Usualmente dos fases predominarn: una fase voltil y rica en CO2 y
una menos voltil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a
120F, las dos fases son liquidas; a medida que la presin se reduce, los
vapores se liberan primeramente de la fase rica en CO2. Por encima de
120F, el sistema completo estar en la fase vapor a alta presin y altas
concentraciones de CO2; a medida que la presin se reduce en el sistema, la
fase lquida rica en hidrocarburos puede condensar del gas.
4.2.2 Caractersticas generales y mecanismos del proceso de inyeccin del CO2
Para comprender acertadamente la forma como el CO2 desplaza el
condensado almacenado en la roca es importante describir el
comportamiento que exhibe dicho componente cuando est en contacto con
los fluidos presentes en el yacimiento.
50
La propiedad ms importante del CO2 es probablemente, su
capacidad para vaporizar y extraer porciones del condensado, con el cual se
pone en contacto. Mediante este proceso, la viscosidad de la fase rica en
CO2 aumenta, creando un contraste de movilidades ms favorables entre el
gas y el crudo o el agua. La solubilidad del CO2 provoca un hinchamiento del
crudo y/o condensado, una reduccin de la viscosidad y un aumento de su
densidad en el frente de desplazamiento debido a la extraccin selectiva de
los hidrocarburos ligeros e intermedios. En condiciones supercrtica esta
transferencia de masa es considerable, producindose incluso una extraccin
hasta de los hidrocarburos con 30 carbonos.
El CO2 disuelto en el agua de la formacin produce un aumento de la
permeabilidad de la roca del yacimiento debido a la disolucin de los
compuestos carbonatados que contenga. Ello obedece que el CO2 en
presencia de agua forma acido carbnico, el cual reacciona con los
carbonatos de calcio y magnesio presentes en la calizas y dolomitas,
respectivamente para formar bicarbonatos solubles en agua. Esto, en
ocasiones, puede ser contraproducente ya que la migracin de finos puede
taponar la formacin.
4.2.3 Criterios para la aplicacin del CO2
Cada yacimiento tiene una serie de propiedades particulares cuya
suma total determina la caracterstica del yacimiento y su comportamiento
cuando se somete a los diferentes mtodos de recuperacin. La tarea del
ingeniero es determinar tantos parmetros caractersticos como sea posible y
luego predecir el comportamiento y el rendimiento que se obtendr.
51
En ese contexto, cada caracterstica por s sola no es un factor
determinante. Por lo tanto la importancia asignada a una de ellas no es de
ser rgida. Es solo la indicacin de una magnitud. Por ejemplo, una gravedad
del petrleo de menos de 25API usualmente se considera desfavorable para
la recuperacin mejorada del petrleo utilizando la inyeccin de CO2. Esto no
excluye automticamente a todos los yacimientos que tienen petrleo ms
pesado de 25API, ya que podran existir otros factores favorables que
contrarresten uno desfavorable. Los siguientes criterios deben ser
considerados y puestos en una perspectiva apropiada:
La saturacin residual de petrleo es de inters primario. Si el campo
ha sido inundado con agua, la saturacin residual del petrleo podra
ser suficiente para el xito tecnolgico o econmico. Una saturacin
en el rango del 25% al 30% se considera, frecuentemente, como la
mnima.
La inundacin previa de agua no elimina automticamente los campos
que se van a considerar ya que los estudios de simulacin muestran
que el petrleo puede ser recuperado.
La presencia de una capa es usualmente, un factor desfavorable. Si la
presin del yacimiento esta considerablemente por debajo de la
presin mnima de miscibilidad, se necesitan grandes volmenes de
CO2 para aumentar la presin y obtener miscibilidad. Por otra parte, la
densidad del CO2 podra ser mayor que la del gas del yacimiento lo
cual ocasionara el desplazamiento por segregacin gravitacional.
Un yacimiento altamente fracturado se considera desfavorable, ya que
las fracturas proveen un conducto de inyeccin al pozo productor y
representan un serio problema para cualquier otro tipo de proceso que
se considere.
52
Un pre-requisito esencial es garantizar una fuente de CO2 adecuada y
confiable a un costo razonable. Existe inters en el nitrgeno y gas
combustible como mtodos alternos e inyeccin de gas debido a la
falta de buenas fuentes de CO2 cercanas a muchos de los campos
petroleros del mundo.
La permeabilidad horizontal de la roca del yacimiento no parece ser un
factor crtico sin embargo el radio de permeabilidad vertical u
horizontal si lo es. Un estudio de yacimiento simulado sobre una
arenisca vertical u horizontal inundada con agua, lleg a la conclusin
de que la razn Kv/Kh es uno de los parmetros ms importantes del
yacimiento para el comportamiento del CO2 ya que controla la tasa a
la cual el CO2 puede segregarse.
Las zonas permeables y relativamente delgadas en el yacimiento (15-
25pie) son tcnicamente ventajosas debido a que disminuyen la
tendencia a contrarrestar la gravedad, pero las zonas de mas espesor
tienen mayor volumen de petrleo.
La profundidad es importante debido a que la presin mnima de
miscibilidad esta usualmente por encima de 1.200psi y requieren una
profundidad mayor de 2.500pie, para no exceder el gradiente de la
fractura. La temperatura no se considera, generalmente un factor
importante.
El CO2 puro es mejor para la inyeccin, pero raramente est
disponible. La contaminacin con metano aumenta la presin de
miscibilidad, aunque puede tolerarse hasta un 5 a 10% de dicho gas.
El sulfuro de hidrgeno en cambio, la disminuye pero igualmente
causa serios problemas debido a la corrosin, el peligro para la salud,
el olor y efectos sobre el ambiente.
53
4.3 Fases del proceso de recuperacin de condensado retrgrado con CO2
El proceso de recuperacin de condensado retrgrado CO2 est
compuesto por tres fases: La fase de inyeccin, la fase de cierre y la fase de
produccin5.
4.3.1 Fase de Inyeccin
Esta primera fase consiste en la inyeccin de CO2 a temperatura y
tasa suficientemente alta, tales que optimicen el suministro de energa
trmica al yacimiento, para as lograr la revaporizacin de condensado
retrgrado en las inmediaciones del pozo. Cuando el CO2 caliente entre en
contacto con el yacimiento la temperatura se incrementara notablemente en
una zona prxima al pozo, en la cual el condensado retrgrado ser
revaporizado. Aunque el CO2 desplazara inicialmente alguna porcin del gas
condensado ms hacia adentro del yacimiento, tambin se mezclara en
algn grado con los hidrocarburo tanto del gas condensado, como del
condensado retrgrado. Entonces durante la fase de inyeccin, de
distinguirn tres zonas: una zona alterada trmica y composicionalmente, la
zona trmica -composicional; una zona alterada solo composicionalmente, la
zona composicional y una zona no alterada.
La figura 4.2 ilustra esta situacin. Como se observa, en la zona
alterada trmica y composicionalmente de radio rTC, la saturacin del
condensado es prcticamente nula. Esto ser cierto si la temperatura es tal
que la presin de saturacin de la mezcla CO2 ms gas condensado
disminuya por debajo de la presin de yacimiento. En la zona alterada solo
54
composicionalmente, de radio rc, todava persiste alguna saturacin de
condensado, como se observa en la figura, sin embargo, esta ser
considerablemente ms baja que la que haba antes de inyeccin, ya que ,e1
CO2 habr extrado alguna porcin de hidrocarburos del condensado
retrgrado hacia la fase gaseosa.
4.3.2 Fase de Cierre
En esta fase el pozo es cerrado despus de haber culminado la fase
de inyeccin. Durante esta fase se espera que ocurra una difusin adicional
del CO2 en el gas condensado. Al final de esta fase la zona trmica-
composicional y la zona composicional habrn alcanzado sus mximos
radios, rTC y rC respectivamente. El perodo de duracin de esta fase no debe
ser demasiado largo pues en este caso la zona trmica- composicional
perder su temperatura.
Figura 4.2 Representacin esquemtica de la fase de inyeccin de CO2
55
4.3.3 Fase de Produccin
En esta fase el pozo es puesto en produccin hasta que la tasa de
produccin de condensado decline nuevamente .Al principio de esta fase el
gas producido en superficie presentar un alto porcentaje de CO2. En este
ltimo puede ser separado del gas y reutilizado, bien sea en nuevos ciclos de
inyeccin o en proyecto de recuperacin mejorada de petrleo crudo.
4.4 Cambios que presentan los Yacimientos de Gas Condensado ante la Estimulacin con CO2
Durante la inyeccin de CO2 se pueden presentar una serie de
problemas que son causados por la interaccin del CO2 con las sustancias
presentes en la formacin. Entre los problemas conocidos se tienen la
reduccin de la inyectividad/productividad, corrosin del equipo de superficie
y de fondo, fugas, depsitos de "escamas", congelamiento y ocasionalmente
precipitacin de hidrocarburos pesados del crudo y taponamiento por
asfltenos y/o parafinas.
La inyectividad, as como la productividad, se pueden ver
considerablemente reducidas por causa de las interacciones del CO2 con la
roca del yacimiento y con el agua de formacin. En efecto, el carbonato de
calcio de la ro
![Metodos de Recobro [Modo de Compatibilidad] 3c](https://img.dokumen.tips/doc/110x75/55cf94d3550346f57ba4a6c9/metodos-de-recobro-modo-de-compatibilidad-3c.jpg)
