Inyección de polímeros (página 2)

Agua

• Salinidad preferiblemente baja.

Litología

• Areniscas preferiblemente.
• Se deben evitar las calizas con alta porosidad.

Factores Favorables

• Condiciones apropiadas para La inyección de agua.
• Alta saturación del petróleo móvil.
• Alto capacidad de almacenamiento.

Factores Desfavorables

• Fracturas extensivas.
• Empuje fuerte de agua.
• Capa de gas.
• Alto contraste de permeabilidad.
• Agua de formación altamente salina.
• Problema de inyectabilidad severo.
• Alto contenido de arcilla y calcio.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLÍMEROS

Ventajas de polímeros

• Mejoran el barrido vertical
• Son muy viscosas cuando son altamente diluidas.
• Mejora la razón de movilidad agua-petróleo.
• Son los más aplicables en pruebas de campo.
• Factor económico

Desventajas de polímeros

• Son sensibles a la salinidad.
• Taponamiento que se origina en la formación.
• Es muy susceptible al ataque bacterial.
• Son muy costosas al momento de tener problemas.
• Efecto de esfuerzos y altas temperaturas
• Agua de alta calidad

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE POZOS DESTINADOS A INYECCIÓN DE POLÍMEROS.

La optimización del desarrollo de un reservorio requiere de muchas evaluaciones que involucren diferentes combinaciones de las variables de decisión, tal como las propiedades del reservorio, localización de pozos y parámetros de cronograma de producción, que permitan lograr finalmente la mejor estrategia económica.

Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimientos de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por surfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.

Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo.

Es responsabilidad del Ingeniero y Geólogo, elaborar un programa de los requerimientos de datos durante la vida de un yacimiento; como y cuando estos datos deben ser recolectados. El detalle de este programa debe ser modificado continuamente a medida que se gane más conocimiento sobre el reservorio.

Para la selección de un pozo destinado a la inyección de aditivos químicos (polímeros) se deben tomar en cuenta:

1. Límites del campo y geometría del reservorio.

2. Propiedades de la roca.

3. Localización de los contactos gas/petróleo y agua/petróleo si estuvieran presentes.

4. Características de los fluidos del reservorio.

5. Condiciones de presión y temperatura inicial del yacimiento.

6. Profundidad de la arena prospectiva.

7. Saturación de fluidos en el medio poroso.

Una vez conocidos todos estos parámetros, se procede a la elección del tipo de completación más idónea para la inyección de polímeros. En caso de existir un pozo productor abandonado, para ahorrar gastos este puede ser usado con tal fin.

Generalmente el tipo de completación utilizada es una completación sencilla, debido a los bajos costos que esta representa. Otro tipo de completación implicaría gastos innecesarios. Cabe resaltar, la tubería de inyección debe ser altamente resistiva a la corrosión; debido a que se están inyectando compuestos químicos que deterioran rápidamente la misma.

A continuación se muestra el tipo de completación más utilizado:

PROBLEMAS ASOCIADOS A ESTOS PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA

Los métodos químicos de recuperación mejorada involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante millones de años con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa: adsorción, intercambio iónico, entre otros.

Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de no-equilibrio. Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables.

El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante.

Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños.

Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente. Ese "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosificante.

LOS POLÍMEROS PUEDEN SER USADOS EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE TRES MANERAS.

• En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los inyectores de agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de zonas de alta conductividad
• Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las profundidades del reservorio.
• Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad del agua/petróleo.

El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el verdadero agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las técnicas de recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer modo.

La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de agua que contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las interacciones con la salinidad son importantes, particularmente para ciertas clases de polímeros. Virtualmente todas las propiedades de las inundaciones químicas dependen de la concentración de iones específicos más que de la salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente cationes divalentes (dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas concentraciones de T.D.S..

Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una pequeña cantidad alrededor de 500g/m3 de polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la viscosidad del agua.

USOS DE LAS SOLUCIONES POLÍMERAS PARA INCREMENTAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO O REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE AGUA.

1. Tratamiento con polímeros cerca al pozo ha sido efectuado en pozos de producción e inyección. Los tratamientos en pozos de producción son diseñados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que producen cantidades excesivas de agua.

Los tratamientos en pozos de inyección son diseñados para reducir el volumen de agua que ingresa a zonas de alta permeabilidad.

2. Soluciones polímeras que son usadas para taponar zonas de alta permeabilidad a una distancia prudencial del pozo. Esta técnica involucra la inyección de la solución polímera con un catión metálico inorgánico que efectuará una unión (cross-link) entre las moléculas del polímero inyectado y las moléculas que rodean la superficie de la roca.

3. Las soluciones polímeras pueden ser inyectadas con el propósito de reducir la movilidad de los fluidos desplazantes, para así mejorar la eficiencia a la cual el petróleo del reservorio es desplazado. Esta aplicación es la que se describe a continuación.

Los polímeros tales como las poliacrilamídas o polisacáridos se pueden adicionar al agua de inyección. Proyectos típicos requieren de 2 a 3 lb., de polímero por barril de petróleo producido.

Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros adversamente, la solución polímera es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (preflush). La solución polímera es usualmente inyectada como un slug, seguido por una agua de baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de la solución polímera con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de movilidad entre la solución polímera y el agua detrás de esta, la concentración polímera puede ser gradualmente reducida al final del slug.

El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que sea más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polímera probablemente no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual.

El uso de polímero también puede incrementar el porcentaje del patrón de inyección que es barrido por el fluido inyectado. Algunos procesos usan un slug surfactante (solución micellar) adelante de la solución polímera. Los requerimientos típicos de químicos para este proceso son de 15 a 25 lb, de surfactante por lb, de petróleo producido. Los surfactantes reducen la tensión interfacial tal que la saturación residual del petróleo se reduce.

FACTIBILIDAD DE MANUFACTURA DE POLÍMEROS PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDOS UTILIZANDO MATERIAS PRIMAS NACIONALES.

La industria petrolera venezolana hace un esfuerzo cada vez mayor en investigar e implantar sistemas no convencionales, para recuperar el petróleo remanente en los yacimientos. Entre los distintos métodos de recuperación mejorada de crudos se encuentra el de inyección de polímero, el cual se fundamenta en el aprovechamiento de la viscosidad de soluciones acuosas de polímeros para controlar la movilidad de los fluidos, en la formación geológica.

Polímeros De Mayor Uso Comercial

En este tipo de inyección, los polímeros más utilizados se pueden agrupar en dos familias:

• Poliacrilamidas:

Las poliacrilamidas son polímeros solubles en agua, con pesos moleculares que oscilan entre valores de 104 y 12×106. Su solución acuosa no es corrosiva para acero y produce altas viscosidades a bajas concentraciones del producto, es sensible a la presencia de sales minerales y no soporta esfuerzos mecánicos. Además de su aplicación en la industria petrolera, las policrilamidas tiene multiples usos, tales como: floculante en el tratamiento de agua negras, hidroseparación en la industria minera y clarificación de jugo de caña. Igualmente es de mucha utilidad en la industria textil, industria del papel y otras como la farmacéutica, alimenticia y la agricultura.

Manufactura:

Básicamente la poliacrilamida es un producto que tiene como materia prima inicial al gas natural, del cual se obtiene el propileno y el amoníaco mediante procesos usuales de industria petroquímica. Estos productos obtenidos mediante una reaccion con oxigeno a una temperatura entre 425 y 510 °C producen el acetonitrilo, el cual dará origen a la archilamida, y esta a ves a la poliacrilamida. Las poliacrilamidas se pueden obtener en forma sólida, liquida, siendo la forma sólida la mas recomendable para su fabricación, debido a sus ventajas de facilidad de transporte, menor riesgo de contaminación del producto y mayor periodo de almacenamiento.

La archilamida es el compuesto básico para la producción de polímeros, y para la obtención de ambos se requiere adicionalmente ácido sulfúrico, urea e hidróxido de sodio, los cuales son producidos en el país, y el persulfato de potasio y el bisulfito de sodio que proceden del exterior. La tabla Nro 1 resume las materias primas necesarias para la producción de acrilmidas y poliacrilamidas. En la tabla Nro 2 se muestran las cantidades de cada uno de los componentes necesarios para el proceso de polimerización.

• Goma Xantano:

La goma xantano es un polisacárido que tiene como características resaltantes la estabilidad frente a sales minerales, y su resistencia a los esfuerzos mecánicos. El peso molecular de esto polímeros s normalmente entre 1 y 3 millones, sin embargo, se pueden formar asociados moleculares que pueden alcanzar los 10 millones. Es un compuesto sumamente pseudoplastico y moderadamente resistente a la temperatura. Tiene diversas aplicaciones tanto en la industria petrolera en la recuperación de crudos, y en fluidos de perforación como en otras industrias, tales como la alimenticia, farmacéutica y cosmética.

Manufactura:

La goma xantano es el producto del metabolismo de carbohidratos por parte de un microorganismo xanthomona, cuya variedad mas efectiva en la producción del polisacarido es la xanthomona campestris.

En el país se encuentran microorganismos del tipo antes citado, al igual que las fuentes de carbohidratos necesarios como materia prima para su transformación, tales como: glucosa, azúcar de caña o remolacha, melasa, vinasa, avena, harina de cereales y arroz.

La velocidad de fermentación de la harina de arroz a glucosa es alta, por lo que conviene utilizar este componente como nutriente para los organismos, aunque bien pudiera servir otro producto que económicamente estuviera en mejor posición que el arroz o que simplemente fuera factible su aprovechamiento.

Las etapas que comprende el proceso de fabricación están indicadas en la figura Nro 3 y los requerimientos de la principal materia prima se muestran en la figura Nro 4. en la primera fase se mezclan la harina d arroz con agua para producir la hidrólisis del almidon de arroz, mediante la adición de las encimas α-amilasa y almiloglucosidasa, ajustando el pH gradualmente hasta un valor de 4,5. Posteriormente se procede a la preparaciσn del sustrato y la inoculación del cultivo microorgánico para la obtención del caldo fermentado. La etapa final corresponde a la precipitación, separación y secado del producto. La tabla Nro 3 contiene la información básica sobre los componente necesarios para la producción de goma xantano.

INFRAESTRUCTURA DE POLIACRILAMIDAS.

VÍAS DE PRODUCCIÓN DE POLIACRILAMIDAS.

Sólido

Líquido

ETAPAS EN LA MANUFACTURA DE GOMA XANTANO.

MATERIA PRIMA PARA LA PRODUCCIÓN DE XANTANO.

MATERIAS PRIMAS NECESARIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE ACRILAMIDA Y POLIACRILAMIDA.

REQUERIMIENTOS DE MATERIA PRIMA PARA LA PRODUCCIÓN DE POLIACRILAMIDA.

ECUACIONES QUE DESCRIBEN EL PROCESO DE INYECCIÓN DE POLÍMEROS Y PERMITAN REALIZAR LA SIMULACIÓN

Modelo Matemático

La formulación general y las ecuaciones de balance del modelo son resueltas de la siguiente manera:

1. Realiza balance de masa para cada especie.
2. Resuelve la ecuación de presión de la fase acuosa haciendo un balance de masa general sobre el volumen ocupado por los componentes (agua, petróleo, polímetro). Las presiones de las otras fases son calculadas al incluir el efecto de la presión capilar entre las fases.
3. Resuelve la ecuación de balance de energía.

• Se modelan un máximo de 4 fases, de las cuales una corresponde a un gas simple identificada (= 4) y las otras tres fases liquidas, a saber: acuosa (=1), oleica (=2), y microemulsion (=3), las cuales depende de las cantidades relativas y la concentración efectiva de electrolitos (salinidad) del medio de la fase.
• Las ecuaciones de flujo permiten compresibilidad en los fluidos y la roca, dispersión y difusión molecular, reacciones químicas, y comportamiento de la fase, y son complementadas mediante relaciones constitutivas.

Se establecen las siguientes restricciones para resolver el sistema de ecuaciones de flujo:

• Equilibrio termodinámico local, excepto para marcadores y para la disolución de componentes orgánicos.
• Inmovilidad de las fases sólidas.
• Dispersión de Fisk (dispersión molecular por gradientes de concentración).
• Mezcla idealizada.
• Ley de Darcy.

Como condición de contorno, se establece que no hay flujo de fluido ni flujo disperso a través de los bordes impermeables.

Ecuación de conservación de la masa

• La conservación de masa para el componente K aplica la ley de Darcy, es expresada en termino del volumen total del componente K por unidad de volumen

Donde el volumen total del componente K por unidad de volumen es la suma del volumen ocupado en todas las fases, incluso de las fases adsorbidas.

Para k=1,….nc

Donde ncv repre4senta el numero de volumen ocupado por los componentes; np el numero total de fases; es la concentración absorbida de la especie k; es la densidad del componente puro k a la presión de referencia de la fase (PR), con respecto a su densidad a la presión de referencia (PRO), normalmente tomando a condiciones de superficie (1atm).

• Se asume un mezclado ideal y una compresibilidad pequeña y constante ( Ckº) y se expresa como:

El flujo de dispersión tiene la forma de la ecuación de Fick:

En esta expresión, el tensor de dispersión ( ) incluye el efecto de la dispersión molecular (DKL) y es calculado mediante (Bear, 1879) como sigue:

Donde es la dispersión longitudinal de la fase ; es la dispersión transversal de la fase ; es el factor de torsión establecido como (>1);, son las componentes del flujo de darcy en la fase y es la función delta de Kronecker.

• la magnitud del vector de flujo para cada fase es calculado de la siguiente manera:

Aplicando la ley de Darcy, la velocidad de la fase resulta:

Donde se define como el tensor de permeabilidad intrínseco; h es la profundidad vertical, la permeabilidad relativa es definida como , la viscosidad de la fase y la densidad especifica .

• El termino fuerte Rk es una combinación de los términos de todas las tasas para un componente en particular, y puede ser expresado de la siguiente manera:

Donde Qk es la tasa de inyección/producción para el componente k por el volumen total; es la tasa de reacción para el componente k en la fase y en la fase solidas respectivamente. Las ecuaciones de flujo utilizado para las direcciones y y z, son análogas a las aplicadas para la direcciones x.

Ecuación de balance de Energía

• La ecuación de balance de energía es desarrollada a partir de la suposición de que la energía es solo función de la temperatura y el flujo energético en el yacimiento ocurre únicamente mediante adverccion y conveccion de calor. La ecuación resulta:

Donde T es la temperatura del yacimiento; y son los calores específicos a volumen constante del sólido y la fase ; es el calor específico a presión constante de la fase y es la conductividad térmica, todas estas propiedades se asumen constantes.

A su vez qh es el término fuerte de entalpía para el volumen total y QL son las perdidas de calor hacia los bordes superior e inferior de la formación o el sólido, calculadas mediante el método de perdidas de calor de Visomen y Westerveld (1980).

Ecuación de Presión

La ecuación de presión es desarrollada como sigue:

1. Se hace una sumatoria de las ecuaciones de balance de masa sobre todo el volumen ocupado por los componentes.
2. Se sustituyen los términos de flujo de la fase por la ley de Darcy para flujo multifasico.
3. Se establece la definición de presión capilar.
4. Se especifica que

• Para realizar los cálculos, se utiliza la primera fase (acuosa) como presión de referencia, así:

Donde es la permeabilidad relativa del componente k en la fase , y la permeabilidad relativa total se calcula mediante la expresión .

• La compresibilidad total Ct, es la suma del peso volumétrico de la roca o matriz sólida (Cr) y de los componentes compresibles (Ckº) presentes en el yacimiento:

La porosidad se calcula en base a la presión y porosidad de referencia mediante la expresión:

.

TEORÍA DE DESPLAZAMIENTO O DE BUCKLEY Y LEVERETT:

Ecuación de flujo fraccional

Caso I: Avance horizontal del frente de invasión en yacimientos horizontales

ECUACIÓN: En este caso α=0Ί y, además, se considera que los efectos capilares son muy pequeños, ∂Pc/∂x→0

Caso II: Avance del frente de invasión buzamiento arriba

Ecuación: En este caso α >0Ί y ∂Pc

Caso III: Avance vertical del frente de invasión

Ecuación: En este caso α=90Ί, sen(α)=1 y ∂Pc/∂x→0

Claudio Márquez