Inyeccion Espuma

INYECCION DE ESPUMAS

SANDRA LUCIA PEÑA MERCHAN

GLORIA EZPERANZA QUINTERO BALLESTEROS

ANGELA MARCELA VARGAS ZARATE

METODOS DE RECOBRO

GRUPO: A1

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

BUCARAMANGA

2014

INYECCION DE ESPUMAS

Presentado por:

Sandra Lucia Peña Merchán

Gloria Esperanza Quintero

Ángela Marcela Vargas Zarate

Presentado a:

Ing. Jorge Mario Palma Bustamante

Métodos de Recobro

Universidad Industrial de Santander

Bucaramanga

2014

TABLA DE CONTENIDO

1.INTRODUCCIÓN 4

2. FUNDAMENTOS DE LA INYECCION DE ESPUMA………………………………...5

3.GENERALIDADES DE LAS ESPUMAS 5

4.CARACTERIZACION DE LAS ESPUMAS 6

4.1 Calidad 8

4.2 Textura 8

4.3 Propiedades Físicas 10

4.4 Distribucion de las espumas 12

4.5 Estabilidad o durabilidad 13

4.6 Densidad 13

4.7 Movilidad 14

4.8 Viscosidad Efectiva 15

5.FACTORES QUE AFECTAN LAS PROPIEDADES DE LAS ESFUMAS 18

6.TIPOS DE ESPUMAS . 19

7.CONCLUSIONES . 25

1. INTRODUCCIÓN

La eficiencia de un proyecto de inyección de gas puede verse seriamente afectada por la presencia de canales de alta permeabilidad (zonas ladronas), zonas fracturadas y por una diferencia significativa en la viscosidad del fluido de inyección y del aceite original del yacimiento, lo que ocasiona una relación de movilidad desfavorable y la irrupción temprana del gas de inyección en los pozos productores. La aplicación de la inyección de espumas se plantea como un método de recobro mejorado que actúa ya sea, como un agente de control de movilidad, aumentando la viscosidad y disminuyendo la permeabilidad relativa del fluido de inyección y/o como un agente de bloqueo, sellando zonas de alta conductividad por donde el gas fácilmente se canaliza. Lo anterior, mejora la eficiencia de barrido areal y vertical del gas y aumenta la producción de aceite.

2. FUNDAMENTOS DE LA INYECCIÓN DE ESPUMAS

La inyección de agua y gas son métodos comúnmente empleados en la recuperación secundaria de aceite. Estos procesos consisten en la inyección de fluidos al yacimiento con el fin de desplazar aceite hacia los pozos productores y obtener recobros adicionales. A pesar de los buenos resultados que estas técnicas han mostrado a nivel mundial, su eficiencia a menudo es afectada por factores como la heterogeneidad de las formaciones y la alta movilidad de los fluidos de inyección con respecto al aceite original del yacimiento, lo que ocasiona relaciones de movilidad desfavorables y eficiencias de barrido pobres. Como alternativa a los problemas descritos, la inyección de espumas surge como un método remedial que busca mejorar la eficiencia de barrido areal y vertical, a través de la disminución de la movilidad de los fluidos de inyección o el bloqueo de zonas.

Cuando se presentan problemas de segregación gravitacional, las espumas actúan como un agente de control de movilidad, aumentando la resistencia al flujo y generando un frente de desplazamiento más estable. En yacimientos estratificados con altos contrastes de permeabilidad y en yacimientos fracturados, las espumas generan un bloqueo de los canales preferenciales de flujo, mejorando con esto los perfiles de inyección y producción.

La tecnología de espumas ha sido aplicada en yacimientos sometidos a inyección de agua y gas; y en pozos con problemas de conificación. Sin embargo, las experiencias de campo en el mejoramiento del conformance de la inyección de agua y en la disminución de la conificación de este fluido son pocas.

Las espumas también aparecen como un método alternativo para la inyección de polímeros en el control de movilidad del agua de inyección. La presencia de gas formando la espuma, disminuye la permeabilidad relativa al agua y mejora el barrido de aceite. A diferencia de los polímeros, las espumas exhiben mayor resistencia a la degradación química, mecánica y biológica y no generan un taponamiento permanente del medio poroso como es el caso de los polímeros de alto peso molecular.

3. GENERALIDADES DE LAS ESPUMAS

Una espuma es definida como una dispersión metaestable de un volumen relativamente grande de gas en una fase continua de líquido. En otras palabras, es una aglomeración de burbujas de gas rodeadas por delgadas películas de líquido. Las espumas utilizadas en el mejoramiento del conformance de los yacimientos son dispersiones de burbujas muy pequeñas de gas (generalmente CO2, N2, vapor o gas hidrocarburo) con diámetros que oscilan entre los 50 µm y los 1000 µm en una fase acuosa.

Figura 1. Estructura de la espuma.

Tipos de surfactante

Los surfactantes confieren estabilidad a las espumas, por lo que son considerados el tercer ingrediente necesario para su formación. Los surfactantes o tensoactivos, son especies químicas con una naturaleza o estructura polar-no polar, los cuales se ubican en la interfase de dos fluidos para formar una capa monomolecular adsorbida. La ubicación de los surfactantes entre las fases hidrofílicas e hidrofóbicas impide el tráfico de moléculas desde la superficie al interior del líquido, las cuales van en busca de un estado de menor energía, lo que disminuye asi, el fenómeno de tensión superficial.

Surfactantes aniónicos. Los surfactantes aniónicos se disocian en un anión anfífilo y en un catión, el cual es en general un metal alcalino (usualmente sodio) o un amonio cuaternario. El grupo polar de un surfactante aniónico está conformado en la mayoría de los casos por una sal y en algunas ocasiones por un ácido. Estos surfactantes son comúnmente empleados en la formación de espumas para aplicaciones a yacimientos de petróleo, debido a su alta estabilidad química, alta resistencia a la retención, disponibilidad comercial y bajo precio.

Surfactantes catiónicos. Los surfactantes catiónicos se disocian en solución acuosa en un catión orgánico anfífilo y en un anión generalmente del tipo halogenuro. Al igual que los surfactantes aniónicos, el grupo polar de un surfactante catiónico es una sal. La gran mayoría de estos surfactantes son compuestos nitrogenados del tipo sal de amina grasa o de amonio cuaternario.

Los surfactantes catiónicos son usados con poca frecuencia en las aplicaciones a yacimientos de petróleo, debido a que son fácilmente adsorbidos por las arcillas y las arenas y a su alto valor comercial.

Surfactantes no-iónicos. A diferencia de los surfactantes aniónicos y catiónicos, el grupo polar de un surfactante no-iónico no es una sal. Este grupo está constituido en la mayoría de casos por alcoholes, éteres o polímeros. Los surfactantes no-iónicos son menos sensibles a las altas salinidades y su valor comercial es relativamente bajo.

Surfactantes anfotéricos. Estos surfactantes exhiben propiedades de dos o más clases de tensoactivos. Pueden tener comportamiento aniónico o catiónico. Actúan dependiendo del pH del medio en que se encuentren, por ejemplo, en medio básico se comportan como aniónicos y en medio ácido como catiónicos. Este tipo de surfactante se usa sólo en casos particulares debido a su alto costo. Los ácidos aminocarboxílicos son ejemplos de surfactantes anfotéricos.

Ventajas de la inyección de espumas

 Reducción efectiva de la movilidad del gas y del vapor en procesos de gas flooding y steam flooding respectivamente.

 Disminución de la permeabilidad relativa al agua en procesos de waterflooding por el incremento en la saturación de gas.

 Reducción en la producción de agua y gas por conificación (agente de bloqueo). Experiencias de campo han mostrado que las espumas son más efectivas en el control de GOR que de WOR.

 Reducción temporal del flujo de gas a través de estratos de alta permeabilidad y zonas fracturadas.

 A diferencia de los polímeros y los geles, las espumas son más resistentes a la degradación biológica, mecánica y química.

 A diferencia de la inyección de polímeros y geles, la inyección de espumas es considerado un proceso relativamente económico.

Desventajas de la inyección de espumas

 Es una tecnología muy compleja a nivel

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