Acu a Termoli Sis

Equipo: García Escamilla Dania Lauren SofíaMartínez Ayala Edgardo Mendieta Hernández Luis EduardoZavala Sillas Juan Raúl

ACUATERMOLISIS

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

FACULTAD DE INGENIERÍADivisión de Ciencias de la Tierra

RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA

AQUATERMOLISIS, GENERALIDADES

Se define aquatermólisis al grupo de reacciones químicas que ocurren entre el vapor a alta temperatura y al menos algunos componentes de la mezcla de los hidrocarburos pesados (Clark, P. y Hyne, J. 1984). Estas reacciones compiten e influencian la viscosidad del los crudos pesados en direcciones opuestas. Una vez las especies reactivas son generadas por la ruptura aquatermolítica de las estructuras sensitivas de los diversos enlaces C-S, pueden polimerizar y aumentar la viscosidad, o iniciar una serie de reacciones consecutivas que resultan en la generación de productos que pueden reducir la viscosidad. De esta manera se define la polimerización ácida como aquella reacción en cadena que es posible debido a la conexión entre los compuestos reactivos generados durante la aquatermólisis.

Definición de acuatermolisis

Existe la posibilidad de iniciar un conjunto de reacciones que estimulan la generación de compuestos de menor peso molecular, cuya aparición en el crudo conduce a un efecto de mejora en cuanto a la reducción de su viscosidad.

En dicho conjunto de reacciones intervienen procesos de descarboxilación que producen monóxido y dióxido de carbono (CO y CO2 respectivamente). Adicionalmente se genera hidrógeno, que posteriormente, promueve reacciones de hidrogenación y desulfuración (Sánchez, K. 2009).

Estas reacciones de desulfuración de crudo generan Sulfuro de Hidrógeno (H2S), a partir de compuestos como los tioéteres y tiofenos. Esto es debido a que a temperaturas mayores de 200°C, se suministra una cantidad de energía que es capaz de estimular la ruptura de ciertos enlaces, como lo es el enlace C-S (Sánchez, K. 2009).

acuatermolisis

En la figura 5, se esquematiza el rango de temperatura en el que se tienen evidencias de cambio químico en el crudo por ruptura de los diversos enlaces contenidos en sus cadenas carbonadas.

Recuperación Térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos

Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como “Procesos In Situ”, entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ. También se pueden clasificar como Desplazamientos Térmicos o Tratamientos de Estimulación Térmica.

En los Tratamientos de Estimulación Térmica, solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solución y el desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de extracción, una vez que se reduce la resistencia al flujo.

Recuperación Mejorada de Petróleo por Inyección de Agua Caliente.

La inyección de agua caliente es un proceso térmico de desplazamiento, el proceso consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en los procesos de inyección convencional de agua (waterflooding).

La inyección de agua caliente involucra el flujo de dos fases, agua y petróleo. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se trata básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como fría.

Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua.



Mecanismos de Recuperación.

Cuando se inyecta agua caliente a través de un pozo, la formación en la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor necesario y como resultado su temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo de inyección, ésta fluye con los fluidos del yacimiento formando una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector hasta la temperatura del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.


La recuperación de petróleo mediante el desplazamiento con agua caliente se debe principalmente a los siguientes mecanismos:

· Mejoramiento de la movilidad del petróleo como resultado de la reducciónde su viscosidad debido al incremento de la temperatura.

· Reducción del petróleo residual a altas temperaturas.

La reducción del petróleo residual se debe a la expansión térmica del petróleo a altas temperaturas y a los cambios de las fuerzas superficiales de los fluidos.Estas fuerzas incluyen fuerzas interfaciales entre los fluidos y los fluidos y las rocas. Los cambios en las fuerzas superficiales no reducen necesariamente las fuerzas capilares.


PROPIEDADES TÉRMICAS DE LAS ROCAS Y LOS FLUIDOSViscosidad

PetróleoAgua Donde T esta en °F y la en cp

Temperatura de ebullición del agua a diferente presión Con T en °F y P en psi

Calor especificoPetróleo

Agua

Roca

Capacidad calorífica de la roca saturada


DensidadPetróleo

Agua

Conductividad térmicaLíquidos

Petróleo

Roca


El propósito de los métodos térmicos es aumentar la temperatura del crudo en el yacimiento, de manera que éste pueda fluir más fácilmente. Por lo tanto, es deseable calentar el yacimiento eficientemente tomando en cuenta que no todo el calor inyectado en el yacimiento permanece en él, ya que parte de este calor se pierde con los fluidos producidos, y parte se pierde hacia las formaciones adyacentes.

Calentamiento de la formación por Inyección de Agua Caliente.

Distribución de la temperatura en el yacimiento

Cuando un fluido caliente tal como el agua, caracterizados solamente por su calor sensible, es inyectado en un medio poroso se crea una distribución de temperatura en el medio. A cualquier tiempo dado, la temperatura en el punto de inyección es igual a la temperatura del fluido. A medida que el fluido se mueve del punto de inyección la temperatura cae alcanzando eventualmente la temperatura del yacimiento. Esta distancia, y por lo tanto el tamaño de la zona calentada por el fluido aumentará a medida que aumenta el tiempo de inyección, pero la temperatura de la zona calentada siempre estará por debajo de la temperatura del fluido.


Modelo de Lauwerier

Lauwerier, ha sido reconocido como el primero en establecer firmemente los cálculos aproximados de la distribución de temperatura en el yacimiento.Lauwerier consideró la inyección de agua caliente a un flujo constante en un yacimiento ideal, horizontal de propiedades uniformes y constantes, además supone que la transferencia de calor hacia las formaciones adyacentes se efectúan por conducción vertical solamente, y que la distribución de temperatura en el yacimiento es independiente de la posición vertical, y el flujo de calor dentro del yacimiento se realiza únicamente por convección.


La distribución de temperatura en el yacimiento y en las formaciones adyacentes a cualquier distancia del punto de inyección está, dada por la siguiente ecuación:


En los procesos de inyección de agua caliente, se hace necesario estimar la distribución de temperatura del fluido con la profundidad del pozo


Factores que afectan la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente :

MojabilidadPresión CapilarPermeabilidad RelativaViscosidadMovilidadHeterogeneidad

Inyección de Agua Caliente.

Efecto de la Mojabilidad

Para una saturación de agua en particular, la permeabilidad efectiva del agua, kw, será más pequeña en una roca mojada por agua que en una roca mojada por petróleo. Los yacimientos mojados por agua producirán a una alta eficiencia de desplazamiento y un alto recobro, que los yacimientos mojados por petróleo.

Factores que afectan la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente.

Efecto del grado buzamiento de la formación y de la dirección del desplazamiento.

Cuando se inyecta agua en un yacimiento con un ángulo de inclinación significante, la magnitud del ángulo y la dirección de la inyección de agua relativa al ángulo de inclinación puede tener una considerable influencia en el recobro de petróleo. El efecto del ángulo de inclinación o buzamiento de la formación afecta en la gravedad.


Efecto de la presión capilar

Sería deseable en una inyección de agua disminuir o eliminar el gradiente depresión capilar. Esto puede obtenerse alterando la mojabilidad de la roca o disminuyendo o eliminando, la tensión interfacial entre petróleo y agua. Losmétodos de recuperación mejorada que permiten disminuir la presión capilar son los métodos químicos.

Efecto de las movilidades de petróleo y de agua

El mejoramiento de la recuperación de petróleo resulta de disminuir la movilidad del agua, o incrementar la movilidad del petróleo. Las permeabilidades efectivas para el petróleo y agua son afectadas principalmente por las saturaciones de fluido existente en el reservorio, mientras que las viscosidades son afectadas por la temperatura, la cual disminuye durante un proceso térmico.


Variación de la razón de movilidad durante la inyección de agua

La cobertura horizontal y vertical de un yacimiento cualquiera por cualquier fluido inyectado se mejora con valores bajos de la relación de movilidad y se reduce con valores altos.Puesto a que la viscosidad del aceite del yacimiento varia de .1 a 1000 cp. la relación de movilidad de la inyección de agua desde 0.024 hasta cerca de 3.5 para el sistema mojado por agua y de .15 a 4.2 para un sistema mojado por aceite. Los valores mas comunes hallados durante la inyección de agua varia entre 0.02 a 2

Eficiencia de barrido a la surgencia del agua

Desde el punto de vista del área, la inyección y la producción ocurren en puntos determinados. Como resultado de esto, se desarrollan ciertas distribuciones de las presiones y líneas de flujo entre los pozos de inyección y los de producción.


En los arreglos simétricos de pozos la línea de flujo mas corta entre dos pozos es una línea recta que conecte el de inyección con el de producción, por lo tanto el gradiente a lo largo de esta línea es el máximo

Por lo tanto el agua inyectada que se mueve en la superficie a lo largo de esta línea de flujo mas corta, alcanza el pozo productor antes de que el agua se mueva por otra línea de flujo .

Por lo tanto, en el momento de la surgencia del agua solo una parte del área del yacimiento que queda entre estos dos pozos es tocada por el agua. Esta fracción en contacto es la eficiencia de área barrida para el arreglo en el momento de la surgencia



1.Proporcionar la capacidad de producción de aceite deseada 2.Proporcionar una cuota de inyección de agua suficiente para obtener la productividad de aceite deseada 3.Maximizar la recuperación de aceite con un mínimo de producción de agua 4.Aprovechar las faltas de uniformidad conocidas del yacimiento (permeabilidad direccional, fracturas, echados, etc.).5.Ser compatible con el arreglo de pozos existente y requerir un mínimo de nuevos pozos 6.Ser compatible con las operaciones de inyección de otros operadores en predios adyacentes

Factores que afectan la selección del modelo de inyección

Factores que afectan el comportamiento de la recuperación de aceite mediante inyección de agua

La probabilidad de que el yacimiento se comporte como una seria de capas independientes, o como zonas de permeabilidad diferente con flujo cruzado de fluidos Zonas de alta saturación de gas o de agua que puede servir como canales para desviar el agua El yacimiento contiene fracturas naturales largas o permeabilidad direccional, que puedan causar un movimiento areal preferente en una direcciónZonas de bajo y alta permeabilidad que pueden causar un comportamiento desbalanceado de la invasión Estratificación cruzada a un grado de impedir la comunicación de fluidos entre pozos inyectores y productores


Otro factor que ayuda a la recuperación de hidrocarburos por inyección de agua caliente son los cambios en las permeabilidades relativas con la temperatura, sin embargo hasta el momento no esta claro cual es el mecanismo que induce a estos cambios.


Modelos de inyección

Uno de los primeros pasos de un proyecto de inyección de agua es la selección del modelo de inyección, el objetivo es seleccionar un modelo apropiado que mejore la inyección del fluido contactando la mayor cantidad de petróleo posible en el yacimiento.

Cuando se realiza la selección del modelo de inyección se debe considerar los siguientes factores:

· Proporcionar una capacidad productiva deseada.· Proporcionar la suficiente rata de inyección de agua para un adecuado rendimiento en la productividad del petróleo.· Maximizar el recobro de petróleo con un mínimo de producción de agua.· Tomar ventajas de las anomalías conocidas en el yacimiento como: permeabilidad direccional, diferencias regionales de permeabilidad, fracturas, etc.· Ser compatible con el patrón de pozos existentes y requerir un mínimo de nuevos pozos.· Ser compatibles con los modelos de inyección ya existentes en el yacimiento.

Modelos de inyección

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE Aunque el agua caliente es capaz de transportar una mayor cantidad de calor (entalpía) que el vapor, en base volumétrica, en general la inyectividad del vapores mucho mayor que la del agua caliente. La inyección de agua caliente será ventajosa donde las formaciones tengan una alta permeabilidad, suficiente para mantener una tasa de inyección alta, con el objeto de minimizar las pérdidas de calor. Además, como el incremento de temperatura logrado con el agua caliente es menor que el logrado con vapor, la inyección de agua caliente resultará más efectiva en yacimientos que contengan petróleos viscosos que exhiban una gran disminución en viscosidad para incrementos de temperatura relativamente pequeños. Aunque el agua caliente exhibe una razón de movilidad más favorable que el vapor, los datos de campo tienden a demostrar que el agua caliente es susceptible a formar canales y a digitarse. Esto se debe en parte a los efectos de gravedad.

Ventajas y desventajas


La inyección de agua caliente puede ser deseable en el caso de formaciones que contengan arcillas sensitivas al agua, puesto que el vapor podría dañar la formación.

Los problemas en los equipos de inyección de agua caliente, en general, serán menos severos que en la inyección de vapor. Sin embargo, la cantidad invertida en generadores, equipos de superficie y en el pozo, es comparable a la del caso de la inyección de vapor.

Las pérdidas de calor en las líneas de superficie y en el pozo, pueden causar una seria disminución en la temperatura del agua, mientras que en el caso de vapor sólo habrá una reducción en su calidad.

En el caso de petróleos livianos, donde la destilación con vapor contribuye en una alta proporción a la recuperación total, la inyección de agua caliente podría no ser efectiva, ya que la destilación no se hará efectiva debido a la ausencia de una fase gaseosa. Aunque esto, podría ser compensado por la inyección simultánea de gas como proponen Slobod y Nielsen. En resumen, existen áreas donde definitivamente la inyección de agua caliente podría ser utilizada económica y eficientemente como un proceso de recuperación.


Fuentes:

Schlumberger- “La importancia del petróleo pesado”

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/aut06/heavy_oil.pdf

Tesis de la Universidad de Venezuela: ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD TÉCNICA DEL USO DE AMINAS BIOGÉNICAS EN LA MITIGACIÓN DE SULFURO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE INYECCIÓN DE VAPOR

http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/3519/1/TEGvfinal.pdf

MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCION

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