Control en Yacimientos con Inyección de Gas

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada

Núcleo: Anzoátegui Sede: San Tome

Asignatura: Yacimientos II.

Profesor: Bachilleres:

Ing. Aquiles Moya Blanco Yaniree25.015.038

Guerra Octavio 21.264.881

Luces Carlos 24.494.075

Natera Rodniel 24.492.411

Romero María 21.264.515

Villarroel Ángel 24.492.449

6D02Ing. De Petróleo

San tome,Julio2013

Índice

Introducción 3

Recuperación secundaria por Inyección de gas 4

Factores que intervienen en la recuperación de la tasa de petróleo por inyección de gas 5

Mecanismos de producción en la inyección de gas 6

Reducción de viscosidad: 6

Aumento de la energía del yacimiento: 7

Vaporización: 7

Eliminación de los depósitos solidos: 7

Finalidad de la inyección de gas 7

Características de los yacimientos sometidos a inyección de gas. 8

Tipos de inyección de gas. 9

Inyección interna de gas. 9

Ventajas de la inyección interna de gas. 10

Desventajas de la inyección interna de gas. 10

Inyección externa de gas. 10

Ventajas de la inyección externa de gas. 11

Desventajas de la inyección externa de gas. 11

Flujo fraccional de gas 12

Ecuación general de flujo fraccional de Gas 12

Factores que afectan el flujo fraccional de gas 13

Saturación de gas inicial (Sgi) 13

Saturación de agua inicial (Swi). 13

Ángulo de buzamiento. 13

Tasa de inyección 13

Presión de inyección 14

Viscosidad del petróleo 14

Viscosidad del gas 14

Eficiencia areal de barrido 15

Parámetros de Control en Yacimientos con Inyección de Gas 15

Conclusión 17

Introducción

Las inyecciones en el subsuelo para favorecer la extracción de petróleo se remontan hasta 1860, en la costa este norteamericana, empleando por aquel entonces nitroglicerina. En 1930 se empezaron a utilizar ácidos en lugar de materiales explosivos, pero es en 1947 cuando se estudia por primera vez la posibilidad de utilizar agua. Este método empezó a aplicarse industrialmente en 1949 por la empresa Stanolind Oil. Junto con el agua se incluye una cierta cantidad de arena para evitar que las fracturas se cierren al detenerse el bombeo, y también se añade en torno a un 1% de aditivos, compuestos por hasta 500 productos químicos, cuya función es potenciar la efectividad de la fractura. Sin embargo no es hasta el año 2002 cuando se combina el uso de agua tratada con aditivos que reducen la fricción con la perforación horizontal y la fractura en múltiples etapas. En Estados Unidos se estima que la generalización de este método ha aumentado las reservas probadas de gas cerca de un 40% en cuatro años. Hasta 2010, se calcula que se han realizado 2,5 millones de fracturas hidráulicas en todo el mundo. En Europa no existe una regulación específica sobre la técnica del fracking. Un informe del Parlamento Europeo recomienda su regulación y que se hagan públicos los componentes que se emplean en los pozos de perforación. El Parlamento búlgaro prohibió su uso en 2012. El gobierno de Cantabria aprobó la Ley en la que se regula la prohibición de la técnica fracking.En España, el Ministerio de industria y comunidades autónomas como el País Vasco o Castilla y León están concediendo permisos de investigación, pese a la disconformidad de diversas organizaciones. La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó 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.

Recuperación secundaria por Inyección de gas

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó 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.

Su objetivo principal es mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del yacimiento. El primer caso se conoce como mantenimiento total de presión y el segundo, como mantenimiento parcial. Ambos dan lugar a un incremento del recobro de petróleo, a una mejora en los métodos de producción y a la conservación del gas.

Con el propósito de mejorar los métodos de producción, 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. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una formación de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente elevadas, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural requeriría un periodo más largo. Además, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. Otro de sus beneficios es que no permite el desperdicio del gas y puede ser inyectado en un yacimiento para almacenarlo debido a que es un fluido no reactivo con las rocas

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