DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES
1. DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES
La inundaciones miscibles siguen siendo en mayor parte unos de los métodos más intrigantes de recuperación mejorada debido a su potencial para recuperar todo el petróleo y uno de los más desesperante, porque sólo en raros casos tienen rendimientos reales en campo que llegan a acercarse a la alta recuperación potencialmente posible de la eficiencia de este proceso.
Desplazamientos miscibles: Su estado y potencial para el recobro mejorado del petróleo.
Los métodos de desplazamiento miscibles son los que han llamado más la atención de los ingenieros de petróleo en su propósito de aumentar el recobro.
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 una interfase), 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. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que se expande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son
Miscibles en todas las proporciones, en esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG. El desplazamiento por un gas a alta presión es generalmente del tipo de múltiple contacto; esto es, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama ternario de equilibrio de fases.
Historia
El concepto de inundaciones miscibles es bastante viejo. Su potencial era generalmente reconocido por la industria de petróleo bien hace más de 50 años, y varios papers fueron publicados en los años 1920 que describen investigaciones en este área. Durante los años 1930 y a principios de los años 1940. el interés a técnicas de recuperación realzadas era bajo; sin embargo, después del final de la segunda guerra mundial II se produjo un aumento dramático en las investigaciones destinadas a mejorar nuestro conocimiento de lo que podrían llamarse la " física y química de flujo fluido en medios porosos " y hacia el desarrollo de las tres áreas básicas de recuperación mejorada del petróleo - térmico, químico, y miscible. Las investigaciones sobre la utilización de técnicas de inundación miscible para mejorar la recuperación de petróleo era una parte importante de este mayor esfuerzo. Fue una época apasionante.
Los líquidos podrían ser utilizados para las inundaciones miscibles. Casi todos los líquidos disponibles incluyendo alcoholes, cetonas, propano, butano, LPG, gas licuado de petróleo, nitrógeno, dióxido de carbono,
metano y mezclas de muchas otras fueron probados. Algunas de las primeras en investigación eran completamente miscibles ~ q (frecuentemente llamada miscibilidad de primer contacto) sistemas en los que todas las mezclas de disolvente y petróleo son un líquido de una sola fase. Sin embargo, hubo dos métodos de contacto múltiple en el desplazamiento miscible, la alta presión o la vaporización del método de gas eran también desarrolladas durante los años 1950. El fluido que no es al principio miscible con el crudo, pero es capaz de generar un banco solvente dentro del medio poroso durante el proceso de desplazamiento.
Aplicaciones en campos
Los proyectos miscibles de gas han proporcionado a la industria con datos de campo y valiosa experiencia operativa en los últimos 15 años, sobre todo en el uso de C02. Aunque la información detallada de rendimiento de inundación está disponible desde sólo unos pocos de estos proyectos, los resultados generalmente nos llevan a las mismas conclusiones había llegado en 1950's es decir, una alta eficiencia de desplazamiento se puede lograr en las regiones enrojecida por solventes, pero de alta eficiencia de barrido volumétrico posible sólo si la canalización de disolvente se puede controlar con eficacia.
Miscibilidad de primer contacto
Además de la presión fija representada en el diagrama ternario, que muestran uno de los primeros disolventes miscibles en contacto que están en la proximidad de línea que se encuentra fuera de la región de dos fases, la miscibilidad también se puede caracterizar con la ayuda de un diagrama de p-x. como se muestra en la figura, los aumentos de presión de saturación como la cantidad de un solvente particular aumentan en un comienzo la mezcla solvente del petróleo en la presión del punto de burbuja del petróleo, la presión de saturación de punto de burbuja (Pb) de la mezcla aumenta con la adición del solvente a un máximo (Pbmax). Después de la trenza o punto crítico, la curva de saturación es la región del punto de rocío. Las presiones del punto de rocío pueden ser menores o mayores que el Pbmax dependiendo del petróleo y las composiciones del disolvente. Hay dos tipos de diagramas p-x. El tipo I es la curva p-x, con la presión máxima temperatura de ebullición y luego disminuyendo hasta el punto de trenza, y el tipo II donde la presión del punto de burbuja aumenta al punto de trenza. Teóricamente primero se pone en contacto con la presión miscible (FCM) la cual es la presión de saturación máxima. Físicamente la Pbmax puede ser considerada como el primer contacto de la presión miscible entre el petróleo y la mezcla de disolvente. Para archivar la miscibilidad de primer contacto con el petróleo, el solvente deber ser suficientemente enriquecido en los intermedios para que sea máximo o mas o menos igual a la presión del diseño del deposito.
Miscibilidad de múltiples contacto.
Algunos fluidos son no miscible en un primer contacto, pero si a varios contactos, la transferencia de masa debe ser suficiente para que puede ocurrir entre las fases de forma que los dos fluidos sean miscibles. El proceso de desarrollo de miscibilidad de esta manera se conoce como de contacto múltiple (MCM) o un proceso dinámico miscible. En el diagrama ternario, la región entre las líneas criticas de enlace y la recta tangente se llama MCM regiones. Para comprender el MCM, a continuación, uno tiene que conocer el mecanismo de miscibilidad.
Para la composición del disolvente más delgados que en el límite MCM, las transferencias de masas entre el disolvente y el petróleo todavía se producen, haciendo que el petróleo se inflame, lo que efectivamente aumenta la saturación de petróleo y por lo tanto, la movilidad en una roca del yacimiento. El proceso de desplazamiento en la región por debajo de la línea de enlace crítica es inmiscible. Dejar de lado los efectos de la gravedad y digitación viscosa, la saturación residual pasaría de un máximo de un desplazamiento de gas seco a casi cero en el límite MCM como la tensión interfacial con el disolvente de petróleo se reduce
Técnicas para determinar la miscibilidad:
• Burbuja ascendente
• Slim tube ( Prueba de tubo delgado)
• Diagrama ternarios.
Mecanismo de miscibilidad
Dos de la inyección de gas más importantes y prometedores de recuperación mejorada de petróleo en la práctica son la inundación de C02 y la inyección de gas pobre.
Los principales mecanismos para mejorar la recuperación de hidrocarburos en una inundación de dióxido de carbono son vaporización y condensación. La transferencia de masa tiene lugar entre la rica fase de CO2 y la fase rica en petróleo y las fases inmiscibles convertido gradualmente en un principio miscible ya que son ricos en hidrocarburos intermedios y pesados, y C02 respectivamente. La extracción de hidrocarburos por CO2 y condensación da como resultado que los fluidos del yacimiento, finalmente estén en una fase de un líquido miscible.
El desarrollo de la miscibilidad se puede visualizar conceptualmente con un diagrama ternario (véase la Figura).
Es importante que se pueda ser capaces de predecir el punto crítico de una mezcla de un proceso miscible de múltiples contactos. El camino de la miscibilidad pasa por el punto critico y su posición relativo con respecto al punto que representa la composición del fluido en el reservorio se define bajo ciertas condiciones de la mezcla de los gases inyectados y la miscibilidad que se puede obtener de los fluidos en el yacimiento (véase figura abajo).
El requisito para la generación de un desplazamiento miscible es que la composición del fluido en yacimiento debe estar bien a la derecha de la extensión de la línea tangente a la curva límite de la fase en la que se encuentra el punto crítico o por encima del punto crítico en la región de una sola fase.
Las mismas observaciones se aplican más o menos por una inundación de inyección de gas pobre donde la vaporización de los hidrocarburos del fluido del yacimiento a la fase gaseosa controla todo el proceso. También hay algunos mecanismos menores para mejorar la recuperación mejorada de petróleo por la inyección de CO2; Estos son: inflamación del petróleo, la reducción de viscosidad del aceite, el aumento en la densidad del petróleo, alta solubilidad del CO2 en el agua que reduce la densidad del agua y por tanto el predominio de la mezcla CO2-agua y el efecto de ácidos en la roca que aumenta la permeabilidad del yacimiento.
Proceso de tapones miscibles
Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. La figura muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Así mismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.
El tapón será líquido si la temperatura critica (207°F en el caso de propano), la presión debe ser tal que garantice la miscibilidad del tapón y el gas deplazante, por que de otra manera no puede alcanzarse el desplazamiento miscible. Este ultimo requerimiento es el que condiciona la presión de operación;: además si la formación no tiene una profundidad suficiente( menos de 1600 pies), pueden ocurrir fracturas en la formación.
Ventajas
Todo el petróleo contactado se desplaza
Se requiere bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.
El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos.
Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Se puede utilizar como un método secundario o terciario.
Desventajas
El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas.
El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión.
El material del tapón es costoso.
Referencias bibliograficas
Johns, R.T., Fayers, J.F., and Orr, F.M. Jr.: “Effect of Gas Enrichment
and Dispersion on Nearly Miscible Displacement in Condensing/Vaporizing
Drives,” paper SPE 24938 presented at the 1992 SPE Annual
Technical Conference and Exhibition, Washington, DC, 4–7 October.
CURTIS H. WHITSON AND MICHAEL R. BRULÉ, PHASE BEHAVIOR, MONOGRAPH VOLUME 2
SPE HENRY L. DOHERTY SERIES
Magdalena Paris, Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A.,
Pp 323-340
Marcel Latil, enhanced oil recovery, Editions technip 27, Rue Ginoux 75737 Paris cedex 15,
Pp 100-110 .
Teknica, enhenced oil recovery, Teknica petroleum services Ltd, Calgary, Alberta june 200, Pp 130-140.
La inundaciones miscibles siguen siendo en mayor parte unos de los métodos más intrigantes de recuperación mejorada debido a su potencial para recuperar todo el petróleo y uno de los más desesperante, porque sólo en raros casos tienen rendimientos reales en campo que llegan a acercarse a la alta recuperación potencialmente posible de la eficiencia de este proceso.
Desplazamientos miscibles: Su estado y potencial para el recobro mejorado del petróleo.
Los métodos de desplazamiento miscibles son los que han llamado más la atención de los ingenieros de petróleo en su propósito de aumentar el recobro.
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 una interfase), 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. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que se expande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son
Miscibles en todas las proporciones, en esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG. El desplazamiento por un gas a alta presión es generalmente del tipo de múltiple contacto; esto es, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama ternario de equilibrio de fases.
Historia
El concepto de inundaciones miscibles es bastante viejo. Su potencial era generalmente reconocido por la industria de petróleo bien hace más de 50 años, y varios papers fueron publicados en los años 1920 que describen investigaciones en este área. Durante los años 1930 y a principios de los años 1940. el interés a técnicas de recuperación realzadas era bajo; sin embargo, después del final de la segunda guerra mundial II se produjo un aumento dramático en las investigaciones destinadas a mejorar nuestro conocimiento de lo que podrían llamarse la " física y química de flujo fluido en medios porosos " y hacia el desarrollo de las tres áreas básicas de recuperación mejorada del petróleo - térmico, químico, y miscible. Las investigaciones sobre la utilización de técnicas de inundación miscible para mejorar la recuperación de petróleo era una parte importante de este mayor esfuerzo. Fue una época apasionante.
Los líquidos podrían ser utilizados para las inundaciones miscibles. Casi todos los líquidos disponibles incluyendo alcoholes, cetonas, propano, butano, LPG, gas licuado de petróleo, nitrógeno, dióxido de carbono,
metano y mezclas de muchas otras fueron probados. Algunas de las primeras en investigación eran completamente miscibles ~ q (frecuentemente llamada miscibilidad de primer contacto) sistemas en los que todas las mezclas de disolvente y petróleo son un líquido de una sola fase. Sin embargo, hubo dos métodos de contacto múltiple en el desplazamiento miscible, la alta presión o la vaporización del método de gas eran también desarrolladas durante los años 1950. El fluido que no es al principio miscible con el crudo, pero es capaz de generar un banco solvente dentro del medio poroso durante el proceso de desplazamiento.
Aplicaciones en campos
Los proyectos miscibles de gas han proporcionado a la industria con datos de campo y valiosa experiencia operativa en los últimos 15 años, sobre todo en el uso de C02. Aunque la información detallada de rendimiento de inundación está disponible desde sólo unos pocos de estos proyectos, los resultados generalmente nos llevan a las mismas conclusiones había llegado en 1950's es decir, una alta eficiencia de desplazamiento se puede lograr en las regiones enrojecida por solventes, pero de alta eficiencia de barrido volumétrico posible sólo si la canalización de disolvente se puede controlar con eficacia.
Miscibilidad de primer contacto
Además de la presión fija representada en el diagrama ternario, que muestran uno de los primeros disolventes miscibles en contacto que están en la proximidad de línea que se encuentra fuera de la región de dos fases, la miscibilidad también se puede caracterizar con la ayuda de un diagrama de p-x. como se muestra en la figura, los aumentos de presión de saturación como la cantidad de un solvente particular aumentan en un comienzo la mezcla solvente del petróleo en la presión del punto de burbuja del petróleo, la presión de saturación de punto de burbuja (Pb) de la mezcla aumenta con la adición del solvente a un máximo (Pbmax). Después de la trenza o punto crítico, la curva de saturación es la región del punto de rocío. Las presiones del punto de rocío pueden ser menores o mayores que el Pbmax dependiendo del petróleo y las composiciones del disolvente. Hay dos tipos de diagramas p-x. El tipo I es la curva p-x, con la presión máxima temperatura de ebullición y luego disminuyendo hasta el punto de trenza, y el tipo II donde la presión del punto de burbuja aumenta al punto de trenza. Teóricamente primero se pone en contacto con la presión miscible (FCM) la cual es la presión de saturación máxima. Físicamente la Pbmax puede ser considerada como el primer contacto de la presión miscible entre el petróleo y la mezcla de disolvente. Para archivar la miscibilidad de primer contacto con el petróleo, el solvente deber ser suficientemente enriquecido en los intermedios para que sea máximo o mas o menos igual a la presión del diseño del deposito.
Miscibilidad de múltiples contacto.
Algunos fluidos son no miscible en un primer contacto, pero si a varios contactos, la transferencia de masa debe ser suficiente para que puede ocurrir entre las fases de forma que los dos fluidos sean miscibles. El proceso de desarrollo de miscibilidad de esta manera se conoce como de contacto múltiple (MCM) o un proceso dinámico miscible. En el diagrama ternario, la región entre las líneas criticas de enlace y la recta tangente se llama MCM regiones. Para comprender el MCM, a continuación, uno tiene que conocer el mecanismo de miscibilidad.
Para la composición del disolvente más delgados que en el límite MCM, las transferencias de masas entre el disolvente y el petróleo todavía se producen, haciendo que el petróleo se inflame, lo que efectivamente aumenta la saturación de petróleo y por lo tanto, la movilidad en una roca del yacimiento. El proceso de desplazamiento en la región por debajo de la línea de enlace crítica es inmiscible. Dejar de lado los efectos de la gravedad y digitación viscosa, la saturación residual pasaría de un máximo de un desplazamiento de gas seco a casi cero en el límite MCM como la tensión interfacial con el disolvente de petróleo se reduce
Técnicas para determinar la miscibilidad:
• Burbuja ascendente
• Slim tube ( Prueba de tubo delgado)
• Diagrama ternarios.
Mecanismo de miscibilidad
Dos de la inyección de gas más importantes y prometedores de recuperación mejorada de petróleo en la práctica son la inundación de C02 y la inyección de gas pobre.
Los principales mecanismos para mejorar la recuperación de hidrocarburos en una inundación de dióxido de carbono son vaporización y condensación. La transferencia de masa tiene lugar entre la rica fase de CO2 y la fase rica en petróleo y las fases inmiscibles convertido gradualmente en un principio miscible ya que son ricos en hidrocarburos intermedios y pesados, y C02 respectivamente. La extracción de hidrocarburos por CO2 y condensación da como resultado que los fluidos del yacimiento, finalmente estén en una fase de un líquido miscible.
El desarrollo de la miscibilidad se puede visualizar conceptualmente con un diagrama ternario (véase la Figura).
Es importante que se pueda ser capaces de predecir el punto crítico de una mezcla de un proceso miscible de múltiples contactos. El camino de la miscibilidad pasa por el punto critico y su posición relativo con respecto al punto que representa la composición del fluido en el reservorio se define bajo ciertas condiciones de la mezcla de los gases inyectados y la miscibilidad que se puede obtener de los fluidos en el yacimiento (véase figura abajo).
El requisito para la generación de un desplazamiento miscible es que la composición del fluido en yacimiento debe estar bien a la derecha de la extensión de la línea tangente a la curva límite de la fase en la que se encuentra el punto crítico o por encima del punto crítico en la región de una sola fase.
Las mismas observaciones se aplican más o menos por una inundación de inyección de gas pobre donde la vaporización de los hidrocarburos del fluido del yacimiento a la fase gaseosa controla todo el proceso. También hay algunos mecanismos menores para mejorar la recuperación mejorada de petróleo por la inyección de CO2; Estos son: inflamación del petróleo, la reducción de viscosidad del aceite, el aumento en la densidad del petróleo, alta solubilidad del CO2 en el agua que reduce la densidad del agua y por tanto el predominio de la mezcla CO2-agua y el efecto de ácidos en la roca que aumenta la permeabilidad del yacimiento.
Proceso de tapones miscibles
Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. La figura muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Así mismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.
El tapón será líquido si la temperatura critica (207°F en el caso de propano), la presión debe ser tal que garantice la miscibilidad del tapón y el gas deplazante, por que de otra manera no puede alcanzarse el desplazamiento miscible. Este ultimo requerimiento es el que condiciona la presión de operación;: además si la formación no tiene una profundidad suficiente( menos de 1600 pies), pueden ocurrir fracturas en la formación.
Ventajas
Todo el petróleo contactado se desplaza
Se requiere bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.
El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos.
Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Se puede utilizar como un método secundario o terciario.
Desventajas
El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas.
El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión.
El material del tapón es costoso.
Referencias bibliograficas
Johns, R.T., Fayers, J.F., and Orr, F.M. Jr.: “Effect of Gas Enrichment
and Dispersion on Nearly Miscible Displacement in Condensing/Vaporizing
Drives,” paper SPE 24938 presented at the 1992 SPE Annual
Technical Conference and Exhibition, Washington, DC, 4–7 October.
CURTIS H. WHITSON AND MICHAEL R. BRULÉ, PHASE BEHAVIOR, MONOGRAPH VOLUME 2
SPE HENRY L. DOHERTY SERIES
Magdalena Paris, Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A.,
Pp 323-340
Marcel Latil, enhanced oil recovery, Editions technip 27, Rue Ginoux 75737 Paris cedex 15,
Pp 100-110 .
Teknica, enhenced oil recovery, Teknica petroleum services Ltd, Calgary, Alberta june 200, Pp 130-140.
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2/26/2011
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