Yacimientos de Gas

Existen dos tipos de modalidad de inyección de LAG, estas son: Inyectando gas continuamente (flujo continuo) Consiste en inyectar gas constantemente hacia la columna de fluidos producidos en el pozo. La profundidad de las válvulas y el volumen de gas va a depender de las características propias de cada pozo. Esto tiene como objetivo aligerar una columna de fluido debido al aumento de la relación gas-liquido por encima del punto de inyección. Este sistema es utilizado en pozos con un índice de productividad alto con una presión de fondo alta, alta relación gas-liquido y baja densidad del petróleo. Inyectando gas en forma intermitente (flujo intermitente) Consiste en inyectar gas a la tubería de producción, a intervalos regulares para desplazar fluidos a la superficie en forma de tapones de liquido. En este método, una válvula con un orificio grande permite el paso de un alto volumen de gas a la tubería, levantando el fluido acumulado por encima de la válvula para que este se desplace ma

Este proceso implica la inyección de gas en un pozo productor, a través del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la de producción. El gas inyectado crea burbujas en el fluido producido contenido en la tubería de producción, lo que lo hace menos denso. Este posibilita que la presión de la formación levante la columna de fluido presente en la tubería de producción y aumente la cantidad de fluido producido por el pozo. En un pozo que produce por LAG, la presión de la tubería de producción el fondo del pozo es una función de la cantidad de gas inyectado, las propiedades de los fluidos, la tasa de flujo y los parámetros de los pozos y del yacimiento. La tasa de producción de petróleo que puede obtenerse en un pozo dado es función de la tasa de inyección de gas de superficie (figura 1). La tasa de inyección incrementara al igual que el petróleo producido, hasta cierto punto en donde el volumen de gas producido reemplace el petróleo producido, así se obtiene una produc

En este artículo tocaremos el tema del método de recuperación secundaria por inyección horizontal alternada de vapor u Horizontal Alternating Steam Drive Process (HASD), su nombre en inglés. El HASD es una combinación de inyección de vapor y estimulación cíclica de vapor, donde el mismo se inyecta en un set de pozos horizontales colocados paralelos unos de otros y al mismo nivel en la arena yacimiento. A medida que el vapor es inyectado en alguno de los pozos del arreglo, la cámara de vapor que se crea alrededor de los inyectores es lateralmente empujada por los diferenciales de presión creados entre los inyectores y los productores horizontales adyacentes. El vapor es inyectado continuamente por un período que puede durar de días a meses y luego del cual viene un corto período de descanso durante el cual las presiones dentro del yacimiento tienden a estabilizarse mientras los pozos de preparan para cambiar sus funciones. El ciclo es completado convirtiendo los inyectores originales en

Entre otros tipos de combustión tenemos: Combustión en reverso A diferencia de la combustión hacia a delante, la formación es encendida en los pozos productores mas no en los inyectores (Figura 2). Figura 2. Proceso de combustión en reverso En este caso la zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, es decir, hacia donde exista mayor concentración de oxígeno. El fluido se mueve hacia los pozos productores atravesando altas temperaturas (entre 500 y 700 ºF) para poder disminuir la viscosidad del petróleo, de esta forma puede fluir mas fácil hacia los productores. Este tipo de combustión posee una desventaja, ya que una fracción deseable de petróleo es quemada como combustible mientras que la fracción no deseable se queda detrás del frente de combustión, también necesita mas cantidad de aire que el método convencional de combustión. Otra de las desventajas, ocurre que cuando el petróleo se expone al aire a temperatura ambiente por 10 a 100 días, el crudo se oxida y si

Es un método donde una parte del petróleo (aproximadamente 10%) se quema para generar calor, de esta manera la viscosidad del petróleo disminuye. Existen dos tipos de combustión in situ : Combustión convencional o "hacia a delante" Combustión en reverso Combustión húmeda Combustión convencional o hacia adelante En este caso, la zona de combustión va avanzando en la misma dirección hacia donde los fluidos fluyen. La ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor ( Figura 1). (Figura 1). Esquema de una combustión in situ El aire enriquecido con oxigeno es inyectado para oxidar el petróleo, de esta forma se se produce gas residual. Esto puede traer problemas en la eficiencia de bombeo, abrasión, también se genera cierta restricción del flujo de petróleo en el yacimiento por la gran cantidad de gas existente. La combustión va avanzando con una velocidad que depende del volumen de petróleo quemado, de est

Tienen como función separar el agua, el gas y los sedimentos del petróleo. En el caso de la separación del gas del petróleo se utilizan separadores verticales y horizontales, dependiendo de la especificaciones del mismo, este podrá manejar ciertos volúmenes de crudo y de gas a ciertas presiones y etapas de separación. En este tipo de separación, es muy importante tener en cuenta la expansión que se genera cuando el gas se libera del petróleo. También debemos tomar en cuenta que el gas debe salir lo mas limpio posible y se logre la mayor cantidad de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas es regulada por la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con la cual el fluido llega a la estación, relación gas-petróleo, temperatura y el tipo de crudo que se este manejando. Figura 1. Instalaciones de separadores y etapas de separación de acuerdo con la magnitud de la presión y del volumen de gas petróleo que deba manejarse. En cada caso, la última etapa de separación se

Mejoramiento del SAGD Luego de lo expuesto en la publicación anterior, es obvio que un crecimiento consistente de la cámara de gas es indispensable para una operación con SAGD exitosa. En consecuencia diferentes intentos han sido llevados a cabo para acelerar y mejorar la eficiencia de este proceso. Podemos clasificar dichos intentos bajo dos categorías principales: químicos y geométricos. El enfoque químico apunta directamente a mejorar la eficiencia térmica y reducir la tensión interfacial para alcanzar una mayor producción. El enfoque geométrico intenta alternar los puntos de diferencial de presión relacionaos a la ubicación de los pozos con el fin de alcanzar un crecimiento acelerado de la cámara 10 puntos que resaltar del método de Drenaje Gravitacional por Asistido por Vapor (SAGD): 1. Entender las características del yacimiento es un elemento clave para cualquier proyecto de producción de crudo y la técnica SAGD no es la excepción. Su importancia emerge del gran efecto que tiene

SAGD es una abreviación de Steam Assisted Gravity Drainage o drenaje gravitacional asistido por vapor. Es un método de recuperación mejorada de los más eficientes en la actualidad. Fue desarrollado por primera vez por Roger Butler y sus colegas en Imperial Oil a finales de los ‘70 (Butler 1998). Su característica principal es la inyección de vapor al yacimiento para producir petróleo calentado usando dos pozos horizontales. Butler describió la técnica como que al inyectar vapor en el yacimiento, se forma una zona saturada de vapor en la cual la temperatura es esencialmente la del vapor inyectado. El vapor fluye a través del perímetro de la cámara de vapor y se condensa. El calor del vapor se trasfiere por conducción térmica al yacimiento circundante. El vapor condensado y el petróleo fluyen hacia el pozo productor inferior por gravedad. A medida que el petróleo fluye y es producido, la cámara de vapor se expande hacia arriba y hacia los lados (Butler 1994). Dos tipos de flujo existen d

Como la mayoría de los métodos para la predicción del comportamiento y recobro final de un yacimiento, éste es un método de ensayo y error. Se fundamenta en la solución simultánea de las ecuaciones de balance de materia, de saturación y de la relación gas-petróleo instantánea. En síntesis, se calcula la saturación de líquidos para una presión asumida y varios (normalmente tres) factores de recobro asumidos. Con dichos valores asumidos se calcula la cantidad de gas producida y con la saturación (a una presión dada o asumida) se calcula la relación gas-petróleo instantánea de donde también se calcula el gas producido. El factor de recobro verdadero a la presión asumida resultará cuando el gas producido calculado sea igual al valor de gas producido obtenido a partir de la razón gas-petróleo instantánea. El procedimiento se repite asumiendo una presión menor y recuperaciones mayores. La ecuación de balance de materiales, escrita para la forma de producción de gas, para el caso de un yacim

Se requieren varios términos calificativos de la permeabilidad para describir el flujo simultáneo de dos fluidos en un medio poroso. Éste ocurre cuando el agua o el gas desplazan el petróleo. Los términos se definen mas abajo en relación con la permeabilidad absoluta del medio y con la saturación del fluido específico. La permeabilidad relativa se tratará con mayor detalle posteriormente. Permeabilidad Efectiva es la permeabilidad de un medio poroso-con respecto a un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido. Permeabilidad Relativa es la permeabilidad con respecto a un fluido cuando más de un fluido está presente, y su valor se expresa en fracción de la permeabilidad absoluta (permeabilidad a 100 por ciento de saturación por un solo fluido). Relación de Permeabilidad Relativa es la relación entre las per¬meabilidades relativa de dos fluidos de acuerdo con una satura¬ción específica de une de ellos. La prueba de Inyección de Agua provee información sobre la permeab

Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presión capilar: La de drenaje y la de imbibición. Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua. Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan para predecir la extracción de petróleo por empuje de agua. La fig. 1 contiene las curvas de la presión capilar de drenaje y la imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de la presión capilar denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión en la fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase acuífera es más alta. ¿Cómo se hace la prueba de Presión Capilar? En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido humectante y