inyeccion de co2

Inyección de CO2
Resumen:
El dióxido de carbono (CO2) se ha usado como método de recobro mejorado por más de cincuenta y cinco años. Datos experimentales y de campo han mostrado los procesos para trabajar, con incrementos de recobro siendo tan altos como 22 por ciento del petróleo original en sitio. (Brock y Bryan 1989). Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO2. En un tipo, elCO2es inyectado en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo largamente por medios de recobro primario y el petróleo y el CO2 son barridos a lo largo de un frente hacia los pozos productores. En este proceso, el agua es usualmente inyectada alternativamente con el CO2 (Gas Alternado con Agua o WAG), con ello se evita tener dos problemascomunes asociados con la inyección continuade dióxido de carbono: Una saliente viscosa del CO2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. Ambos factores reducen la eficiencia de barrido del CO2 a través de los canales de flujo del reservorio. El otro método de recobro es el proceso Huff and Puff (Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro delpozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde, el CO2 yel petróleo son producidos de vuelta por el mismo pozo. El ciclo de producción e inyección es generalmente repetido dos a tres veces. La cantidad de incremento del petróleo recuperable de cada sucesivo tratamiento generalmente declina del realizado previamente, hasta que este ya no esviable económicamente para inyectar más CO2. El caso de estudio será sobre el campo Timbalier Bay, Lousiana dondedos proyectos Huff and Puff de CO2 fueron conducidos en el Reservorio (BA) a 4900 pies identificada como unaunidad de Arena.
Introducción:
La base de cualquier proyecto de recobro mejorado se basa en mejorar propiedades de la roca y fluidos del yacimiento. El objetivo de cualquier proceso miscible es el de incrementar el factor de recobro mediante la reducción de la saturación residual depetróleo (Sro) al valor más bajo posible. Éste depende del Número Capilar (Nc), ver Gráfica 1. Al aumentar Nc entonces Sro disminuye, esto se logra gracias ya que al mezclarse misciblemente el CO2 con el petróleo la tensión interfacial se reduce a prácticamente cero. La presión de mínima miscibilidad es vital y se halla por tres métodos (básicos):
•Burbuja ascendente: se inyecta una burbuja de gasdesde el fondo de una celda y se observa cualitativamente si ésta llega al tope.
•Slim Tube: Se simula lo que se hace al inyectar gas al en el yacimiento. Éstos experimentos de flujos usualmente constituyen la mejor técnica para determinar la miscibilidad (entre CO2y Petróleo). El aparato típico consiste de 40 pies (ft) de un tubo de acero inoxidable de serpentín empacado con un tamiz o malla dearena.Para cada prueba, el empaque de arena es saturado con petróleo y llevado a la temperatura y presión deseada. El CO2 es inyectado a una velocidad no mayor de 40 ft/día hasta que 70 por ciento (%) del volumen poroso es desplazado. Después de esto, la velocidad es doblada. El efluente del Slim Tube fluye a través de un tubo de vidrio de alta presión, ahí se ve si hay una o dos fases saliendo. Paradeterminar si la miscibilidad ha sido logrado se procede a realizar una gráfica.(Ver figura 2).El petróleo recuperado es aquel obtenido después de la inyección de 1,2 veces el volumen poroso. Un rompimiento pronunciado de la curva de recobro muestra que el desplazamiento inmiscible ha cambiado a uno miscible.Los recobros son usualmente del 90 al 95 % en la región miscible (Orr.1981).
• DiagramasTernarios: se realiza mediante ecuaciones de estado ajustadas. El diagrama ternario representa el comportamiento de fases de una mezcla de tres componentes. (Figura 3).
Una segunda propiedad relacionada a los fluidos, es la eficiencia de barrido que es asociada a la razón de movilidades del petróleo y agua, ella se define:
Si M> 1 Desfavorable
Si M
Para la estimulación de la producción,...