fundamentos de inyección de co2

FUNDAMENTOS DE INYECCIÓN DE CO2

AUTORES:

JESÚS DAVID JULIO PARRA

JESÚS EDUARDO PLATA GARCÍA

YENYFER VALLEN VARGAS

ING. JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE

MÉTODOS DE RECOBRO

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

BUCARAMANGA, COLOMBIA

2012

CONSTRUIMOS FUTURO

CONTENIDO

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INTRODUCCIÓN

1. GENERALIDADES

2. MISCIBILIDAD DEL CO2

3. TIPOS DE INYECCIÓN

4. SCREENING

5. PROBLEMÁTICAS ASOCIADAS

6. APLICACIONES EN COLOMBIA

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍA

CONSTRUIMOS FUTURO

INTRODUCCIÓN

Si bien el CO2 tiene un potencial de calentamiento global alto, en laindustria de los hidrocarburos está siendo utilizado como fluido deinyección, que a altas presiones y temperaturas de yacimiento, se mezclacon el petróleo disminuyendo su viscosidad y tensión superficial,facilitando finalmente su desplazamiento.

En el presente trabajo se tratan los fundamentos de la inyección deldióxido de carbono, las aplicaciones en campo y los factores queintervienen para aumentar el factor de recobro.

3

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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INICIOS DE LA INYECCIÓN DE CO2

1952

Primera patente de Tecnología EOR con CO2

otorgada a Whorton, Brownscombe y Dyes

de la Compañía de Refinamiento Atlática

1960

Primer proceso reportado de

estimulación con CO2

1980

Se retoma esta técnica con el fin de aumentar el recobro adicional de petróleo, mostrando resultados positivos.

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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PROPIEDADES DEL CO2 Propiedad Valor

Peso Molecular 44.01

Gravedad Específica del gas a 32 °F y 14.7 psi 1.52

Volumen Específico a 14.7 psi y 60 °F 8.56 ft3/lb

Volumen Específico a 14.7 psi y 70 °F 8.73 ft3/lb

Densidad sólido -109.3 °F 94-97.6 lb/ft3

Densidad líquido +2 °F y 300 psig 63.3 lb/ft3

Densidad líquido +70 °F y 839 psig 47.35 lb/ft3

Calor de vaporización sólido -109.3 °F 245.5 BTU/lb

Calor de vaporización líquido +2 °F y 302 psig 119.0 BTU/lb

Calor de vaporización líquido +70 °F y 839 psig 63.9 BTU/lb

Calor Específico del gas a 14.7 psi y 70 °F 0.20 BTU/lb

Viscosidad del gas a 14.7 psi y 70 °F 0.015 cp

Viscosidad del gas a líquido 70 °F 0.85 cp

Fuente: Tamayo, Paula. “Estudio de la factibilidad de Inyección de CO2 en el campo Sucumbíos como mejoramiento de la producción de la superintendencia de operaciones de Putumayo”. UIS, 2011.

En las condiciones ambientales el CO2 es

un gas incoloro, de olor picante y tóxico cuando su contenido

en la atmósfera alcanza un valor de

10%. También puede encontrarse como líquido o en estado

sólido.

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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PROPIEDADES DEL CO2

Fuente: Tamayo, Paula. “Estudio de la factibilidad de Inyección de CO2 en el campo Sucumbíos como mejoramiento de la producción de la superintendencia de operaciones de Putumayo”. UIS,

2011.

Es muy importante que la presión se

mantenga por encima de 60.43 psi durante la inyección y transporte

del CO2.

PropiedadPropiedadPropiedadPropiedad ValorValorValorValor

Temperatura Crítica 87.9 °F

Presión Crítica 1056 psig

Densidad Crítica 2920.95 lb/ft3

Volumen Crítico 0.0237 ft3/lb

Compresibilidad Crítica 0.275

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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PROPIEDADES DEL CO2

Figura No. 1. Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/win04/05_co2_capture_and_stor

age.pdf

Diagrama de fases del CO2.

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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FUENTES DEL CO2

Yacimientos Naturales Yacimientos Naturales Yacimientos Naturales Yacimientos Naturales Son pocos y se encuentran a una gran Son pocos y se encuentran a una gran Son pocos y se encuentran a una gran Son pocos y se encuentran a una gran

distancia.distancia.distancia.distancia.

Si está disponible, se convierte en una Si está disponible, se convierte en una Si está disponible, se convierte en una Si está disponible, se convierte en una gran ventaja económica.gran ventaja económica.gran ventaja económica.gran ventaja económica.

El COEl COEl COEl CO2222 producido de estos depósitos es producido de estos depósitos es producido de estos depósitos es producido de estos depósitos es 99% puro con un poco de gas natural 99% puro con un poco de gas natural 99% puro con un poco de gas natural 99% puro con un poco de gas natural

asociado y requiere mínima purificación.asociado y requiere mínima purificación.asociado y requiere mínima purificación.asociado y requiere mínima purificación.

Puede presentarse formación de Puede presentarse formación de Puede presentarse formación de Puede presentarse formación de hidratos si el COhidratos si el COhidratos si el COhidratos si el CO2 2 2 2 contiene humedad.contiene humedad.contiene humedad.contiene humedad.

Se transporta a través de tuberías a los Se transporta a través de tuberías a los Se transporta a través de tuberías a los Se transporta a través de tuberías a los proyectos de COproyectos de COproyectos de COproyectos de CO2222

Fuentes ArtificialesFuentes ArtificialesFuentes ArtificialesFuentes Artificiales

Plantas industriales, como centrales Plantas industriales, como centrales Plantas industriales, como centrales Plantas industriales, como centrales eléctricas, plantas de fertilizantes, eléctricas, plantas de fertilizantes, eléctricas, plantas de fertilizantes, eléctricas, plantas de fertilizantes,

amoníaco, gas natural, etc.amoníaco, gas natural, etc.amoníaco, gas natural, etc.amoníaco, gas natural, etc.

El gas de desecho de estas El gas de desecho de estas El gas de desecho de estas El gas de desecho de estas plantas tiene tiene tiene tiene un 85un 85un 85un 85----90% de CO90% de CO90% de CO90% de CO2222 y está mezclado y está mezclado y está mezclado y está mezclado con gases como CO, SOcon gases como CO, SOcon gases como CO, SOcon gases como CO, SO2222, H, H, H, H2222S, O2, S, O2, S, O2, S, O2,

óxidos de nitrógeno y vapor de agua.óxidos de nitrógeno y vapor de agua.óxidos de nitrógeno y vapor de agua.óxidos de nitrógeno y vapor de agua.

El COEl COEl COEl CO2222 debe separarse de estas debe separarse de estas debe separarse de estas debe separarse de estas impurezas antes de la inyección, lo que impurezas antes de la inyección, lo que impurezas antes de la inyección, lo que impurezas antes de la inyección, lo que

adiciona costos a la operación.adiciona costos a la operación.adiciona costos a la operación.adiciona costos a la operación.

Se utilizan camiones, tanques y tuberías Se utilizan camiones, tanques y tuberías Se utilizan camiones, tanques y tuberías Se utilizan camiones, tanques y tuberías para transportar CO2 purificado y para transportar CO2 purificado y para transportar CO2 purificado y para transportar CO2 purificado y

comprimido al campocomprimido al campocomprimido al campocomprimido al campo

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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EFECTOS DEL USO DEL CO2 COMO MÉTODO DE RECOBRO

Reducción de la viscosidad: Más significativa a mayor viscosidad inicial.

Incremento de la Energía del Yacimiento.

Hinchamiento del Crudo: Dependiente del porcentaje de CO2

disuelto en el crudo.

Aumento de permeabilidad por disolución de carbonatos.

Estabilización de Arcillas.

Disminución de la saturación residual.

Intercambio entre fases.

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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EFECTOS FÍSICOS DE LA INYECCIÓN DE CO2

Figura No. 2. Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf

CONSTRUIMOS FUTURO

GENERALIDADES

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FACTIBILIDAD ECONÓMICA

La inyección de CO2 requiere grandes volúmenes de

inyección dependiendo del yacimiento. En general, la

economía y la disponibilidad del gas favorecerían su uso

dependiendo de las condiciones del sitio donde se

va aplicar el proceso.

Figura No. 3. Fuente: www.google.com

CONSTRUIMOS FUTURO

MISCIBILIDAD DEL CO2

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Es una propiedad que establece una condición de tensión interfacial igual a ceroentre fluidos, formándose con esto una fase homogénea a una presión ytemperatura específicas. La condición de miscibilidad depende principalmente dela composición de los fluidos y de la presión y temperatura del sistema.

La miscibilidad depende de 4 factores:

Composición del Crudo de

Yacimiento.

Composición del fluido inyectado.

Temperatura de Yacimiento.

Presión del sistema.

CONSTRUIMOS FUTURO

CONDICIONES DE MISCIBILIDAD

MISCIBILIDAD AL PRIMER CONTACTOLos solventes más comunes utilizados en este proceso son: butano, propano ymezclas de LPG. Asociado con aceites livianos (> 40 ° API), o altas presiones(> 5000 psi).

MISCIBILIDAD POR MÚLTIPLES CONTACTOSSe pone en contacto el crudo con un gas de inyección que puede ser nitrógeno,dióxido de carbono o gas natural.

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Condensación del gas de inyección

Vaporización del crudo por el gas de inyección

CONSTRUIMOS FUTURO

PRESIÓN MÍNIMA DE MISCIBILIDADEs la menor presión a la cual el gas de inyección y el crudo de un yacimientopueden llegar a ser miscibles a través de procesos por múltiples contactos a unatemperatura específica.

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Factores que afectan la presión mínima de miscibilidad

• Composición del fluido inyectado.

• N2 y CH4 , incrementan la MMP.

• H2S y SO2, disminuyen la MMP.

• Composición del crudo en yacimiento.

• Una gravedad API mayor disminuirá la MMP, reflejando el aumento en el contenido de hidrocarburos vaporizables en el crudo.

• Temperatura de Yacimiento.

• Altas temperaturas de yacimiento resulta en mayores PMM

• Si la presión mínima de miscibilidad predicha es menor a la presión de saturación del crudo, la MMP debería ser tomada igual a la presión de saturación para evitar la saturación de gas libre.

CONSTRUIMOS FUTURO 15


INYECCIÓN INMISCIBLE DE CO2

El desplazamiento inmiscible ocurre cuando el CO2 se pone en contacto con elcrudo de yacimiento a una presión de operación inferior a la mínima presión demiscibilidad.

INYECCIÓN MISCIBLE DE CO2

Especialmente aplicado a yacimientos que contienen grandes cantidades decomponentes volátiles. El gas deberá ser inyectado en altas presiones queaseguran la miscibilidad a través de la mayor parte del yacimiento.

CONSTRUIMOS FUTURO

TIPOS DE INYECCIÓN

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Inyección Continua

Inyección inmiscible

Inyección miscible

CO2 a presión superior que

la PMM

Crudos con > 30 grados API

CO2 a presión inferior que la

PMM

Crudos de 1-25 grados

API


Inyección Continua

Inyección inmiscible de CO2

TIPOS DE INYECCIÓN

Fuente: www.youtube.com


Inyección Continua

Inyección miscible de CO2

Fuente: www.youtube.com

TIPOS DE INYECCIÓN


Inyección ContinuaInyección Continua de CO2

Figura No. 4. Fuente: http://www.rentechinc.com/carbonDioxide.php

El CO2 es inyectado de manera continua en el yacimiento hasta que la relación de CO2

producido en el aceite sea demasiado elevada para que el costo de producción se considereeconómicamente no viable.

TIPOS DE INYECCIÓN


Inyección ContinuaInyección de CO2 - Agua (WAG)

Figura No.5. Fuente: http://www.textoscientificos.com/petroleo/recuperacion

Se inyectan pequeños baches de CO2 alternados con baches de agua.

TIPOS DE INYECCIÓN

Figura No. 6. Fuente: http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2007_11_01_archive.html

Banco Banco Banco Banco de de de de

aceiteaceiteaceiteaceite

Zona Zona Zona Zona MiscibleMiscibleMiscibleMiscibleCOCOCOCO2222

Emp

uje

Emp

uje

Emp

uje

Emp

uje

Emp

uje

Emp

uje

Emp

uje

Emp

uje

INYECCIÓN DE INYECCIÓN DE INYECCIÓN DE INYECCIÓN DE COCOCOCO2222

POZO POZO POZO POZO PRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTOR

Recobro Recobro Recobro Recobro adicionaladicionaladicionaladicional

Inyección Continua

Inyección de CO2 seguido por un gas de empuje / Agua

Se inyectan CO2 de formacontinua y después seinyecta un gas menoscostoso o agua, con elobjetivo de empujar el CO2

a lo largo de la formación.

TIPOS DE INYECCIÓN


Inyección Continua

Esquema de Inyección Recomendado

Figura No.7. Fuente: Modificado, Magdalena Paris de Ferrer. Inyección de Agua.

TIPOS DE INYECCIÓN


Inyección Cíclica

Figura No.8. Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf

El proceso de estimulación con CO2 miscible, se realiza básicamente por lainyección de éste en el productor; el pozo se abre después de un corto periodo deremojo donde se logra que el CO2 interactúe con el aceite.

TIPOS DE INYECCIÓN

CONSTRUIMOS FUTURO

PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DEL PROCESO

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Es necesario llevar a cabo una serie de pasosprincipales antes de realizar un procedimiento dediseño para implementar el proceso de estimulacióncon CO2 a nivel de campo:

ScreeningScreeningPruebas de laboratorioPruebas de laboratorio

Pruebas piloto en

campo

Pruebas piloto en

campo

Diseño del proceso para

campo

Diseño del proceso para

campo

Selección del pozo

Facilidades

Proceso

Tratamiento del CO2

Factibilidad Económica


PARÁMETRO RANGO ACEPTABLE

Gravedad (°API) >22 (Preferiblemente mayor de 30)

Viscosidad (cp) <15 (Preferiblemente menor de 10)

Composición del crudoAltos porcentajes de Hidrocarburos intermedios (Especialmente C5 -C12)

Presión mínima de miscibilidad, Crudos deAlta Gravedad API, bajas temperaturas

> 1200 psi

Presión mínima de miscibilidad, CrudosPesados, altas temperaturas

≈ 4500 psi

Saturación de Aceite al comienzo de proyecto > 30 %Espesor Neto Relativamente DelgadoPermeabilidad No críticaProfundidad > 2000 ftTemperatura de Yacimiento < 250 °FTipo de Formación Areniscas o Carbonatos

Fuente: Guerrero, Cindy; Zamora, Héctor. “Evaluación de un Proceso de Estimulación con CO2 Miscible utilizando Simulación Numérica”. Tesis de Pregrado, Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, 2011.

SCREENING


PROBLEMAS ASOCIADOS

Desventajas

Figura No. 9. Fuente: http://web.mit.edu/newsoffice/2011/fluid-mixing-0519.html

1. Temprano rompimiento del CO2

2. Corrosión en los pozos productores.3. Necesidad de separar el CO2 del hidrocarburo vendible.4. Necesidad de Represurización de CO2 para su reciclaje.5. Un alto requerimiento de CO2 por incremento de barriles producidos.6. El CO2 presenta menor viscosidad que el petróleo, genera un frente

inestable causando digitación viscosa (Fingering) y disminuyendo laeficiencia de barrido volumétrica.

7. Presiones altas para alcanzar miscibilidad.8. Disponibilidad del CO2.

9. Precipitacion de asfaltenos. Figura No. 10. Fuente: http://cmtoti.blogspot.com/2011/03/metodos-

aplicados-en-la-prevencion-de.html


INYECCIÓN DE CO2 EN COLOMBIA

Figura No. 11. Fuente: Curso EOR, Leticia, 2011.



La inyección de CO2 en Colombia se ha realizado principalmente en la zona de laCuenca del Valle Medio del Magdalena.Se inicio con 9 pilotos de inyección cíclica de CO2 en los pozos del campo Galán entreOctubre de 1989 y Octubre de 1992.

La rentabilidad de los proyectos ejecutados fue positiva, sin embargo fueronsuspendidos por el entorno en el cual se encontraban (Expectativas respecto a otrosproyectos, precio del petróleo y la disponibilidad real del CO2).

OBJETIVO: la dilatación o hinchamiento delpetróleo en el yacimiento y con ellodisminuir su viscosidad


CAMPO LLANITOEn la ejecución del piloto se tuvieron en cuenta los resultados obtenidos delcampo Galán debido a sus similitudes en las propiedades petrofísicas y de fluidosde yacimiento.

Con la puesta en marcha del proyecto de estimulación cíclica se tenía comoobjetivo alcanzar 1,1 MBls de petróleo usando 42500 MSCF de CO2 quecorresponderían a un suministro constante de manera diaria de 17 MSCFmediante inyección cíclica en el 2008.

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO LLANITO

Inicio Producción comercial 1964Producción de aceite inicial [BOPD] 1400

GOR Inicial [SCF/STB] 600Corte de Agua inicial [%] 10

Producción Máxima Alcanzada [BOPD] 6000 (Año 1985)API del Crudo 17 - 22

Espesor Neto [Ft] 40

Fuente: Rodríguez, Danissa; Méndez, Fabián. “Evaluación económica del piloto de inyección cíclica de CO2

campo Llanito de la gerencia regional del magdalena medio”. UIS, 2009.



CONSIDERACIONES

�El hinchamiento del petróleo con CO2 fue estimado en 7%.

�La reducción de viscosidad oscilaba entre 5 a 10 veces para una solubilidad de 0,5%

molar de CO2 a 1500 psi.

�La presencia de asfaltenos en el petróleo limitó la presión máxima de inyección en 1500

psi a condiciones de Yacimiento.

�Las pruebas en el “Slim Tube” presentan un recobro del 60- 65% para una presión de

1500 [psi], además se estimó una presión de fractura de la formación (Mugrosa) de 3500

[psi].

�Para evitar perdidas del gas inyectado (CO2) por canalización no se debe superar como

volumen inyectable el 10% del volumen poroso calculado; que para este caso se estimo un

volumen de inyección de 6MSCF.

�La producción incremental de petróleo debido a los mecanismos del CO2 representó el

57% de la producción total de los pozos intervenidos.

�El arenamiento en los pozos seleccionados no permitió producirlos óptimamente

después de cada ciclo de inyección.



PRIMERA ETAPA SEGUNDA ETAPA

Tiempo de Inyección [Días]

8 Corte de Agua [%] 70

Volumen Inyectado [MSCF]

12 Producción de arena excesiva

Producción Antes de la Inyección

[BOPD]

82 Producción de Aceite [BOPD]

25

Producción Después de la

Inyección [BOPD]

107 Eventos Recañoneo

Producción Incremental [BOPD]

25 (21%) Tratamiento Orgánico

RESULTADOS FINALES


Fuente: Rodríguez, Danissa; Méndez, Fabián. “Evaluación económica del piloto de inyección cíclica de CO2

campo Llanito de la gerencia regional del magdalena medio”. UIS, 2009.


CONCLUSIONES

1. La eficiencia de la Inyección de CO2 depende de las condiciones demiscibilidad presentadas durante el desplazamiento, por lo cual laprofundidad del yacimiento es uno de los principales parámetros para elScreening.

2. El CO2 tiene una menor Presión Mínima de Miscibilidad que el GasNatural, Nitrógeno Gas en combustión y por lo tanto puede ser aplicado enpozos más someros.

3. El CO2 no es miscible directamente con la mayoría de los crudos a laspresiones normales de yacimiento, sin embargo siempre se presenta ungrado de extracción y vaporización de hidrocarburos intermedios disueltosen el petróleo con el cual entra en contacto.

4. Las saturaciones residuales de aceite alcanzadas por un proceso deinyección miscible son menores a las de los procesos inmiscibles, por locual siempre se prefiere alcanzar estas condiciones de miscibilidad.


BIBLIOGRAFÍA

Al-Mjeni, Rifaat; Arora, Shyam; Cherukupalli, Pradeep; Edwards, John; Felber,Betty Jean; Gackson, Cuong; Gurpinar, Omer; Hirasaki, George J.; Kristensen,Morten R.; Lim, Frank; Miller, Clarence A.; Ramamoorthy, Raghu; Van Wunnik,John. “¿LLEGÓ EL MOMENTO PARA LA TECNOLOGÍA EOR?”. Schlumberger,Oilfield Review, Invierno 2010/2011: 22, No. 4.

Guerrero, Cindy; Zamora, Héctor. “Evaluación de un Proceso de Estimulacióncon CO2 Miscible utilizando Simulación Numérica”. Tesis de Pregrado,Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, 2011.

Marín González, Jesús Enrique. “Metodología para estimar Presión Mínima deMiscibilidad mediante una ecuación de estado”. Universidad Metropolitana.Caracas, Venezuela. 2002

Méndez, Fabián; Rodríguez, Danissa. “Evaluación Económica del Piloto deInyección Cíclica de CO2 Campo Llanito de la Gerencia Regional del MagdalenaMedio (ECOPETROL S.A)”. Tesis de Pregrado). Universidad Industrial deSantander, Bucaramanga, 2009.


BIBLIOGRAFÍA

Tamayo Ramirez, Paula Andrea. “Estudio de la factibilidad de Inyección de CO2

en el campo Sucumbíos como mejoramiento de la producción de lasuperintendencia de operaciones de Putumayo”. Proyecto de grado deEspecialización en Producción de Hidrocarburos, Universidad Industrial deSantander, Bucaramanga, 2011.

Recursos electrónicos:

http://www.oilproduction.net/cms/files/flores_yl.pdf

fundamentos de inyección de co2

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