Materia:

Estimulación de Pozos

Ácidos y No Ácidos

Alumno:

Carlos Eduardo Prados Izquierdo

Karla Amairani Morales Aguilar

Jose Miguel Angel Diaz Amaya

Jose Carlos Escalante Avalos

Ingeniería Petrolera

Grado: VII Grupo: B

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Yacimiento de Gas y

CondensadoLos yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gascondensado. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases,una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.

Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no

cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozosproductores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un ciertopunto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosamuestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presiónincrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido sereduce.

La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto

económico esencial. Estas y otras consideraciones, tales como la necesidad de contar contecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisade muestras de fluido.

Inyección de

AguaSe sabe que al tener un yacimiento produciendo

hidrocarburos (agua o gas) durante cierto tiempo

llegará un momento en el que la presión del mismo

se hará inadecuada, o se comenzara a producir

cantidades importantes de otro fluido que no sea de

interés (agua), es en este momento cuando

comienza una recuperación secundaria. Ésta

consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido

para mantener el gradiente de presión y desplazar

volúmenes adicionales de hidrocarburos hacia los

pozos que conservan el carácter de productores.

Muchos de los planes de prospección de campos petroleros requieren inyección de

agua en los reservorios de petróleo mediante barridos con agua (barrer el aceite a los

productores) y para el soporte de presión (llenado de la fracción de huecos dejados

por los fluidos producidos), manteniendo así el depósito y también las presiones de

fondo fluyente encima de la presión del punto de burbuja de los fluidos.

Aspectos Positivos

Permite un mantenimiento total o parcial

de la presión del yacimiento

disminuyendo las perdidas por

condensación retrógrada (cuando se

trata de gas condensado) y logrando

mantener en un rango alto las presiones

de los pozos de producción.

Se tienen altas eficiencias volumétricas

de barrido de gas por agua.

Cuando se trata de yacimientos de gas

con zona de petróleo, el agua también

hace desplazamientos efectivos de

petróleo.

Aspectos Negativos

Se presentan altas saturaciones residuales gas

en las zonas invadidas por el agua, lo que

reduce considerablemente la fracción

recuperable del gas original en sitio.

·Se pueden presentar dificultades importantes

para mantener tasas de inyección elevadas en

el yacimiento.

·Drástica disminución de las tasas de

producción de gas cuando lo pozos

comiencen a producir agua.

Luego de la irrupción de agua se requiere

deshidratar el gas antes de comenzar su

procesamiento.

Conclusión Inyección de Agua

La inyección de agua es un elemento esencial en las modernas operaciones de

campos petroleros, mejora la recuperación de petróleo para agregar valor a los activos.

Los aspectos técnicos y económicos de la inyección de agua son de igual importancia

a los aspectos más tradicionales de la operación de campos petroleros y la

planificación.

Tomando en cuenta los aspectos señalados, el recobro de gas por inyección de agua

es en general menor que por inyección de gas. Para poner en marcha un proyecto de

inyección de agua éste de ser bien evaluado, considerando perfectamente todas las

pruebas de laboratorio que señalen la eficiencia del desplazamiento de gas por agua.

Inyección de GasLa inyección de gas se utiliza ampliamente

como un método de recuperación

secundario para la producción de petróleo.

Es una forma de operación para mantener

la presión en los depósitos de petróleo, en

donde el gas producido se inyecta a la

formación a través de los pozos de

inyección de gas. Esto aumenta la presión

de la formación lo suficiente como para

empujar al petróleo y el gas hacia la

superficie a través de los pozos que

producen petróleo. El gas es recolectado y

se vuelve a inyectar. El petróleo producido

se acumula para un procesamiento y

refinamiento adicional.

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de

petróleo y se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de

presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas

como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de

aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final

de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo

desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento.

La inyección de gases inertes como el N2 y CO2 constituyen una alternativa muy

atractiva, para reemplazar el vaciamiento durante el reciclaje de gas en yacimiento de

gas y condensado.

Tipos de inyecciónLas operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales:

Inyección de gas interna

Inyección de gas externa.

El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los

casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar

una capa superficial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento.

Inyección de gas interna o dispersaEste proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general,en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia adesarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al pocotiempo de haber sido inyectado.

Características:Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección secolocan cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zonaproductiva del yacimiento.La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Inyección de gas externaSe refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas,bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurresegregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

Características:Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace elpetróleo.

Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md.Los `pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gasinyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozosrequeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos deinyección que se requieran.

Inyección de

NitrógenoProceso por el cual se inyecta gas nitrógeno en un yacimiento de petróleo para

aumentar el factor de recuperación de petróleo. Por debajo de la presión mínima de

miscibilidad (MMP), éste es un proceso inmiscible en el cual se incrementa la

recuperación por hinchazón de petróleo, reducción de la viscosidad y vaporización

limitada del petróleo crudo. Por encima de la MMP, la inyección de nitrógeno es un

drenaje de vaporización miscible. La miscibilidad del nitrógeno puede alcanzarse

solamente con petróleos ligeros que estén a presiones elevadas; por lo tanto, el

método miscible es adecuado solamente en yacimientos profundos.

El nitrógeno ha sido utilizado exitosamente para reemplazar el gas natural en la

recuperación de petróleo.

Los procesos que existen son:

a) Mantenimiento de Presión

b) Inyección cíclica

c) Producción de gas desde la capa de gas

d) Mejoramiento gravitacional

e) Empuje de gas

Mantenimiento de PresiónEste proceso consiste en inyectar el gas con lafinalidad de incrementar la presión delyacimiento hasta por encima de su presión deburbuja. Se utiliza mucho en yacimientos conbuena segregación gravitacional

Segregación gravitacionalEl gas libre a medida que sale del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura, esto ocurrecuando al gas en su saturación critica, le es mas fácil subir al tope del yacimiento que al pozocuando hay una buena permeabilidad vertical, mientras que el petróleo drena hacia abajo, bajo lainfluencia de la gravedad. Este flujo es paralelo al ángulo de buzamiento en vez de ser perpendiculara este.En el tope del la estructura se forma una capa de gas que se va expandiendo y esto permite la

movilización del hidrocarburo.

Proceso de Miscibilidad

Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo

existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe unainterfase), el numero capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100%en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable. Encondiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que seexpande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que seencuentra delante como un pistón.