DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCION DE PENTANO PARA LA RCP EN EL YACIMIENTO BACHAQUERO-01
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR UNIVERSIDAD BOLIVARIANA DE VENEZUELA CENTRO DE ESTUDIO EN CIENCIA DE LA ENERGÍA. PROGRAMA DE FORMACIÓN DE GRADO DE “INGENIERÍA DE GAS” SEDE ZULIA. DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE PENTANO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO PESADO EN EL YACIMIENTO BACHAQUERO 01 Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad Bolivariana de Venezuela para optar al título de: INGENIERÍA EN GAS Realizado por: Bravo Chacin Gleidy Rosa Quiroz Davalillo Jesús Enrique Tutor Académico: Ing. Giovanny Bracho Tutor Metodológico: Ing. Fernando Martínez Tutor Industrial: Ing. Joan Córdova
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR
UNIVERSIDAD BOLIVARIANA DE VENEZUELACENTRO DE ESTUDIO EN CIENCIA DE LA ENERGÍA.
PROGRAMA DE FORMACIÓN DE GRADO DE “INGENIERÍA DE GAS”SEDE ZULIA.
DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE PENTANO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO PESADO EN EL
YACIMIENTO BACHAQUERO 01
Trabajo Especial de Grado presentado ante laUniversidad Bolivariana de Venezuela para optar al título de:
INGENIERÍA EN GAS
Realizado por:
Bravo Chacin Gleidy RosaQuiroz Davalillo Jesús Enrique
Tutor Académico: Ing. Giovanny BrachoTutor Metodológico: Ing. Fernando Martínez
Tutor Industrial: Ing. Joan Córdova
Los Puertos de Altagracia, Enero de 2013
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DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE PENTANO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO PESADO EN EL
YACIMIENTO BACHAQUERO 01
_______________________________Autor(es): Bravo Chacin Gleidy Rosa
Cédula de Identidad: 13.561.581TSU en Gas.
Correo: [email protected]; [email protected]ón: Sector Haticos del Norte Av. Principal – Callejón del Auto Aire
Altagracia – Parroquia Altagracia Municipio Miranda del Estado ZuliaTeléfono: 0426 - 1622662
________________________________Autor(es): Quiroz Davalillo Jesús Enrique
Cédula de Identidad: 3.645.402TSU en Gas.
Correo: [email protected]ón: Urbanización el Pinal edificio kasya II Piso 3 Apartamento 3E Sector La
Pomona Parroquia Manuel Dagnino Maracaibo Estado Zulia.Teléfono: 0416 - 5036151
___________________ _______________________ Tutor Académico Tutor Industrial Ing. Giovanny Bracho Ing. Joan Córdova
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APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE PENTANO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO PESADO EN EL YACIMIENTO BACHAQUERO 01, que Bravo Chacin Gleidy Rosa portadora de la cédula de identidad V-13.561.581 y Quiroz Davalillo Jesús Enrique portador de la cédula de identidad V-3.645.402, presenta ante el Programa de Formación de Grado en Gas de la Universidad Bolivariana de Venezuela en cumplimiento con las Normas Transitorias para la presentación y evaluación del mismo, como requisito para optar al Título de:
INGENIERO(A) EN GAS.
________________________Jurado Calificador
Nombres y ApellidosCédula de identidad
Tutor Académico
_____________________ ________________________ Jurado Calificador Jurado Calificador Nombre y Apellidos Nombre y Apellido Cédula de identidad Cédula de identidad
_____________________ ________________________ Coordinador del Eje Proyecto Coordinador del Programa Nombre y Apellido Nombre y Apellido Cédula de identidad Cédula de identidad
Maracaibo, _______ de 2013
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RESUMEN
Bravo Chacin Gleidy Rosa y Quiroz Davalillo Jesús Enrique DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE PENTANO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO PESADO EN EL YACIMIENTO BACHAQUERO (2012). Trabajo Especial de Grado. Universidad Bolivariana de Venezuela, Programa de Formación de Grado en Gas. Maracaibo. Venezuela. 169 p. Tutor Académico Ing. Giovanny Bracho; Tutor Industrial Ing. Joan Cordová.
Actualmente en todas las áreas operativas de Petróleos de Venezuela, tanto en el Occidente como en el Oriente del país, se han venido proponiendo técnicas para mejorar el recobro de petróleo pesado, mediante nuevos procesos de recuperación mejorada de petróleo, y que éstos a la vez representen un mecanismo de desarrollo social limpio, como una alternativa técnica a los procesos convencionales, como lo es la inyección de vapor de agua, para la recuperación terciaria de crudos pesados como agente de estimulación térmica. En este sentido se propone el diseño de un sistema de inyección de pentano para la recuperación mejorada de petróleo pesado, obtenido en el Complejo Criogénico de Occidente, lo que desde el punto de vista técnico y económico realmente es un proceso de recuperación mejorada de petróleo pesado completamente ecológico y rentable, ya que el mismo se recupera en superficie y sé reinyecta a las formaciones petrolíferas. Los resultados obtenidos en las corridas de simulación analítica, indican que la técnica de inyectar Pentano como agente reductor de viscosidad y tensión interfacial del crudo, definitivamente es una alternativa altamente favorable para el proceso de recuperación de crudo pesado, porque permite optimar el uso de la energía inyectada a las formaciones productoras y se logra un aumento significativo de la producción de petróleo en nuestro país.
Palabras claves: Crudo pesado, recuperación mejorada, inyección de pentano
Correo Electrónico: [email protected] / [email protected]
5
ABSTRACT
Bravo Chacin Gleidy Rosa y Quiroz Davalillo Jesús Enrique DISEÑO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE PENTANO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO PESADO EN EL YACIMIENTO BACHAQUERO (2012). Trabajo Especial de Grado. Universidad Bolivariana de Venezuela, Programa de Formación de Grado en Gas. Maracaibo. Venezuela. 169 p. Tutor Académico Ing. Giovanny Bracho; Tutor Industrial Ing. Joan Cordová.
Currently in all of Petroleos de Venezuela SA operatives areas, in the west and east of the country, techniques to improve the recovery of heavy oil have had been proposed using new processes of enhanced oil recovery which represent a clean social development mechanism as a technical alternative to conventional processes such as water vapor injection for the tertiary recovery of heavy oils as a thermal stimulation agent. Hence the enhanced recovery of heavy oil through injection of the Pentane obtained at the Western Cryogenic Complex is proposed, which from the technical and economical point of view is an ecological and profitable process because it recovers from the surface and re-injects itself into the oilfields. Results obtained using analytical simulations show that the Pentane injection technique as an oil viscosity and surface tension reducer agent is definitely a highly favorable alternative for the heavy oil recovery process because it allows a better use of the injected energy to the oil producing fields and an significant increase of the oil production is achieved in our country.
Key words: Heavy oil, Enhanced recovery, Injection of Pentane
Correo Electrónico: [email protected] – [email protected] / [email protected]
6
DEDICATORIA
A mis hijos Ricardo, Jesús y Keilita desde el inicio de mis estudios
universitarios pensaba siempre en ellos, quería llamarlos “Colegas”, ellos fueron
motivo de inspiración para seguir adelante y demostrarles que cuando uno se
propone a ser alguien en la vida lo es, ya que todo se logra con esfuerzo,
sacrificio, voluntad, constancia, dedicación, Amor y Fe en Dios Todo Poderoso.
Para ustedes mis hijos amados.
Así mismo, a mis padres Ana M. de Quiroz y Gonzalo H. Quiroz, que
descansan en el seno de mi padre celestial quienes me enseñaron todos esos
grandes valores de la vida, siendo la enseñanza más importante “ Servir a Todos
Incondicionalmente”.
Y no siendo menos importante a mi señora Máyela, que durante los ocho años
de mis estudios me ha brindado su apoyo incondicional, Paciencia, Comprensión,
Tolerancia, Voluntad, Fuerza y Amor aguantando trasnochos y sobre todo mi
ausencia de todos los días incluyendo sábado, domingo y días feriados.
Jesús Quiroz
7
DEDICATORIA
Gracias a Dios por mantener la Fe y la constancia para poder lograr con tanto
esfuerzo esta meta que es hoy una realidad y especialmente a mis seres queridos
los cuales me brindaron su ayuda, apoyo y paciencia; por ser el principal estimulo
que me motivó a culminar esta investigación. También está dedicada a mis amigos
especiales, quienes siempre han compartido conmigo desarrollando este trabajo, y
de igual forma todas aquellas personas que de alguna forma aportaron un granito
de arena para lograr este gran objetivo ser Ingeniero en gas.
Gleidy Bravo
8
AGRADECIMIENTO
Agradecemos al más importante sobre todas las cosas, a ti Señor Jehová
porque sin ti nada es posible y porque estamos en tus manos. Son muchas las
personas especiales a quien nos gustaría agradecer, su amistad, apoyo ánimo y
compañía en las diferentes etapas de nuestra carrera. Algunos están aquí con
nosotros y otros en nuestros recuerdos y en el corazón. Sin importar a donde
están o si llegarán a leer alguna vez este agradecimiento, quiero darles las gracias
por formar parte de nosotros, por todo lo que nos han brindado y por todas las
bendiciones.
A todos nuestros amigos y compañeros de estudio, a todos mil gracias por
todos los momentos que compartimos juntos y porque estuvieron con nosotros
siempre en las verdes y las maduras.
Gracias al Ing. Carlos Colmenares por su orientación, ideas y
recomendaciones respecto a la investigación. Gracias a los Ingenieros, Noiralih
Muñoz, Gustavo Farías, Luis Zapata, Eduardo Duque y Francisco Rangel por su
gran ayuda cuando nos enfrentábamos con ciertos problemas en el desarrollo de
la tesis.
Especialmente a nuestros asesores ingenieros Joan Córdova, Giovanny
Bracho. De igual forma a todos los profesores que durante nuestra larga carrera
de 8 años aportaron todos sus esfuerzos, conocimientos, voluntad y dedicación
para que lográramos nuestro objetivo de ser ingenieros en gas de la universidad
Bolivariana de Venezuela.
Gleidy Bravo y Jesús Quiroz
9
ÍNDICE GENERAL
Página
RESUMEN………………………………………………………………………….. 4
ABSTRACT…………………………………………………………………………. 5
DEDICATORIA…………………………………………………………………….. 6
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………. 8
ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………… 9
INDICE DE TABLAS………………………………………………………………. 11
INDICE DE FIGURAS…………………………………………………………….. 12
INDICE DE CUADROS…………………………………………………………… 14
NOMENCLATURA………………………………………………………………… 15
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………….. 16
1.- CAPITULO I. Problema de Investigación……………………………….. 17
1.1 Identificación y Descripción de la Situación Problema……...................... 17
1.2 Objetivos de la investigación...........................…………..………………… 17
1.2.1 Objetivo general.......................................................………...…….. 23
1.2.2 Objetivos específicos..................................………………………… 23
1.3 Justificación de la investigación................................................................. 23
1.4 Proyección de la investigación...................................................…………. 24
1.5 Delimitación y Limitación de la Investigación……………………………... 25
CAPITULO II. Fundamentación Teórico………………………….................... 26
2.1 Antecedentes de la Investigación…………………………....................... 26
2.2 Referentes Teóricos…………………………………………………………… 29
2.3 Definición de Términos Básicos……………………………………………… 93
2.4 Sistematización de las Variables…………………………………………… 99
CAPITULO III. Marco Metodológico……………………………………………. 101
3.1 Referentes Metodológicos…………………………………………………... 101
10
3.1.1 Tipo de Investigación…………………………………………………… 101
3.1.2 Diseño de la investigación…………………………………….............. 103
3.1.3 Población y Muestra.......................................................................... 105
3.1.4 Técnicas e Instrumentos……………………………………………….. 106
3.3 Procedimientos………………………………………………………..……… 108
CAPITULO I V. Presentación y Análisis de los Resultados……….…..…. 109
CONCLUSIONES……..……………………………………………………........... 165
RECOMENDACIONES…………………………………………………………… 167
REFERENTES BIBLIOGRÁFICOS………………………………………………. 168
11
INDICE DE TABLAS
Tabla Página
1 Constantes físicas del pentano.…………………………………………. 31
2 Caídas de presión recomendadas……………………………………… 92
3 Velocidades típicas de líquidos en tuberías de acero (KERN)………. 93
4 Operacionalización de la variable………………………………………. 99
5Características petrofísicas de la roca y de los fluidos presentes en el Yacimiento Bachaquero-01…………………………………………… 113
6Datos del pozo inyector del yacimiento Bachaquero 01……………………………………………………………………………
114
7Datos del pozo inyector del yacimiento Bachaquero 01……………………………………………………………………………
115
8Para determinar diámetro de tubería de 2 pulgadas…………………………………………………………………….
117
9Para determinar diámetro de tubería de 3 pulgadas……………………………………………………………………
122
10Balance en la succión de la bomba……………………………............. 126
11 Balance en la descarga de la bomba…………………………………… 128
12Producción de petróleo antes de la ruptura del frente de difusión……………………………………………………………………... 162
13Producción de petróleo después de la ruptura del frente de difusión……………………………………………………………………...
163
12
INDICE DE FIGURAS
Figura Página
1 Diagrama P-H del I-Pentano……………………………………........... 32
2 Diagrama P-H del N-Pentano…….……………………………………. 333 Tipos de yacimientos……………………………………………………. 37
4 Métodos de producción………...……………………………………….. 42
5 Gota de líquido (L) mojando la pared de un capilar, en ausencia de movimiento (izquierda), y en desplazamiento en la dirección de la
flecha (derecha)…………………………………………………………...43
6 Radios de curvatura (en ausencia de gravedad) en los meniscos de avance y de retroceso en función de los ángulos de
contacto…..44
7 Gota sobre plato inclinado mostrando la histéresis de ángulo de contacto…………………………………………………………………… 45
8 Configuración de una gota de aceite (O) atrapada en un poro en presencia de un gradiente de presión producido por un flujo de agua en el medio poroso………………………………………………...
46
9 Porcentaje de Recuperación en función del número capilar………….... 49
10 Ocurrencia de tensión interfacial ultra-baja en condiciones muy particulares……….............................................................................. 51
11 Movilización de las gotas atrapadas mediante la inyección de solución de surfactante que produce una baja tensión interfacial…………………………………………………………………..
52
12 Diagrama ternario (tipo Winsor II) en el cual la fase aceite (circulo negro) ha solubilizado una considerable cantidad de agua………... 53
13 Inyección cíclica con vapor. ……………………………………..........59
14 Proceso de inyección continúa de vapor……………………………... 60
15 Inyección de polímeros………………………………………………..... 67
16 Zonas alrededor del pozo inyector después de iniciado el proceso 69
13
……………………………………………………………………………...
17 Perfil de temperatura dentro del yacimiento……………………….... 71
18 Flujo de inyección radial del Pentano dentro de la arena productora ……………………………………………………………………………... 71
19Diagrama del proceso de recuperación mejorada de petróleo pesado por inyección de Pentano líquido……………………………..
72
20Ejemplo de un arreglo de pozos horizontales para el proceso de
estimulación térmica….………………………………………………….73
21 Bomba centrifuga industrial…………………………………………….. 85
22 Mapa de Ubicación Geográfica del yacimiento Bachaquero-01………………………………………………………………………….. 111
23 Columna estratigráfica del Mioceno…………………………………… 112
24 Guía para la selección del tipo de bomba…………………………….. 131
25 Potencia máximo de forro metálico de calentadores tubulares…….....................................................................................
135
26Esquemáticos de los calentadores eléctricos………………………… 138
27 Menú PFD para selección de unidades y corrientes de proceso…………………………………………………………………….
141
28 Selección de componente………………………………………………. 142
29 Selección del método termodinámico…………………………………. 143
30 Datos de composición del pentano en condiciones de temperatura y presión………………………………………………………………….. 143
31 Datos de la composición molar y volumen de flujo del pentano líquido……………………………………………………………………... 144
32Datos de la presión de descarga y eficiencia de la bomba…………. 144
33Datos de la temperatura deseada del calentador……………………. 145
34Datos de la línea de transferencia de pentano……….………………. 145
35 Diámetro y longitud de tubería del pozo inyector…………………….. 146
14
36Después de la corrida de la simulación………………………………. 146
37 Resultados obtenidos del simulador de la potencia y cabezal de la bomba…………………………………………………………….............
147
38 Resultados tubería de transferencia por simulador PRO II…………........................................................................................... 148
39 Carga térmica requerida para el proceso de inyección de pentano…………………………………………………………………… 148
40 Comportamiento de la función β………………………………………. 150
41 Comportamiento de producción de petróleo antes y después de la ruptura del frente de difusión en los pozos productores.................... 164
15
NOMENCLATURA
A Área, pie2.°API Gravedad del petróleo, adimensional.Bo Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.Cp Calor específico, Btu / lb °F.Cpr Calor específico de la roca, Btu / lb °F.Cs Concentración del solvente en la fase
Petróleo, lb / pie3.erf(x) Función error.erfc(x) Función error complementario.Gf Gradiente de fractura, lpc / Pie.
hc Coeficiente de transferencia de calor por convección, Btu / hr pie2 °F.
hn Espesor neto de la arena, pies.ht Espesor total de la arena, pies.Hto Calor total de estimulación, Btu / hr.K Permeabilidad absoluta, md.khob Conductividad térmica de las formaciones
adyacentes, Btu / hr pie °F.khy Conductividad térmica de la arena productora, Btu / hr pie °F.Lh Longitud horizontal del pozo, Pies.Lo Licuicidad del petróleo, fracción.Ls Licuicidad del solvente, fracción.LV Distancia vertical entre los pozos, Pies.m Masa, lb.Mob Capacidad calorífica de las formaciones
adyacentes, Btu / pie3 °F.My Capacidad calorífica de la formación
productora, Btu / pie3 °F.p Presión, lpc.pb Presión de burbuja, lpc.Pfr Presión de fractura de la roca, lpc.Pis Presión de inyección del solvente, lpc.Pwf Presión del pozo productor, lpc.qof Tasa de producción de petróleo frío, BN/día.qoe Tasa de producción de petróleo estimulado, BN/día.qsi Tasa de inyección del solvente, bns / día.
16
qw Tasa de producción de agua, BNA/día.Rd Radio de la zona de difusión solvente -
petróleo, pies.Rf Radio de la zona de petróleo frío, pies.Rs Solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN.rmd Radio máximo de difusión, Pies.rw Radio del pozo, pies.Soc Saturación de petróleo en la zona fría, %.Soa Saturación de petróleo actual, %.Swa Saturación de agua actual, %.t Tiempo de inyección del solvente, hr.Tsi Temperatura del solvente inyectado, °F.Tprom. Temperatura promedio, °F.Tpromc. Temperatura promedio calculada, °F.Ty Temperatura del yacimiento, °F.tD Tiempo de inyección, adimensional.XS Fracción en peso del solvente, fracción.Xo Fracción en peso del petróleo, fracción.ps Velocidad del frente de difusión del
Solvente, pie/día.so Coeficiente de difusión del solvente en la
fase petróleo, pie2/dia. Porosidad, %.of Densidad del petróleo frío, lb / pie3.r Densidad de la roca, lb / Pie3.s Densidad del solvente, lb / pie3.o Viscosidad del petróleo, Cps.s Viscosidad del solvente, Cps.m Viscosidad mezcla solvente - petróleo, Cps. Difusividad térmica, pie2/hr.o Movilidad del petróleo, darcy / cp. Pérdidas de calor con los fluidos producidos, adimensional.o Viscosidad cinemática del petróleo, cst.
17
INTRODUCCIÓN
En Venezuela se cuenta con una volumetría de crudos pesados, que a nivel
mundial es una de las más importantes en materia de reservas de este tipo de
crudo. Por lo que la aplicación del proceso de inyección de Pentano líquido como
alternativa en procesos de mejorar el crudo pesado, puede representar una gran
oportunidad para Petróleos de Venezuela en lo que representa la explotación de
crudo pesado en forma eficiente.
En el contexto mundial la Industria de los hidrocarburos considera a la
inyección de solventes, como el proceso de recuperación mejorada de petróleo
terciario con la mayor eficiencia de recuperación de crudo; ya que este método
garantiza saturaciones residuales de petróleo menores al 3% y factores de recobro
mayores al 45% de todo el petróleo original en sitio de cualquier yacimiento
productor de crudo pesado. Los crudos pesados tienen además problemas de
transporte debido a su alta viscosidad, para lo cual, tradicionalmente, se han
aplicado dos soluciones.
La primera considera la aplicación de calentamiento para reducir su
viscosidad para el transporte, sea por oleoducto o por barco; sin embargo, esta
alternativa presenta limitaciones de distancia por eficiencia y costos. De hecho,
este es el procedimiento utilizado usualmente para el manejo de los crudos
pesados destinados a la manufactura de asfalto. La segunda solución considera
su mezcla con diluyente, ya sea con un crudo más liviano o con un derivado como,
por ejemplo, la nafta o el querosén y actualmente el pentano.
18
En cuanto a las tecnologías aplicables a crudos pesados, éstas han
evolucionado principalmente alrededor de los grandes desarrollos de Canadá y
Venezuela. Sin embargo, estos productos pueden ser organizados en dos grandes
grupos: los de aplicación a nivel de subsuelo, como son por ejemplo las nuevas
técnicas de perforación, competición, control de agua, levantamiento y
estimulación; y por otro lado los de aplicación a nivel de campo, como pueden ser
las técnicas avanzadas de control y medición centralizadas.
Para lograr esta investigación se desarrollaron los siguientes capítulos:
capítulo I, que se refiere al planteamiento del problema, formulación del problema,
objetivos de la investigación, justificación de la investigación y delimitación de la
investigación.
De igual modo, el capítulo II, se da a conocer los antecedentes de la
investigación, bases teóricas y definición de términos básicos, también como el
capítulo III, se establecen los criterios metodológico, formado por nivel de la
investigación, diseño de investigación, población y muestra, técnica e instrumentos
de recolección de datos y por último, el capítulo IV, en la que se analiza los
resultados de la investigación.
19
CAPITULO I
1. Problema de Investigación
1.1 Identificación y Descripción de la Situación Problema
La actual demanda de producción de petróleo crudo y el mayor consumo de
productos derivados del mismo, como lo son los combustibles, hace que la tasa de
producción de petróleo por parte de países exportadores de petróleo se vea en la
necesidad de invertir en más recursos de tipo técnico y estratégicos, lo
suficientemente efectivos en cuanto a la recuperación mejorada de petróleo en
forma económica y amigable con el ambiente.
Por otro lado los métodos tradicionales de producción de petróleo pesado
aplicados en el ámbito nacional e internacional, son costosos y poco eficientes, ya
que consumen en la mayoría de los casos más energía inyectada a las
formaciones productoras, comparada con la energía en Btu, que se va a obtener
por el recobro de la producción de petróleo en Btu. Además del abandono
eventual que experimentan los pozos inyectores de vapor en los yacimientos de
crudo pesado, trae como consecuencia pérdida de producción y baja eficiencia por
parte de las corporaciones en la recuperación de crudo pesado.
Al mismo tiempo que la mayor parte de las reservas de petróleo del mundo
corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de
producir, por ejemplo, el caso de la faja petrolífera del Orinoco. Con la variación de
los precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de
los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos
lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado.
20
Para Treviño (2008), el total de recursos de petróleo del mundo es de
aproximadamente 9 a 13 x 1012 (trillones) de barriles. El petróleo convencional
representa sólo un 30% aproximadamente de ese total, correspondiendo el resto a
petróleo pesado, extrapesado y bitumen.
En la actualidad, la creciente demanda de energía y de materias primas en el
mercado mundial ha aumentado la necesidad de explotar el petróleo pesado
ya que promete desempeñar un papel muy importante en el futuro de la industria
petrolera y muchos países tienden a incrementar su producción, revisar las
estimaciones de reservas, comprobar las nuevas tecnologías e invertir en
infraestructura más eficientes, para asegurarse de no dejar atrás sus recursos de
petróleo pesado y viscosos, estos presentan desafíos en el análisis de fluidos y
obstáculos para su recuperación, que están siendo superados con nuevas
tecnologías y modificaciones de los métodos desarrollados para los petróleos
convencionales.
Siguiendo el mismo orden de ideas, en el ámbito nacional la estatal
petrolera Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) en la región de
occidente se encuentran un gran número de pozos que han sido abandonados por
perdida de presión en yacimientos con altas reservas de crudo pesado, se hace
necesario desarrollar un método de recuperación mejorada que permita
incrementar la recuperación de crudo pesado por inyección de pentano miscible
en frió o en caliente, en yacimientos con altas reservas que permita incrementar el
recobro de petróleo.
En relación a la idea anterior, las nuevas técnicas de mejoramiento de la
producción por dilución del producto con solvente (pentano) parece ser una forma
relativamente fácil de producir más y mejor en los yacimientos de petróleos
21
pesados y extra pesados en donde la alta viscosidad del petróleo suele ser un
inconveniente para mayores caudales de producción.
Por otra parte, numerosos estudios se han llevado a cabo para probar la
efectividad de esta técnica de producción, inicialmente en combinación con otros
métodos de producción tradicionales como la inyección de vapor de agua. Los
resultados son variados pero en general todos tienden a evaluar positivamente la
inyección de diluyentes. Los estudios se centraron en un principio en determinar si
el método era compatible con otras técnicas de producción convencionales, y
luego determinar el máximo de mejoramiento en la producción que es posible
obtener.
En referencia a los estudios efectuados, el modelo más general y ajustado a
la realidad considera que la inyección de solvente (pentano) se hace
paralelamente a su calentamiento en el fondo del pozo inyector, y al uso
combinado de otra técnica convencional como la inyección de vapor de agua.
Puesto que la temperatura tiene una gran influencia en el comportamiento del
sistema productivo se requiere tomar en cuenta la distribución de temperatura, la
conductividad y el cambio de propiedades del fluido como la densidad y viscosidad
con los cambios de temperatura.
En virtud de la problemática planteada, surge la necesidad de aplicar este
método de recuperación mejorada en el yacimiento de crudo pesado Bachaquero
01, ya que logra estimular el crudo, aumentando su movilidad, y sin alterar las
propiedades petrofísicas del medio poroso, acotando que el crudo del referido
yacimiento presenta una gravedad °API de 13, es decir, tiene una alta viscosidad,
haciendo que la tasa de producción de petróleo en los pozos productores sea
baja, de igual manera cuando los yacimientos se encuentran a altas profundidades
22
la inyección de vapor no es del todo eficiente en lo que se refiere a la estimulación
de este tipo de crudo, debido a las altas pérdidas de calor hacia los alrededores a
través de la sarta de inyección en el hoyo del pozo inyector.
Además de la perdida de calor a través de la inyección de vapor, existe otro
problema como es la restauración del medio poroso por el agua formada a
expensas de la condensación del vapor en agua líquida en la arena productora.
Aparte del alto costo que representa la infraestructura y generación diaria de las
toneladas de vapor requeridas por ciclo de inyección.
Entonces producir crudo pesado en forma óptima, implica por sí sólo en un
gran problema para la corporación. De modo que al dársele solución a estos
problemas, será de gran beneficio para el país, ya que al darse una nueva
alternativa que realmente evite los inconvenientes planteados, a través de un
proceso termodinámicamente más eficiente, más económico y completamente
ecológico, se garantizará una recuperación mejorada de petróleo optimizada, lo
que permitirá a PDVSA darle un mayor aporte y bienestar social a nuestro país.
Con este trabajo se espera originar una herramienta de gran ayuda al
momento de proponer una técnica de recuperación mejorada que permita
aumentar el factor de recobro para conocer como sería el comportamiento de
producción y del factor de movilidad del petróleo a condiciones del yacimiento con
respecto a la original y en consecuencia una toma de decisión más efectiva en el
ámbito productivo. Con base a lo expuesto se plantea realizar una propuesta de
recobro de petróleo pesado mediante inyección pentano para incrementar la
producción.
23
Formulación del problema
Con base a lo anteriormente expuesto, surge la siguiente interrogante:
¿Cómo será el diseño de un sistema de inyección de pentano para la recuperación
mejorada de crudo pesado en el yacimiento Bachaquero 01?
1.2 Objetivos de la Investigación.
1.2.1 Objetivo General:
Diseñar de un sistema de inyección de pentano para la recuperación mejorada
de crudo pesado en el yacimiento Bachaquero 01.
1.2.2 Objetivos Específicos
Establecer las bases y premisas de diseño del sistema de inyección
de pentano para la recuperación mejorada de crudo pesado.
Diseñar los equipos estáticos y dinámicos para el sistema de
inyección de pentano.
Simular el proceso de inyección de pentano a través del Programa
PROII.
Estimar el comportamiento futuro de la producción de crudo con
inyección de pentano.
1.3 Justificación de la investigación
Bajo una visión teórica, la investigación pretende constituir medidas de
mejoras en el proceso de producción de c rudo aplicados en la actualidad, tales
como la implementación de inyección de pentano, con el objeto de lograr la
disminución de la viscosidad del crudo pesado a través de un proceso miscible
entre el pentano y el petróleo, para aumentar su movilidad y logrando aumentar el
factor de recobro, proporcionando conceptos, principios y aspectos teóricos
24
relacionados con el tema en estudio, los cuales están conceptualizados para dar
respuesta a las interrogantes de la investigación en lo que respecta a la
recuperación mejorada de petróleo pesado por inyección de pentano
Referente al aspecto metodológico, siendo este proyecto de investigación
unos de los primeros trabajo en el área de Ingeniería de Gas en el Universidad
Bolivariana de Venezuela ya que servirá de documentación bibliográfica para
futuros estudios en el área de producción de petróleo ; específicamente, en el
recobro de petróleo pesado.
Desde el punto de vista institucional, se desea que la investigación sirva
como base de estudio a toda la población estudiantil de ingeniería de gas de la
Universidad Bolivariana de Venezuela, para facilitar el dominio de algunas
materias relacionadas con la carrera
1.4Proyección de la Investigación
1.5Delimitación y Limitación de la investigación
1.5.1 Delimitación espacial
Este análisis se efectuó en la Unidad de Explotación Lagunillas Lago,
seleccionando el yacimiento Bachaquero 01, macolla N°4, pozo LL-97, ubicado en
la Costa Oriental del Lago de Maracaibo. Bajo la supervisión de la Gerencia de
Producción de Gas Occidente.
1.5.2 Delimitación temporal
25
Este estudio se llevó a cabo en el periodo aproximado de nueve (9)
meses comprendido desde el mes de Enero de 2012 hasta Septiembre del 2012
en la cual se alcanzaron los objetivos propuestos.
1.5.3 Delimitación de contenido
Esta investigación está enmarcada en el área de producción de petróleo,
específicamente recobro de petróleo por métodos no convencionales.
1.5.4 Limitación de la investigación
Las limitaciones principales para llevar a cabo este proyecto de
investigación, la constituyen: la escasa información bibliográfica referentes a
estudios, evaluaciones de recuperación mejorada de petróleo pesado a través de
la inyección de pentano.
CAPITULO II
Fundamentación Teórica
26
A continuación se presentan las bases teóricas que sustentan esta
investigación así como sus antecedentes de trabajos relacionados a la
variable de esta investigación.
2.1 Antecedentes de la Investigación
Para esta investigación se logró obtener información acerca de otros
estudios realizados por destacados autores, los cuales sirven como
antecedentes en relación al problema planteado: Recuperación mejorada de
crudo pesado por inyección de pentano en el yacimiento Bachaquero 01.
En ese sentido se tomó como referencia la investigación realizada por
Gómez e Inciarte (2007) en su investigación titulada “Factibilidad de aplicación
de métodos de recuperación mejorada en el Campo Tía Juana”. De acuerdo a
la metodología que se utilizó se pudo clasificar esta investigación como
documental, descriptiva y de campo, ya que estuvo basada, sustentada y
soportada en informes técnicos, reportes de pruebas piloto, entre otros.
Durante el desarrollo de la investigación se realizó un estudio de simulación
con pozos de los bloques B7 y C7 del Campo Tía Juana, el cual reveló las
ventajas esenciales de los procesos SAGP (empuje de vapor y gas), VAPEX
(extracción de vapor), ICV (inyección continua de vapor) y SAGD (drenaje por
gravedad asistido con vapor) los cuales son procesos para recuperación mejorada
de crudo. En esta malla de simulación se realizaron predicciones para cada uno
de los métodos en un escenario de 20 años.
El mencionado trabajo de investigación nos permite conocer la gran
necesidad que presenta en la actualidad las empresas petroleras de aplicar
27
métodos de recuperación mejorada, en este ámbito presentan el campo Tía Juana
como uno de los que requiere con mayor urgencia la aplicación de un método que
permita recuperar las reservas remanentes de crudo pesado que este posee ya
que en la actualidad este campo posee una caída de su producción por no contar
con métodos de recuperación mejorada o terciaria, como la inyección de
nitrógeno.
De igual modo, Colmenares (2007) en su trabajo titulado “Evaluación de
factibilidad del uso de pentano líquido para recuperación de crudo pesado
obtenido en el Complejo Criogénico de Occidente” el cual tuvo como
propósito fundamental el uso de pentano líquido como agente de estimulación por
dilución en la recuperación mejorada de crudo pesado, basado en el mecanismo
de la difusión liquida – liquida, regida por la Ley de FICK, que experimenta dicho
solvente en la fase petróleo, el cual puede o no requerir de calor en fondo del pozo
inyector y llevado a cabo en forma cíclica.
En consecuencia, el estudio se relaciona con la presente investigación por
cuanto brinda un aporta sobre el uso del pentano líquido obtenido en el
Complejo Criogénico de Occidente que puede ser utilizado como diluyente, capaz
de mejorar el recobro crudo pesado, sin afectar las propiedades petrofísicas del
yacimiento.
Vargas (2008), en su tesis titulada: “Planta de obtención de nitrógeno
para la recuperación mejorada de crudo en occidente”.El propósito de esta
investigación fue diseñar conceptualmente una planta de obtención de nitrógeno
para la recuperación mejorada de crudo en Occidente. El estudio fue de tipo
analítico y proyecto factible, con un diseño no experimental (documental) y
transeccional. La población estuvo conformada por un Ingeniero de Petróleo
experto en el área de inyección de nitrógeno, cuatro Ingenieros Mecánicos y un
28
Ingeniero Químico. Como técnicas de recolección se utilizó la observación directa,
la revisión documental y la entrevista no estructurada. Las conclusiones
principales son: se seleccionó para la obtención del nitrógeno un sistema de
columna dual, dicho método se seleccionó por presentar mayor factibilidad acorde
con los requerimientos de inyección de los yacimientos B6X22, B6X10, VLC-363,
LL-INF (VLC-152/VLD-192) y área LL-453. También se establecieron las premisas
de diseño para la planta de obtención de nitrógeno, se seleccionó el área de la
posible ubicación de la misma y posteriormente se determinó las propiedades
operacionales de los principales equipos que la componen.
Este estudio aporta una idea clara del sistema de inyección de un fluido a
las formaciones productoras ya que según el investigador es el que presenta la
mayor eficiencia en el recobro, además de establecer parámetros de operación a
tomar en cuenta para el método de recuperación de crudo pesado a través de la
inyección de pentano.
Así mismo, Hernández (2006), en su tesis de grado titulada “Evaluación
técnica–económica de un sistema de dilución de crudo pesado para su
transporte entre las estaciones SDN-1 Y BUEF-2, Distrito sur San Tomé” cuyo
objetivo fundamental de este estudio fue la evaluación del comportamiento de un
sistema de dilución de crudo pesado necesario para el transporte de la producción
de SDN-1 a BUEF-2, se simularon diferentes diluciones y relaciones crudo /
diluente con la finalidad de determinar y seleccionar la dilución y relación capaz de
disminuir la viscosidad del crudo pesado hasta un punto que pueda transportar la
producción a BUEF-2 con mayor facilidad y rentabilidad operacional, bajo
parámetros adecuados de manejo y control de fluido.
29
Esta investigación sirve de aporte basado en que la misma, cuenta con las
diferentes bases teóricas relacionadas a estudios sobre conceptos, principios y
fundamentos sobre parámetros de caracterización del crudo pesado y de las
técnicas aplicadas para determinar el tipo de diluente a utilizar más factible para
dicho proceso.
2.2 Referentes Teóricos
Todo estudio de esta índole posee basamento teórico que lo sustenta, de
allí que se abordaron todo lo que se consideró pertinente de acuerdo a la
investigación que se realiza.
Pentano
Según Balabin (2009), el pentano es un hidrocarburo saturado o alcano con
fórmula química C5H12.A diferencia de los 4 primeros alcanos que son gaseosos, el
pentano se encuentra en forma líquida a temperatura ambiente.
La palabra pentano también puede referirse a sus isómeros estructurales, o
a una mezcla de ellos. En la nomenclatura de la IUPAC, sin embargo, pentano es
el nombre exclusivo del n-pentano; los otros dos isómeros de cadena reciben los
nombres de metilbutano y dimetilpropano.
Los pentanos son componentes de algunos combustibles y se emplean como
disolvente de laboratorio. Sus propiedades son muy similares a las de los butanos
y hexanos.
Usos en laboratorio e industrial
Para Wei (1999), los pentanos son relativamente baratos y son los alcanos,
líquidos a temperatura ambiente, más volátiles, por lo que se usan en laboratorio
como disolventes que se evaporan con facilidad. Sin embargo, debido a su falta de
30
polaridad y ausencia de grupos funcionales, solo pueden disolver sustancias no-
polares y compuestos ricos en grupos alquilo. Los pentanos son miscibles con la
mayoría de los disolventes no-polares como clorocarbonos, derivados aromáticos
y éteres. También se usan con frecuencia en cromatografía en fase líquida.
En el ámbito industrial, el pentano y sus isómeros son componentes de
las gasolinas y de diferentes fracciones volátiles de la destilación petrolífera. Se
emplean en numerosos procesos de síntesis, incluyendo la fabricación de
productos intermedios, agentes portadores y propelentes, en reacciones de
polimerización y como disolventes de extracción. Su aplicación más importante se
da en la industria de producción de gasolinas.
Al mismo tiempo, el manual GPSA (1998) presenta la siguiente tabla con las
propiedades física química pentano:
Tabla 1. Constantes físicas del pentano.
A B C DComponentes F M a P P r e P u n Í n d Constantes críticas
31
Pre
sió
n (
lpca
)
Tem
per
atu
ra (
°F)
Vo
lum
en(p
ies
3 /lb
s)
123
Isopentanon-Pentano
Neopentano
C5H12
C5H12
C5H12
72.15072.15072.150
82.09
96.89
49.10
20.45015.58036.72
-255.80-201.48
2.16
1.356581.36024
1.345
490.4
488.1
464.0
368.96385.7
321.01
0.06840.06950.0673
123
Fuente: GPSA (1998)
Tabla 1. Continuación constantes físicas del pentano.
E F G H J
Nú
mer
o
Densidad de Líquido(14,696 lpca, 60°F)
Co
efic
ien
te d
e d
ensi
dad
co
n la
te
mp
erat
ura
; 1/
T
Fac
tor
acén
tric
o (
w)
Fac
tor
de
com
pre
sib
ilid
ad d
el g
as
real
(Z
):
14,
696
lpca
, 60°
F
Gas ideal(14,696 lpca, 60°F)
Calor específico(60°F, 14,696 lpca)
BTU/(lbs.°F)
Den
sid
ad r
elat
iva
(gra
ved
ad e
spec
ífic
a):
60°
F/6
0°F
Lb
s/g
al(p
eso
en
vac
io)
Gal
/lbs.
mo
l
Den
sid
ad r
elat
iva
(gra
ved
ad e
spec
ific
a)A
ire
= 1
Pie
3 gas
/lbs
Pie
3 gas
/gal
líqu
ido
Cp.Gas ideal
Cp.Líquido
123
0.624410.631080.59665
5,20585,26144.9744
*
13.86013.71314.504
*
-0.00090-0.00089
-0.00106
0.22860.25100.1965
__
0.9582
2.49122.49122.4912
5.25965.25965.2596
27.38027.67326.163
0.384400.388250.39038
0.533310.543630.55021
Fuente: GPSA (1998)
Tabla 1. Continuación constantes físicas del pentano.
32
K L M
Limite de inflamabilidad,
%vol en mezclas de aire
Número de octanos
ASTM
Nú
mer
o
Nú
mer
o
Valor Calorifico; 60°F
Cal
or
de
vap
ori
zaci
ón
14,
696
lpca
al
Pu
nto
de
bu
rbu
jeo
. BT
U/lb
s
Air
e r
equ
erid
o p
ara
com
bu
stió
n, g
as
idea
l
Pie
3 (
aire
)/p
ie3 (
gas
)
Neto BrutoB
TU
/pie
3 gas
idea
l, 14
,696
lp
ca
BT
U/lb
s d
e líq
uid
o (
pes
o
en v
acio
)
BT
U/p
ie3 g
as id
eal,
14,6
96
lpca
BT
U/lb
s d
e líq
uid
o (
pes
o
en v
acio
)
BT
U/g
al d
e líq
uid
o
Baj
o
Alt
o
Mét
od
o d
el M
oto
r D
-357
Mét
od
o d
e in
vest
igac
ión
D-
1
2
3
3699.0
3706.9
3682.9
19303
19335
19235
4000.9
4008.9
3984.7
20891.
20923.
20822*
108754
110084
103577*
147.12
153.56
135.56
38.193
38.193
38.193
1.3
1.4
1.3
8.0
8.3
7.5
90.3
62.6*
80.2
92.3
61.7*
85.5
1
2
3
Los puntos de ebullición de los isómeros del pentano están en el rango de 48.2
a 96.8 °F. Igual que ocurre con otros alcanos, los isómeros más ramificados
tienden a tener menores puntos de ebullición.
Por otra parte, el punto de fusión del Isopentano es sólo 86 °F mayor que el de
n-pentano, pero el de Neopentano es más de 212 °F superior al de Isopentano. La
anomalía se ha atribuido al mejor empaquetamiento en el estado sólido que se
asume como posible para la molécula tetraédrica de Neopentano. También se
debe considerar, por igual motivo, que Neopentano tiene una menor densidad que
los otros dos isómeros.
Los isómeros ramificados son más estables (tienen menor calor de formación y
calor de combustión que el pentano normal. La diferencia es de 3240 Btu/lbmol
para isopentano, y 9000 Btu/lbmol para neopentano. La rotación sobre el eje del
enlace químico simple C-C del n-pentane produce cuatro diferentes isómero
conformacionales.
33
Diagrama de Mollier
De igual forma el manual GPSA (1998), contiene los diagramas de Mollier
(Entalpia - Entropía - Presión- Temperatura - Volumen Específico), para el iso-
pentano y normal-pentano , se observa a la derecha la región de gas, la parte
superior izquierda es la región de líquido y la parte inferior izquierda corresponde a
las condiciones a las cuales el iso-pentano y normal-pentano es sólido. El área
bajo la curva representa las regiones de dos fases. A continuación se muestra los
diagramas que termodinámico del iso-pentano y normal-pentano:
Figura 1 Diagrama P-H del I-Pentano.
Fuente: GPSA (1998).
34
Figura 2. Diagrama P-H del N-Pentano.
Fuente: GPSA (1998)
Petróleo
En referencia al petróleo Martínez (1999), indica que es una mezcla de
hidrocarburos producidos de manera natural por transformación de la materia
orgánica y que se almacena en el subsuelo. Líquido oleaginoso e inflamable, que
se extrae de lechos geológicos, continentales o marítimos. El hombre ha
aprendido a sacarlo a la superficie, fraccionarlo y usarlo como materia energética.
Mediante diversas operaciones de destilación y refinación se obtienen de él
diversos productos para fines energéticos e industriales (gasolina, nafta,
queroseno, gasóleo, entre otros).
Siguiendo el mismo orden de ideas, De la Cruz (2003), explica que en el
mundo petrolero se usa una escala de densidad para clasificar los crudos, la cual
no tiene unidades como la gravedad específica, es la escala API y se utiliza para
35
catalogar los crudos permitiendo dar una idea de su viscosidad o fluidez, solo
toma en cuenta parámetros como contenido de azufre y/o metales, sal,
corrosividad o rendimiento específico de determinado producto a partir de un
crudo particular y se utiliza preferencialmente para establecer precios diferenciales
entre los diversos tipos de crudos que se mercadean.
Se define como petróleo crudo el hidrocarburo líquido no refinado. Su color
varía entre amarillo para los menos viscosos hasta negro para los más viscosos
o pesados. Su gravedad API alcanza hasta los 40.2 grados API. De igual forma,
el Ministerio para el Poder Popular de Energía y Petróleo clasifica los crudos por
rangos de grados API en la forma siguiente:
Crudos extrapesados: son todos aquellos hidrocarburos líquidos que tienen
una gravedad menor o igual a 9.9 grados API y una viscosidad mayor de 10.000
centipoises a condiciones de yacimiento.
Crudos pesados: son los hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad
comprendida entre 10.0 grados API y 21.9 grados API.
Crudos medianos: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una
gravedad comprendida en el rango de 22.0 grados API a 29.9 grados API.
Crudos livianos: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una
gravedad comprendida en el rango de 30.0 grados API a 40 grados API.
De acuerdo a la naturaleza de los hidrocarburos que contienen, los crudos
también se pueden clasificar en:
36
Crudos de base parafínica: contienen parafina y muy poco o ningún material
asfáltico. Son aptos para obtener gasolina de bajo octanaje y de ellos se
producen parafina y aceites lubricantes de alta calidad.
Crudos de base nafténica o asfáltica: contienen poca o ninguna parafina,
pero si material asfáltico en grandes cantidades y se obtienen aceites lubricantes.
Crudos de base mixta o intermedia: contienen material tanto asfáltico como
parafínica, En su composición entran hidrocarburos paranínficos y nafténicos junto
con cierta proporción de aromáticos.
Con respecto al crudos pesados, que es materia de estudio, Romero (2012),lo
define como acumulaciones de hidrocarburos con viscosidades que a veces son
mayores a 500.000 centipoise o densidades mayores que 100 Kg/cm3 a
condiciones de yacimiento. Entre las características que se pueden mencionar
son las siguientes:
Durante la fase de producción los crudos pesados son más difíciles de
recuperar del reservorio.
Las altas viscosidades asociadas a este tipo de petróleo exigen que sean
mezclados antes de ser transportados a las refinerías.
Otro problema es que el petróleo pesado es mucho más difícil de procesar
en una refinería.
Ellos usualmente requieren procesos adicionales a condiciones más
severas debido a su bajo rendimiento económico.
Existen también problemas debido a la alta producción de azufre, nitrógeno,
ácidos, entre otros.
El yacimiento
Para Escobar (2004), señala que un yacimiento de petróleo puede definirse
como un volumen poroso que contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa.
H I D R O C A R B U R O S
A G U AY A C I M I E N T O S
F L U Í D O S
M I N E R A L E S
P E T R Ó L E O
G A SS E C O
C O N D E N S A D O
V O L A T I L ( A P I > 4 0 )
L I V I A N O ( A P I 3 0 - 4 0 )
M E D I A N O ( A P I 2 2 -2 9 . 9 )P E S A D O ( A P I 1 0 - 2 1 . 9 )
E X T R A P E S A D O ( A P I < 1 0 )H I D R O C A R B U R O S
A G U A
H I D R O C A R B U R O S
A G U AY A C I M I E N T O S
F L U Í D O S
M I N E R A L E S
F L U Í D O S
M I N E R A L E S
P E T R Ó L E O
G A SS E C O
C O N D E N S A D O
P E T R Ó L E O
G A SS E C O
C O N D E N S A D O
V O L A T I L ( A P I > 4 0 )
L I V I A N O ( A P I 3 0 - 4 0 )
M E D I A N O ( A P I 2 2 -2 9 . 9 )P E S A D O ( A P I 1 0 - 2 1 . 9 )
E X T R A P E S A D O ( A P I < 1 0 )
V O L A T I L ( A P I > 4 0 )
L I V I A N O ( A P I 3 0 - 4 0 )
M E D I A N O ( A P I 2 2 -2 9 . 9 )P E S A D O ( A P I 1 0 - 2 1 . 9 )
E X T R A P E S A D O ( A P I < 1 0 )
37
La proporción volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%. El medio
poroso del yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca o
caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según la roca,
pero es de tamaño microscópico, desde algunas fracciones de milímetro a algunos
micrómetros. Cada medio poroso tiene sus características: porosidad, el porcentaje
de volumen vacío; permeabilidad, una medida de la resistencia al movimiento de
los fluidos; mojabilidad, una medida de la naturaleza superficial de la roca.
Debido a su origen sedimentario, el medio poroso del yacimiento es a
menudo heterogéneo, como consecuencia de las variaciones ocurridas
durante el largo proceso de sedimentación que formó la roca. Estas
heterogeneidades pueden existir a la escala de los poros o bien a la escala
macroscópica que forma zonas muy o poco permeables, y eventualmente de
grietas. Las heterogeneidades complican las operaciones de producción
porque tienden a producir caminos preferenciales y segregaciones. En la figura N°3
se indica los tipos de yacimientos de acuerdo a su clasificación:
Figura 3. Tipos de yacimientos.
Fuente: Perozo (2012)
Métodos de producción
Según Salager (2005), la producción de petróleo involucra dos aspectos. El
primero es la producción última posible en función de las técnicas empleadas, y el
38
segundo es el ritmo de producción de acuerdo con el comportamiento de los pozos
y de los diferentes métodos de estimulación aplicables (fracturación, acidificación,
inyección de vapor).
Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la
explotación de un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación
secundaria. Desde el aumento del precio del petróleo al principio de los años 70, se
considera además una eventual recuperación terciaria, y/o una recuperación
(secundaria) mejorada. A continuación el mencionado autor explica de forma
detallada cada uno de los métodos de producción:
Recuperación primaria
Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo
el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del
yacimiento. En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión
hidrostática, lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte
energético del yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento,
la presión tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos
involucrados.
En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que
reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la
compactación de sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la
lenta expansión de una bolsa de gas.
Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se
necesita un aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo.
O bien se bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del
39
levantamiento con gas; este consiste en inyectar gas en fondo de pozo de tal forma
que el fluido producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad
suficientemente baja para llegar a la superficie bajo el efecto de la presión
del yacimiento.
El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre
se lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el
comportamiento del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la
planificación de la explotación ulterior.
La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento
ha bajado demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado
importantes de otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria
del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15% pero puede
ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en
yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero
activo.
Antaño se explotaba el yacimiento en recuperación primaria hasta que los
gastos de explotación se vuelvan prohibitivos, en cuyo momento se pasaba a los
métodos de recuperación secundaria. Hoy en día se inician las operaciones de
recuperación secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia del
método de explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece
a criterios de optimización.
Recuperación secundaria
Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del
yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente
40
de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o
arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).
Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los
únicos fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos
casos el gas natural. El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite
originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15
hasta 40% según los casos.
Recuperación terciaria
Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento
contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se
debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está
limitada por dos factores:
A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual
suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos,
atrapados por las fuerzas capilares.
A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el
fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja
permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la
geometría de implantación de los pozos no es favorable.
Con el aumento del precio del crudo en la década de los 70, ya se volvía
económico inyectar otra cosa que agua con el propósito de aumentar la
recuperación final y se realizaron numerosas investigaciones en este sentido.
41
Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento
mediante una reducción de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilización de
solventes miscibles con el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con
soluciones de surfactantes o soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de
barrido se puede reducir la viscosidad del crudo mediante calentamiento, aumentar
la viscosidad del agua con polímeros hidrosolubles, o taponar los caminos
preferenciales por ejemplo con espumas.
Los métodos actualmente propuestos para la recuperación mejorada (Figura
N°4) involucran uno o varios de estos aspectos. En lo que se refiere a la
utilización de surfactantes, se destacan los siguientes:
Drenaje miscible con micro emulsiones.
Drenaje inmiscible con soluciones de surfactantes y polímeros (y
a veces álcali)
Inyección de vapor con surfactante - espumas
42
Figura 4. Métodos de producción.
Fuente: Romero (2012)
Condiciones de movilización y desplazamiento
Baviere (1991), explica que hace más de 80 años que se ha determinado
que las fuerzas capilares son las responsables del atrapamiento del petróleo. El
cálculo muestra que al final de un drenaje con agua típico, las fuerzas capilares
son varios órdenes de magnitud mayores que las fuerzas viscosas de drenaje.Es
por lo tanto lógico que los procesos estudiados o propuestos hagan énfasis en la
modificación de estas fuerzas por cambio de mojabilidad, reducción de la tensión
43
interfacial o incluso eliminación de la interfase que es equivalente a alcanzar una
tensión nula.
Histéresis del ángulo de contacto - Efecto Jamin
En 1860 Jamin encontró que la presencia de una serie de burbujas en un
capilar liso podía resultar en una considerable resistencia al flujo. Si se supone
que el ángulo de contacto es el mismo en ambas superficies, la ley de Laplace
indica que no debe haber diferencia de presión entre los dos lados de la película.
Sin embargo, Jamin observó que al desplazarse una línea de contacto
trifásico, el ángulo de contacto dependía de la dirección del movimiento. El ángulo
de contacto de avance (1-2) del fluido que moja la superficie es mayor que el
ángulo de contacto de abandono de la superficie (2-3), llamado de retroceso
(Figura N°5). Teniendo en cuenta que la presión es mayor del lado de la
concavidad y suponiendo que las interfases son hemisféricas se puede calcular,
de acuerdo a la figura N°6, que:
P1−P2=2∗γR12
(1)
P3−P2=2∗γR23
(2)
44
Figura 5. Gota de líquido (L) mojando la pared de un capilar, en ausencia de movimiento
(izquierda), y en desplazamiento en la dirección de la flecha (derecha)
Fuente: Baviere (1991).
Figura 6. Radios de curvatura (en ausencia de gravedad) en los meniscos de avance y de
retroceso en función de los ángulos de contacto.
Fuente: Baviere (1991)
Entonces:
45
R=R12∗cosθ12=R23∗cosθ23 (3)
Como θ12>θ23…cosθ12<c osθ23 y R12>R23
En consecuencia P1−P2<P3−P2ó P1<P3
Existe por lo tanto un gradiente de presión a través de la película de líquido.
En presencia de varias burbujas consecutivas en un capilar, todas las caídas de
presión se suman y se puede producir una considerable resistencia al flujo. El
efecto Jamin se puede medir experimentalmente con un goniómetro al observar
los ángulos de contactos de una gota ubicada sobre una superficie inclinada
(Figura N° 7).
Figura 7 Gota sobre plato inclinado mostrando la histéresis de ángulo de contacto.
Fuente: Baviere (1991).
46
Se aumenta la inclinación de la superficie y se observa que la gota no se
desplaza (Figura N°7). El equilibrio mecánico implica que el ángulo de contacto de
avance sea mayor que el de retroceso. Se alcanza por supuesto un momento en
que la inclinación es tal que la fuerza de gravedad desplaza la gota. Esta
histéresis del ángulo de contacto se explica a menudo por una microrugosidad de
la superficie sólida.
Fuerzas viscosas contra fuerzas capilares
Según Romero (2010), en el caso del desplazamiento de aceite en un medio
poroso existen otras razones que pueden producir una diferencia de presión de
parte y otra de una gota, Si la gota se encuentra en un poro de diámetro variable,
la ley de Laplace nos indica que la diferencia de presión no será la misma en sus
dos interfases con la otra fase.
Para ilustrar lo comentado, en la (figura N° 8), una gota de aceite (O) en un
yacimiento mojado por agua (θO > 90°), que está atrapada por fuerzas capilares.
Figura 8. Configuración de una gota de aceite (O) atrapada en un poro en presencia de un
gradiente de presión producido por un flujo de agua en el medio poroso.
Fuente: Perozo (2011).
47
Ya que el radio de la interfase 1-2 es superior al radio de la interfase 3-4, la
ley de Laplace indica que P2 - P1 = 2*γ / R12 que es inferior a P3 - P4 = 2*γ/R34 .Al
equilibrio, es decir sí P1 = P4, entonces P2 < P3 y por lo tanto la gota tiende a
desplazarse hacia la izquierda, es decir a salir del poro.
Si existe un gradiente de velocidad de imbibición de W de izquierda a
derecha tal que se produzca una pérdida de carga ∆P = P1 - P4, se puede calcular
que:
P2−P3=∆ P−2∗γR34
+ 2∗γR12
(4)
Para que haya movimiento de la gota de izquierda a derecha, P2 debe ser
mayor que P3 y:
∆P2∗γ
>( 1R34
)−( 1R12
) (5)
Las leyes de Poiseuille y de Darcy indican que ∆P es directamente
proporcional a la viscosidad del fluido y a la velocidad e inversamente proporcional
al radio del poro y a la permeabilidad. La condición de movilización está por lo
tanto favorecida por un aumento de la velocidad de inyección de agua y por un
aumento de su viscosidad. Por otra parte está también favorecida por una
disminución de la tensión interfacial.
Tomando valores típicos correspondientes a la fase final de una operación de
inyección de agua, se puede calcular que la desigualdad anterior no se cumple y
48
que falta para que se cumpla un aumento de dos o tres órdenes de magnitud en el
factor ∆P/γ. La relación entre las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas
capilares se ha expresada en forma adimensional, por un llamado número capilar
NCa (o número de Weber) cuya expresión varía de un autor a otro:
N ca=vηγ,∆ Pγ, vηγcosθ , v
ηøγ … (6)
Todas estas expresiones son equivalentes en cuanto a su significado
fenomenológico y no importa cual se escoge. Tomaremos la primera:
N ca=v η/ γ (7)
Los datos de la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de
crudo en un medio poroso a SOr es esencialmente nulo cuando el número capilar
es inferior a 10-6 y esencialmente 100% cuando el número capilar es superior a 10-
3.
La figura N°9, indica que todos los experimentos no producen exactamente la
misma transición, lo que significa que existen también otros factores, tales como la
mojabilidad (θ). Sin embargo, está claro que si se puede aumentar el número
capilar de tres o cuatro órdenes de magnitud, se puede alcanzar una recuperación
de casi 100% del petróleo en la zona barrida.
49
Figura 9. Porcentaje de Recuperación en función del número capilar. Fuente. Baviere (1991).
Por tanto los métodos de recuperación mejorada tienen todos como
propósito aumentar el número capilar. Conviene entonces examinar lo que se
puede hacer para aumentar el número capilar de tres o cuatro órdenes de
magnitud.
Primero, se puede incrementar la velocidad de la fase acuosa, lo que
aumentaría "v" en consecuencia. Tal aumento implica sin embargo un aumento de
la presión de inyección y un costo adicional. Adicionalmente, está limitado por dos
factores desfavorables: de una parte no se puede aumentar la presión más allá de
la presión de fractura de la roca del yacimiento, y por otra parte el aumento de
velocidad tiende a favorecer las inestabilidades de tipo digitación y la producción
de caminos preferenciales. En consecuencia no se puede prácticamente aumentar
la velocidad "v" mucho más allá del típico 1 pie/día.
El segundo factor que se puede modificar es la viscosidad de la fase acuosa.
Es el propósito de los métodos llamados de inyección de polímeros en los cuales
50
la fase acuosa contiene unas 100-200 ppm de polímeros hidrosolubles de tipo
poliacrilamida o polisacárido.
El aumento de viscosidad de la fase acuosa es también favorable para
controlar las inestabilidades tales como la digitación, y tiende a mejorar la
eficiencia de barrido. Por otra parte, tiende a aumentar la fracción de aceite en los
fluidos producidos (reducción del WOR). Sin embargo, a mayor viscosidad de la
fase acuosa, mayor el gradiente de presión requerido para obtener la misma
velocidad del fluido.
El aumento del número capilar por aumento de la velocidad y/o de la
viscosidad de la fase acuosa está por lo tanto limitado a algo como un orden de
magnitud, y en la mayoría de los casos eso es insuficiente por un factor 100 ó 500.
Es por lo tanto imprescindible lograr una reducción considerable de la tensión
interfacial entre el agua y el aceite, y por eso es indispensable usar surfactantes
con un considerable poder tensión activo.
La introducción de un surfactante en la fase acuosa permite reducir la tensión
interfacial agua/crudo de 30-40 dinas/cm hasta 1 ó 0,1 dina/cm, lo que es todavía
insuficiente por un factor 50 ó 100. Estudios realizados en los años 1970 han
mostrado que en ciertas circunstancias muy particulares la tensión interfacial
podía reducirse a menos de 0,001 dina/cm (1 N/m), y que se podía obtener
incluso la miscibilidad entre agua y aceite (tensión interfacial nula) con
concentración de surfactante del orden de 5%. En tales condiciones se producen
varios mecanismos de movilización que contribuyen a la recuperación del aceite.
Movilización miscible
51
En cuanto a la movilización miscible, Nava (2000), señala que si la
formulación de la fase acuosa es tal que ésta pueda formar una sola fase con el
aceite, entonces las fuerzas capilares no entran en línea de cuenta ya que la
interfase desaparece. El desplazamiento miscible puede obtenerse con soluciones
alcohólicas, con soluciones concentradas de surfactante o con dióxido de carbono
supercrítico.
Al obtenerse las condiciones del desplazamiento miscible, la ley de Darcy se
aplica; sin embargo, el fluido no es homogéneo desde el punto de vista de la
densidad y de la viscosidad y pueden producirse segregaciones. El estudio de la
distribución de tiempos de residencia permite caracterizar las propiedades del
flujo. En la práctica, el desplazamiento miscible con inyección de alcohol o de
surfactante es demasiado costoso; sin embargo, juega un cierto papel al inicio de
los desplazamientos con surfactante/polímero o como método de estimulación de
pozo. Hoy en día, el único método miscible probado es aquel con dióxido de
carbono, pero está fuera del enfoque del presente texto.
Movilización por baja tensión
Rivas (1997), indica que si la formulación de la solución acuosa es
adecuada, la tensión interfacial entre ésta y el crudo puede bajar a 0,001 - 0,0001
dina/cm (o mN/m) como indicado en la figura N°10.
Las condiciones de obtención de tales tensiones corresponden a la llamada
formulación óptima y están asociadas con la presencia de un sistema trifásico en
el cual coexisten una microemulsión y fases exceso de agua y de aceite.
52
Figura 10. Ocurrencia de tensión interfacial ultra-baja en condiciones muy particulares. Fuente: Rivas (1997).
Para tales valores de la tensión interfacial, el criterio del número capilar
indica que se obtiene casi un 100% de recuperación en la zona barrida.
Estudios en micromodelos transparentes han mostrado que en sistemas de baja
tensión interfacial, los glóbulos de aceite atrapados se deforman fácilmente y se
alargan para pasar a través de los poros de la matriz porosa.
Cuando el glóbulo de aceite está movilizado, se desplaza y encuentra otros
glóbulos con los cuales coalesce, produciendo glóbulos más alargados los cuales
son más fácil de movilizar; finalmente llega a formarse una red de glóbulos
interconectados, es decir un banco de aceite y el régimen se torna un flujo difásico
(tipo Bucklet-Leverett) con una saturación de aceite netamente superior a SOr
(Figura N°11). La experiencia indica que éste es el principal mecanismo de
movilización-desplazamiento en los procesos por inyección de surfactante. Sin
embargo, existen otros mecanismos secundarios que pueden tener importancia.
53
Figura 11. Movilización de las gotas atrapadas mediante la inyección de solución de surfactante
que produce una baja tensión interfacial. Fuente: Rivas (1997).
Movilización por solubilización y ensanchamiento
Pillai (1999), expone que cuando se deja equilibrar un sistema surfactante-
agua-aceite, la fase que contiene la mayoría del surfactante es a menudo una
microemulsion que puede solubilizar considerables cantidades de la otra fase.
Según que la microemulsion está en equilibrio con una fase acuosa, una fase
aceite o ambas, sus características de solubilización son distintas.
El caso a considerar en esta sección es aquel del llamado diagrama de
Winsor tipo II en el cual la fase aceite contiene la mayoría del surfactante y es una
microemulsión que solubiliza una cantidad de agua que puede ser notable como
indicado en la figura N°12.
54
Figura 12. Diagrama ternario (tipo Winsor II) en el cual la fase aceite (circulo negro) ha
solubilizado una considerable cantidad de agua.
Fuente: Pillai (1999).
En ensayos de laboratorio se han obtenido sistemas casi-óptimo en los
cuales la fase aceite duplica su volumen por solubilización de agua. Tales
condiciones no se obtienen en general en el campo porque las concentraciones de
surfactante son bajas; sin embargo, es posible en ciertos casos que la fase aceite
se ensanche un 20-30% mediante la solubilización agua, lo que (1) aumenta
notablemente la saturación SO, y por tanto KO, y (2) resulta también en una
reducción de viscosidad de la fase aceite. Ambos efectos aumentan la movilidad
del aceite.
Sin embargo no es fácil determinar la importancia de estos efectos, porque
los sistemas que lo exhiben están muy cerca de la formulación óptima y por lo
tanto poseen una tensión interfacial baja, lo hace que el mecanismo anterior tiende
a ocultar los efectos (secundarios) debidos al ensanchamiento del aceite.
55
Movilización por cambio de mojabilidad
Perozo (2011), comenta que la presencia de un surfactante puede modificar
la mojabilidad del sólido; sin embargo y a pesar de decenas de estudios, no está
claro si es mejor tener una roca mojable por el agua o mojable por el aceite. Lo
que sí se sabe, es que el fenómeno clásico de desplazamiento del sucio
presentado en los mecanismos de detergencia no se aplica aquí, más que todo
porque se carece de la energía mecánica necesaria.
Si la roca es mojada por el aceite, éste tendrá a penetrar en poros de
pequeño diámetro y por lo tanto en atraparse más. Sin embargo, al mojar la pared
del medio poroso, la fase aceite puede presentar una continuidad a saturaciones
muy bajas, y por lo tanto seguir fluyendo.
En el método de movilización por baja tensión la roca es aparentemente
mojada por el agua y uno de los papeles del surfactante es evitar la adhesión del
aceite a la roca. Ciertos estudios tienden a mostrar que la inyección de sustancia
alcalina aumenta la mojabilidad al agua; otros demuestran lo contrario. Como los
ácidos nafténicos del crudo se transforman en jabones en presencia de una base,
tales cambios pueden probablemente interpretarse por la adsorción del carboxilato
en la roca.
Finalmente se debe concluir que existe bastante confusión en cuanto a la
importancia de la mojabilidad como mecanismo de movilización, y que si bien es
cierto que un cambio de mojabilídad parece ser favorable en algunos casos, no se
puede enunciar reglas generales al respecto.
56
Potencial de los procesos en métodos de recuperación mejorada
Se estima que para el año 2020, los métodos de recuperación mejorada
representará el 50% de la producción mundial, el cual es patrón de participación
es de un 55% para los proyectos térmicos, 35% para los de inyección a gases y
10% para los químicos. En Venezuela el proceso dominante es la inyección cíclica
de vapor con una producción cercana a los 200.000 BPD, destacándose las
producciones de los Campos Lagunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han
generado ganancias extraordinarias para el país.
Venezuela está programando el inicio de proyectos de inyección de nitrógeno
en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o
sustituir proyectos de inyección de gas natural. Petróleos de Venezuela S.A.
(PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que
contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen
laboratorios integrados de campo.
Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten
mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no,
donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados
con preferencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utilizados
para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados,
pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.
Se han propuesto también métodos de recuperación mejorada de crudo los
cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con
surfactantes y polímeros. De igual manera se han sugerido y probado muchas
combinaciones de vapor con químicos y solventes. Es por ello que CIED (2006),
manifiesta que se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se
aplique o bien después de la recuperación secundaria por drenaje al agua (es
57
entonces terciario) o bien en lugar de los métodos convencionales de recuperación
secundaria por inyección de agua. La tendencia actual es aplicar estas técnicas
antes de que se termine el drenaje con agua y aún desde el principio del drenaje
con agua.
Estos métodos se dividen en dos grandes clases: los métodos térmicos y los
métodos de inyección de agua con productos químicos.
Métodos térmicos
Inyección cíclica de vapor
Inyección continúa de vapor
Combustión in situ
Los tres métodos son empleados en la actualidad, y la mayor experticia
reside en los campos de Venezuela en lo que se refiere a los dos primeros
métodos. El tercero ha sido probado pero es difícil de controlar y no se está
utilizando comercialmente, consisten esencialmente en inyectar energía y agua en
el yacimiento, con el fin de reducir notablemente la viscosidad del crudo.
Son métodos de aplicación casi imprescindible para crudos pesados y
extrapesados. No se discutirán en detalles aquí ya que están fuera del tema
tratado; sin embargo se discutirán ciertos métodos de inyección de vapor más
surfactante que en el futuro podrían tener un papel importante.
Métodos químicos
Métodos miscibles (solventes, CO2, microemulsiones)
Métodos de baja tensión (surfactante)
Métodos alcalinos
58
Inyección de agua viscosa (polimeros)
Combinación de los tres anteriores (ASP)
El único método miscible que parece tener un interés económico (a un precio
de petróleo a más de 25 $/barril) es el método de inyección de dióxido de carbono.
No obstante los métodos de inyección de microemulsiones con el fin de obtener la
miscibilidad entre agua y crudo requieren demasiado surfactante para ser
económicos; sin embargo pueden actuar durante la primera etapa de una
inyección de surfactante en la cercanía del pozo inyector.
El método de inyección de agua viscosa (50-100 centipoise) conteniendo
polímeros hidrosolubles tiene sólo un papel físico y no se tratará aparte, sino en
combinación con los métodos de inyección de surfactante en el proceso llamado
micelar/polímero, de otro modo los métodos de baja tensión por inyección de
surfactante y el método de inyección de agua alcalina se tratarán en detalles
porque involucran surfactantes y fenómenos interfaciales.
Ahora bien es pertinente describir los métodos de recuperación mejorada,
con el objeto de establecer diferencias, logrando así observar las ventajas de cada
uno.
Inyección cíclica de vapor
Según Escobar (2003), el método es muy usado en pozos que producen
petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cíclico en el
cual el mismo pozo es usado para inyección y producción. Un proceso típico
involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua
por día en la forma de vapor. La inyección continúa por dos o tres semanas,
59
después de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre
lo suficiente largo para que el vapor condense pero no para disipar la presión
substancialmente.
Después del periodo de cierre, el pozo será producido por un periodo de
tiempo entre unos meses a aproximadamente un año.
El ciclo de inyección seguido por producción será repetido varias veces,
usualmente en cada ciclo se producirá menos petróleo que en el ciclo previo.
Algunos proyectos de inyección cíclica de vapor han sido convertidos a inyección
continua de vapor después de unos cuantos ciclos de inyección.
Crudos muy pesados (menores de 10ºAPI) usualmente no pueden ser
producidos económicamente ya sea por inyección cíclica o inyección continua; la
cantidad de calor requerido para una adecuada reducción de la viscosidad del
petróleo puede ser excesiva. Entre las ventajas de la inyección cíclica de vapor
incluye el bajo costo de probar el proceso en el campo y los costos de desarrollo
que son menores que los procesos termales alternativos. Las desventajas del
proceso incluyen el riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing
mientras el vapor está siendo inyectado.
La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor (Figura N°13) es
usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor.
60
Figura 13. Inyección cíclica con vapor.
Fuente: PDVSA (2008).
Para Parias (2001), este tipo de proceso es similar a los patrones de
inyección de agua. Este proceso (Figura N°14) puede ser usado cuando la
viscosidad es muy alta para un desplazamiento eficiente mediante agua. El
espaciamiento entre pozos es frecuentemente menor que para una inyección de
agua. Por ejemplo un espaciamiento de cinco acres no es muy usual para este
proceso, sin embargo espaciamiento tan pequeños como ¼ de acre ha sido usado
en reservorios someros .Los costos de capital son mayores que los de la inyección
cíclica pero la recuperación es mayor.
Figura 14. Proceso de inyección continúa de vapor.
61
Fuente: PDVSA (1992)
El proceso no puede ser usado para profundidades mayores a 5,000 pies,
donde la presión hidrostática puede exceder la presión crítica del vapor (3,202
psia).Las pérdidas de calor pueden ser excesivas si la zona productiva es mayor
de 10 pies. Si la viscosidad es alta, puede ser necesario precalentar el pozo con
vapor antes de iniciar la inyección. Electricidad también puede ser usada para el
precalentamiento, empleando al reservorio de hidrocarburo como una resistencia.
El calor que es liberado cuando el vapor se condensa es llamado el calor
latente de vaporización. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la
eficiencia térmica de los proyectos de inyección continua y el contenido de calor
latente de vapor disminuye con un incremento de la presión alcanzando cero en el
punto crítico. De esta manera los proyectos a baja presión tienden a comportarse
mejor que proyectos a alta presión. Se debe tener en cuenta para diseño de un
proyecto, optimar la calidad del vapor y la tasa de inyección.
La calidad del vapor es definida como la fracción de la masa de agua que es
vapor. Un incremento en la calidad del vapor, incrementará la tasa a la cual el
reservorio es calentado, pero incrementará la tendencia a la canalización del
vapor.Un adecuado suministro de agua de alta calidad es esencial. La cantidad
requerida es usualmente cercana a 5 barriles de agua por barril de petróleo
producido por vapor. Ya que el vapor condensa en el reservorio, puede no ser
factible usar inyección de vapor en formaciones que contienen arcillas que son
sensibles al agua fresca.
62
El proceso forma una región saturada de vapor en la región cerca al pozo.
Dentro de esta región la temperatura es cercana o igual a la del vapor inyectado.
Detrás de la zona saturada con vapor, el vapor se condensa para formar un banco
de agua caliente. Dentro de la zona de vapor, el petróleo es desplazado por vapor
destilado y gas (vapor). Los factores que contribuyen al desplazamiento del
petróleo desde la zona de agua caliente incluyen reducción de la viscosidad del
petróleo, expansión térmica y reducción de la saturación residual del petróleo.
También pueden ocurrir cambios en la permeabilidad relativa.
Combustión en sitio
Farías (2009), resalta que existen dos tipos de procesos de combustión en
sitio: combustión "forward" y combustión "reverse". Los dos procesos se muestran
a continuación: Para el proceso "forward" el reservorio es "incendiado" en uno o
más pozos de inyección de aire. El frente de combustión se propaga a través del
reservorio hacia el pozo de producción más cercano.
Para el proceso "reverse" el frente del fuego se mueve desde el pozo de
producción hacia el pozo de inyección de aire. Ya que el petróleo producido se
mueve a través del frente de combustión, ocurrirá un craqueo térmico y se
producirá parte de este como vapor. Este proceso es aplicable principalmente a
petróleos de muy alta viscosidad. No se han reportado proyectos comercialmente
exitosos, pero la investigación sobre el proceso continúa.
Inyección de solventes
Según el departamento de Energía de los Estados Unidos (2005), es uno de
los más modernos métodos para producir petróleo adicional es a través del uso de
solventes para extraer el petróleo del medio permeable. En el comienzo de la
década del 60 (aquellos años locos) el interés se centró en la inyección gas de
petróleo licuado en pequeñas cantidades y luego fue desplazado por la utilización
de gas seco.
63
Este proceso se volvió económicamente menos atractivo cuando el uso del
solvente se incrementó. Más tarde en la década del 70, el interés de los métodos
de recuperación asistida por solventes resurgieron, por un incremento en el precio
del petróleo y más confianza en la habilidad para estimar la recuperación asistida
durante este periodo el uso de solventes comienza a decaer en relación al uso de
dióxido de carbono y otros fluidos.
Dos fluidos que mezclados en todas proporciones dan una fase de un único
fluido son miscibles. Por esto los agentes miscibles se mezclan en todas
proporciones con el aceite para ser desplazados. Pero muchos agentes
parcialmente miscibles exhiben solo miscibilidad alrededor del crudo de petróleo
en sí mismo, por eso se usa la inundación térmica de solvente. Muchos solventes,
por supuesto, serán miscibles con crudo bajo las condiciones apropiadas, pero
todos los solventes de interés comercial son inmiscibles en fase acuosa.
Los solventes de inundación se refieren a aquellas técnicas de recuperación
asistida cuya principal función de recuperación es porque de extracción,
disolución, vaporización, solubilización, condensación, o alguna otra fase de
comportamiento que cambia el comportamiento del crudo. Estos métodos tienen
otros, a veces muy importantes, mecanismos de recuperación (reducción de la
viscosidad, solubilización en gas, entre otros), pero el mecanismo primario debe
ser la extracción. Esta extracción puede ser llevada a cabo por muchos fluidos:
alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas de petróleo
condensado, gas natural y gas licuado, dióxido de carbono, nitrógeno, aire, entre
otros.
64
Inyección de dióxido de carbono
Colmenares (2008), hace mención, que el dióxido de carbono (CO2) es un
compuesto utilizado comúnmente en forma gaseosa en proyectos de recuperación
mejorada de crudos. Este gas puede obtenerse a partir de fuentes naturales, como
subproducto de plantas químicas o fertilizantes, y su separación de gases de
combustión o gas natural, entre otros.
Cuando la presión en un yacimiento candidato se ha visto disminuida durante
la producción primaria y en algunos casos bajo recuperación secundaria por
inyección de agua, esta debe ser restaurada previo a la inyección de CO2 para
lograr esto, debe diseñarse un proyecto de inyección de agua que permita
represurizar el yacimiento hasta alcanzar presiones donde el CO2 preferentemente
sea miscible con el crudo de la formación.
Aun cuando el CO2 no sea miscible con el crudo al primer contacto, cuando
este gas es inyectado, se genera un frente miscible debido a la transferencia
gradual de compuestos livianos de hidrocarburos presentes en el crudo con el
CO2. Este frente miscible esencialmente es un banco de gas enriquecido
constituido de CO2 e hidrocarburos de bajo peso molecular. Bajo condiciones
favorables de presión y temperatura, este frente se puede hacer soluble con el
crudo de la formación haciéndose más fácil su desplazamiento hacia los pozos
productores.
La inyección de CO2 puede efectuarse inicialmente con la inyección de un
volumen (tapón) determinado para después desplazar el frente miscible con agua
para incrementar la eficiencia de barrido y minimizar los volúmenes de CO2
requeridos, así como, los costos de un proyecto determinado. La inyección de
estos fluidos puede llevarse a cabo de forma alternada, proceso que se conoce
como inyección alternada de agua y gas.
65
Inyección microbial
En relación a la inyección de microbial, Romero (2012), manifiesta que la
tecnología de la recuperación de petróleo a partir de microbios esta aun en su
etapa de desarrollo. Pruebas de laboratorio han demostrado que algunos
microorganismos producen químicos que pueden incrementar la movilidad del
petróleo en el reservorio. Se ha demostrado también que estos organismos
pueden ser desplazados a través del medio poroso, y que se pueden adaptar a
vivir bajo una variedad de condiciones medioambientales.
Los químicos que pueden ser producidos por microorganismos incluyen
surfactantes, ácidos, solventes y dióxido de carbono. Se consideran como buenos
prospectos para inyección microbial los reservorios con temperaturas menores a
160ºF, saturación residual mayor a 25-30% y permeabilidad mayor que 100 md.
Inyección alcalina
Paris (2001), explica en su obra, que el agua de inyección puede ser convertida
para inyección alcalina adicionando de uno a cinco por ciento en peso de hidróxido
de sodio al agua. Otros agentes alcalinos que han sido usados incluyen
ortosilicato de sodio, metasilicato de sodio y carbonato de sodio; el PH de la
solución inyectada se encuentra en el rango de 11 a 13.
El proceso químico y físico que ocurre durante la inyección alcalina no es
completamente comprendido. Los químicos inyectados reaccionan con los
componentes ácidos del petróleo, disminuyendo la tensión superficial entre las
fases petróleo y agua. Otros procesos que contribuyen a la recuperación de
petróleo incluyen emulsificación y entrampamiento de petróleo en la fase agua y
66
cambios en la mojabilidad de la roca. Un petróleo debe contener componentes
ácidos para que este reaccione con la solución para inyección alcalina.
La acidez del petróleo se especifica como "número ácido" y se define como el
número de mg, de hidróxido de potasio requeridos para neutralizar un gramo de
petróleo. El número ácido debe ser determinado sobre una muestra de petróleo
que esté libre de cualquier aditivo químico o gases ácidos disueltos (H2S o CO2).
Se considera que el número ácido mínimo para que un petróleo responda a la
inyección alcalina sea del orden de 0.2 a 0.5 mg/g.
Inyección de polímeros
Según PDVSA (2008), la inyección por polímeros consiste en agregar
polímeros al agua subterránea, para hacer decrecer su movilidad. El resultado es
un incremento en su viscosidad y a la vez decrece la permeabilidad de la fase
acuosa que ocurre con algunos polímeros, causa una de su baja el radio de
movilidad. Esta baja incrementa la eficiencia de la inundación a través de un
aumento de la eficiencia de recuperación y una disminución de la zona de
saturación de petróleo. La irreversible saturación del petróleo no decrece hasta
que la saturación del petróleo lo haga.
La mayor eficiencia en la recuperación constituye el incentivo económico para
la utilización de inundación por polímeros, generalmente, la inundación por
polímeros puede ser económicamente viable únicamente cuando el radio de
movilidad de las aguas subterráneas es grande, el reservorio es altamente
67
heterogéneo o una combinación de los mismos. Los polímeros pueden ser usados
en la producción de petróleo de tres maneras:
En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los
inyectores de agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de zonas de
alta conductividad
Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las
profundidades del reservorio.
Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad del
agua/petróleo.
El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el
verdadero agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las
técnicas de recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer
modo. La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de
agua que contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las
interacciones con la salinidad son importantes, particularmente para ciertas clases
de polímeros.
68
Figura 15. Inyección de polímeros.
Fuente PDVSA (2008)
Virtualmente todas las propiedades de las inundaciones químicas
dependen de la concentración de iones específicos más que de la salinidad
solamente. La fase acuosa que contiene solamente cationes divalentes
(dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas
concentraciones de T.D.S. Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones)
solo una pequeña cantidad alrededor de 500g/m3 de polímero llevaran a cabo
un sustancial aumento en la viscosidad del agua.
Inyección pentano
Chavier (2005), menciona que la recuperación mejorada mediante la
inyección de pentano se puede llevar a cabo en la práctica de dos formas:
1.- Inyección de pentano frío a la entrada del cabezal del pozo.
2.- Inyección de pentano caliente en la cara de la formación productora en
el pozo inyector.
Aunque las dos formas tienen la misma finalidad de bajar la viscosidad y
la tensión interfacial del crudo en el yacimiento, para favorecer la movilidad del
mismo, es más conveniente la forma número dos (2) , ya que un fluido caliente
como el pentano inyectado a la formación productora, parte de su contenido
calórico es transferido a la roca matriz y a los fluidos almacenados en la
misma, principalmente por dos mecanismos de transferencia de calor, como lo
69
son convección y conducción, a parte del calor perdido hacia las formaciones
adyacentes a la arena productora.
En el caso de un yacimiento que contiene petróleo pesado, el pentano
caliente inyectado, desplazará parcialmente petróleo, agua connata y parte de
gas libre si el crudo está saturado a la presión del yacimiento. De este modo el
calor entregado a la formación permitirá la disminución de la viscosidad y
densidad del petróleo, aumentando así su movilidad. La transferencia de calor
hacia las formaciones adyacentes es por conducción y no existe flujo de
fluidos.
El resultado de los mecanismos anteriores es que el frente de calor viajará
más lentamente que el frente del fluido inyectado, sin embargo para simplificar
el proceso de inyección con difusión del solvente en la fase petróleo, se
asumirá que tanto el frente de difusión como el frente de temperatura viajarán
dentro de la formación a la misma velocidad, lo que permite obtener un área
estimulada más homogénea, en lo que respecta a la posición de los frentes de
inyección y calentamiento, tal como lo indica la figura N° 16, que idealiza dos
zonas adyacentes dentro de la arena alrededor del pozo inyector -
estimulador.
70
Figura 16. Zonas alrededor del pozo inyector después de iniciado el proceso.Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
En esta configuración son identificadas las siguientes zonas:
D: Zona de difusión solvente-petróleo, Pie2.
F: Zona de petróleo frío, Pie2.
Rw: Radio del pozo, Pie.
Rd: Radio de la zona de difusión solvente-petróleo, Pie.
Rf: Radio de la zona de petróleo frío, Pie
El pentano caliente que se inyecta a la formación a través del pozo inyector,
experimenta una caída de temperatura en orden de transferir su calor sensible a la
roca y a los fluidos de la formación productora, y éste difunde en la fase petróleo a
las condiciones del yacimiento, además que posteriormente en el periodo de
estimulación por conducción, la viscosidad del petróleo disminuye alrededor del
pozo inyector y dentro de la zona inyectada, ocurriendo expansión térmica del
petróleo y agua connata, lo que representará un mecanismo adicional de
producción.
Esto representará una ventaja con respecto a la inyección de vapor, ya que
prácticamente no se alteraran las propiedades de porosidad ni permeabilidad del
yacimiento. De este modo no se tendrá el problema de competencia en la
formación productora, en cuanto a las permeabilidades relativas Krw y Kro.
Estando así la permeabilidad absoluta de la formación siempre disponible a la
permeabilidad relativa al petróleo. Lo que a su vez favorece el método de
71
predicción de Boberg y Lantz, el cual considera que entre ciclo y ciclo tiene que
estar el medio poroso lo suficientemente saturado con petróleo.
De tal manera que si se requiere inyección de estimulación térmica a la
formación de interés, la distribución de temperatura transitoria dentro de la
formación vendrá representada por un perfil no lineal que se puede aproximar a
uno de tipo escalonado tal como se presenta en la figura N° 17.
Figura 17. Perfil de temperatura dentro del yacimiento.Fuente: Colmenares (2006).
Al inyectarse el pentano en la arena, éste tiende a difundir en la fase petróleo
a las condiciones del yacimiento, El proceso se lleva a cabo mediante la inyección
de una tasa constante de Pentano líquido q iny, a una presión de inyección Piny,
dentro de la arena productora de espesor ht, tal como se muestra en la figura
N°18.
72
Figura 18. Flujo de inyección radial del Pentano dentro de la arena productor.Fuente: Colmenares (2006).
Por otra parte, en cuanto al arreglo de los pozos tanto productores como
inyector, se puede señalar que el mismo esta conformado por tres pozos
horizontales en paralelo de línea alterna, de los cuales, uno es capaz de inyectar
pentano líquido obtenido en el Complejo Criogénico de Occidente a la formación
productora. En las figuras N° 19 y 20 se muestra la representación del proceso de
recuperación mejorada con inyección de pentano.
73
Figura 19. Diagrama del proceso de recuperación mejorada de petróleo pesado por inyección de Pentano líquido.
Fuente: Colmenares (2010)
74
Figura N°20. Ejemplo de un arreglo de pozos horizontales para el proceso de
estimulación térmica. Fuente Colmenares (2006).
Fenómenos y problemas prácticos en la recuperación mejorada
En la sección anterior se discutieron los diversos métodos de recuperación
mejorada. Estos métodos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos
de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el aceite y el
sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante
milenarios con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de
transferencia de masa: adsorción, intercambio iónico, entre otros. Al desplazarse
estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de no-
equilibrio.
Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de
obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso,
que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las
variables. Salager (2005), especifica los problemas más frecuentes en la
recuperación mejorada de crudo.
1.1. Adsorción y retención de surfactante
Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe ser ni
demasiado hidrofilíco ni demasiado lípofílico. Los sulfonatos de petróleo con peso
molecular del orden de 430-460 daltons (para sales de sodio) producen tensiones
ultra bajas con muchos crudos; no son sin embargo muy solubles en agua, lo que
indica que pueden salir de la fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si
están sometido a un cambio notable.
75
1.1.1. Adsorción
La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar
valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han realizado estudios
acerca de la influencia de la estructura sobre la adsorción, los cuales parecen
indicar que una mayor ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la
baja tensión y disminuir la adsorción.
1.1.2. Precipitación y retención
El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico
inadecuado, por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes desorbidos de
las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en
agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y
perder su capacidad de producir tensiones ultra bajas.
1.1.3. Fraccionamiento
Los surfactantes utilizados en recuperación mejorada de petróleo tienen que
ser poco costosos; en general son sulfonatos de petróleo, que contienen una
amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse
entre el agua y el aceite, con las especies de mayor peso molecular pasando al
aceite. Como consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase agua
posee un peso molecular cada vez más bajo. Eso resulta en un cambio en la
formulación y como consecuencia se pierden las condiciones fisicoquímicas para
formulación óptima.
1.1.4. Efecto cromatográfico
76
La mezcla de surfactante puede también fraccionarse en el proceso de
adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto significa que se
empobrece poco a poco en especies más adsorbidas, es decir las de mayor peso
molecular. El proceso es esencialmente semejante a una separación
cromatográfica.
1.2. Intercambio iónico
Las rocas almacén contienen en general o bien caliza, o bien arenisca
cementada con arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en
equilibrio con la salmuera connata. Al inyectar una nueva fase acuosa, se produce
en general un nuevo equilibrio físico-químico, el cual puede resultar en un
intercambio de iones entre la solución inyectada y la roca. Si tal fenómeno resulta
en la desorción de cationes polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede
producir la precipitación de una parte de los sulfonatos. En todo caso, esta
desorción tiende a cambiar la salinidad de la solución inyectada, es decir que
cambia la formulación.
Se ha pensado eliminar este problema inyectando un cierto volumen de agua
antes de inyectar la solución de surfactante. Tal proceso de pre-lavado con un
agua de salinidad semejante a la solución de surfactante a inyectar debe producir
la desorción de los iones divalentes antes del contacto con la solución de
surfactante. Parece que este método no ha dado resultados del todo satisfactorios.
Una dificultad suplementaria radica en las heterogeneidades del yacimiento, ya
que la capacidad de intercambio iónico de la roca puede variar de un punto a otro,
dependiendo de la naturaleza química de la roca.
1.3. Mantenimiento de la formulación óptima
77
Se ha discutido en otra parte que se obtiene una tensión interfacial ultra baja
sólo cuando se cumple una condición muy estricta entre las variables de
formulación: salinidad, tipo de surfactante, tipo y concentración del alcohol, tipo de
aceite, y temperatura. Una desviación de 10% del valor de una sola de estas
variables puede hacer subir la tensión de 0,0001 dina/cm hasta 0,1 dina/cm; en
términos de recuperación esto significa pasar del éxito al fracaso.
Las secciones anteriores han mostrado que existen muchos factores cuyo
efecto no se puede controlar sin un conocimiento extremadamente preciso de las
condiciones locales del yacimiento. Conocer de manera precisa la información
adecuada sobre el yacimiento requeriría perforar numerosos pozos con fines de
muestreo, lo que representa un costo demasiado alto.
Es por lo tanto necesario flexibilizar el proceso para que pueda tolerar un error
de quizás 30-40% en la formulación. Ya que la formulación óptima misma está
definida de manera muy precisa, la única forma es variar la formulación de manera
continua de un extremo a otro del tapón de surfactante de tal forma que, a pesar
de las alteraciones posibles, se encuentre exactamente a la formulación óptima en
alguna parte del tapón.
Para tales fines se ha desarrollado el método llamado del gradiente de
salinidad, en el cual la salinidad del tapón del surfactante varia del frente a la cola
de manera continua. En el frente la salinidad es netamente más alta que el valor
calculado como óptimo, en la cola es netamente más bajo. A pesar de que las
condiciones estén un poco alteradas por los fenómenos de transferencia,
adsorción e intercambio iónico, alguna parte del tapón producirá una formulación
capaz de exhibir una tensión ultra baja y por lo tanto capaz de movilizar el aceite.
78
Al empezar el tapón por la salinidad más alta se maximiza los fenómenos de
adsorción al pasar el frente del tapón. Cuando la cola del tapón pasa encima de la
misma roca, se desorbe el surfactante, ya que la salinidad ha bajado. Esto permite
reducir la dispersión cromatográfica del tapón de surfactante y su dilución.
Este proceso ha dado buenos resultados en ensayos pilotos y es probable que se
vuelva el método clásico el día que se desarrollen las inyecciones de surfactante.
1.4. Problemas de emulsiones
En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite
atrapada, la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el
movimiento en el medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión
interfacial ultra-baja, puede ser suficiente para producir emulsiones. Por otra parte,
las emulsiones pueden resultar de procesos de no-equilibrio como la emulsión
espontánea en presencia de surfactantes, o cuando éste se forme in-situ al
contactarse un crudo ácido con una solución alcalina.
La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las
emulsiones son extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones
a eso. En este caso la emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco
de aceite. Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya
que la emulsión formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de
masa) que no se produce necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las
emulsiones formadas pueden ser a menudo estables y viscosas y pueden taponar
el yacimiento. Eso ha ocurrido en ciertos ensayos pilotos, y por lo tanto ha
despertado suspicacia acerca del método alcalino.
79
Sin embargo debe notarse que la presencia controlada de una emulsión
viscosa puede ser beneficiosa porque puede taponear las zonas de alta
permeabilidad y así obligar el fluido inyectado a penetrar en las otras zonas. Esto
implica saber producir tales emulsiones cuando se quiere, es decir al principio de
la inyección o en el frente del tapón, y por otra parte saber evitarlos después. La
combinación de inyección alcalina y de surfactantes seguida de un tapón de
polímero (llamado método ASP) debería permitir resolver este problema.
1.5 Problemas con polímeros
El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-
químico que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también
susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de
surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros
pequeños.
Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se
desplaza con su fluido solvente está sometido a esfuerzos de cizallamiento al
atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente. Tal "mal"
tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en
una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosante.
1.6 Taponamiento controlado con espumas
Cuando el yacimiento presenta fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, los
fluidos inyectados, que sean soluciones acuosas o vapor, tienden a "escaparse"
por este camino de menor pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las
demás zonas. Esto resulta en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en
una baja recuperación. El fenómeno se agrava por sí mismo, porque al barrerse
80
estas zonas, se moviliza el petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en
consecuencia.
Si se pudieran tapar estas zonas después de haber movilizado el petróleo que
contienen, los fluidos inyectados tendrían que penetrar en las zonas de menor
permeabilidad. Esto es lo que se está intentando hacer con espumas. Como se
discutió al principio, Jamin descubrió que una espuma presenta una considerable
resistencia al fluir en un capilar. Tal hecho se explicó mediante la ley de Laplace y
por la diferencia entre el ángulo de contacto de avance y el de retroceso.
Obviamente el problema es mucho más complejo en un medio poroso de
forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero cualitativamente es el mismo.
El estudio de la reología de las espumas y de la importancia del ángulo de
contacto está todavía en sus primeros pasos, y se puede decir que no se ha aún
llegado a obtener resultados reproducibles de manera indiscutible. Esto no ha
impedido que las compañías petroleras empieza a emplear el fenómeno, mientras
se sigue trabajando para entenderlo.
Un campo particularmente importante es el de las inyecciones de vapor. El
vapor es un fluido mucho menos viscoso que los fluidos del yacimiento, y por lo
tanto posee una tendencia extrema en escaparse por los caminos de menor
pérdida de carga, es decir las zonas de baja permeabilidad. Además, el drenaje
con vapor es mucho más sensible al efecto de la gravedad que el drenaje con
agua, debido a la gran diferencia de densidad entre el vapor y los fluidos del
yacimiento. Es por lo tanto de extrema importancia reducir los caminos
preferenciales en la inyección de vapor.
81
Al inyectar vapor con aditivos surfactantes se puede producir una espuma, la
cual se introduce en los caminos preferenciales y tiende a taponarlos, obligando
así el vapor a penetrar en las zonas menos permeables. Sin embargo el problema
es extremadamente complejo porque el vapor termina siempre por condensarse a
cierta distancia del pozo, resultando el sistema en una solución de surfactante
cuya composición debe ser la más efectiva posible para el drenaje con solución
caliente de surfactante subsiguiente.
También el problema se complica por el hecho de que el vapor es a la vez
compresible y condensable. Se pueden producir espumas estables inyectando aire
o un gas inerte, pero entonces se debe evitar que tales espumas penetren en las
zonas poco permeables. Hay también que considerar que el vapor está en
equilibrio con una fase salmuera y una fase aceite, y que el desempeño del
surfactante puede sufrir las mismas alteraciones que para un drenaje con
soluciones de surfactantes.
Además se debe notar que la temperatura de los fluidos puede variar desde
más de 392°F en cabeza del pozo inyector hasta 122-140°F en la zona del
yacimiento todavía fría. Esto significa que se requiere un surfactante estable a alta
temperatura y cuyas propiedades no varían con la temperatura, requisito difícil de
cumplir cuando se conoce el efecto de la temperatura sobre los surfactantes,
particularmente los no-iónicos. En conclusión se puede decir que todavía hace
falta bastante trabajo de investigación y desarrollo para dominar esta técnica.
Balance de masa
Una de las leyes básicas de la física es la ley de la conservación de la
masa. Esta ley, expresada en forma simple enuncia que la masa no puede
crearse ni destruirse (excluyendo, por supuesto, las reacciones nucleares o
atómicas). Por consiguiente, la masa (o el peso) total de todos los materiales que
82
intervienen en el proceso debe ser igual a la de todos los materiales que salen del
mismo, más la masa de los materiales que se acumulan o permanecen en el
proceso. (www.procesos.netfirms.com, 2008).
Entradas=Salidas+Acumulacion
En la mayoría de los casos no se presenta acumulación de materiales en
el proceso, por lo que las entradas son iguales a las salidas. Expresado en otras
palabras "lo que entra debe salir". A este tipo de sistema se le llama proceso en
estado estacionario. (www.procesos.netfirms.com, 2008)
Entradas=Salidas
Balance de energía
De manera similar a la ley de la conservación de masa se puede enunciar
la ley de conservación de energía, la cual postula que toda la energía que entra a
un proceso es igual a la que sale más la que queda en el proceso. La energía
puede manifestarse de varias maneras. Algunas de sus formas más comunes son
la entalpia, la energía eléctrica, la energía química (en términos de la ∆ h de la
reacción), la energía cinética, la energía potencial, el trabajo y el flujo de calor.
(www.procesos.netfirms.com, 2008).
Un tipo de balance de energía más útil para el flujo de fluidos, en especial
de líquidos, es una modificación del balance total de energía que considera la
energía mecánica.
Casi siempre, a los ingenieros les interesa primordialmente este tipo
especial de energía, Ilamado energía mecánica, que incluye el termino de
trabajo a la energía cinética, a la energía potencial y la parte de trabajo de flujo
del termino de entalpia. La energía mecánica es una forma de energía que es,
o bien un trabajo, o una forma que puede transformarse directamente en
83
trabajo. La energía que se convierte en calor, o en energía interna, es trabajo
perdido o una pérdida de energía mecánica causada por la resistencia
friccional al flujo, dicha perdida es la suma de todas las perdidas por fricción
por unidad de masa (∑ F). (www.procesos.netfirms.com, 2008).
Simulación de procesos:
Urdaneta y Pernía (2005), define la simulación de proceso como una
técnica que permite predecir en forma rápida y confiable el comportamiento de
un proceso o planta de gas, a partir de una representación matemática y
realista del mismo. En general los simuladores de procesos son programas de
computarizado, de tal manera que crean un modelo cuantitativo de las
ecuaciones características de un proceso químico.
Estos programas se basan en los principios de balances de masa y
energía, las relaciones de equilibro y correlaciones, como las de reacciones y
transferencia de calor, entre otras. Los simuladores generalmente se utilizan
como herramienta para facilitar el trabajo a la hora de predecir condiciones de
operación; flujos composiciones y propiedades de la corrientes de proceso de
operación; flujos, composición y propiedades de corriente de proceso, así
como también en el caso del diseño, para el dimensionamiento de equipos.
Las ventajas ofrecidas por los paquetes de simulación son numerosas.
Pero entre ellas se destacan la posibilidad de probar varias configuraciones de
plantas en el caso de un diseño; en plantas existentes permiten mejorar el
proceso actual prediciendo resultados de modificaciones planteadas,
determinar condiciones óptimas de operación dentro de las restricciones del
proceso; en general con toda la optimización del proceso.
84
Aunque la simulación tienen versatilidad flexible, es experimental por
naturaleza, en el sentido de uso en el procesamiento de una ¨corrida¨ de
simulación puede considerarse como una observación o una muestra en un
experimento estadístico. Esto naturalmente da lugar a los problemas de
diseñar el experimento (simulación), recolectar observaciones en una forma
compatible con los análisis estadísticos apropiados e implantar las pruebas
adecuadas para examinar la significancia de los resultados de simulación.
En otras condiciones, el diseño de un experimento estadístico puede ser
complicado, pero en la simulación el trabajo se complica por varios factores
inherentes a los modelos de simulación. Existen tres tipos generales de
simulación .El modelo analógico remplaza el modelo original (físico) por un
análogo de manipulación más sencilla. Un ejemplo típico es la representación
de un sistema mecánico con un sistema eléctrico equivalente, donde el último
es más simple de modificar.
A diferencia del modelo analógico, las simulaciones tanto continuas como
directas son, básicamente, modelos matemáticos. Los modelos continuos
representan el sistema capaz de experimentar cambios uniformes en sus
características en el tiempo. El objetivo del modelo es graficar las variaciones
simultaneas (continuas) de las diferentes características con el tiempo.
En los modelos directo, se simula un sistema observándolo únicamente en
puntos seleccionados en el tiempo. En estos puntos coinciden con la
ocurrencia de ciertos eventos cruciales para efectuar cambios en el
funcionamiento del sistema. Este es el tipo más común de simulación. (Taha,
H., 1985:91).
85
Simulador Pro/II
Ojeda (2008:36), señala que este programa de simulación realiza balances
de masa y energía rigurosos para una amplia gama de procesos químicos.
Desde separaciones petrolera/gas hasta destilaciones reactivas. Pro/II es un
recurso que permite trabajar con los resultados en aplicaciones de Windows.
Entre las industriales consideradas en el paquete están procesamiento de
petróleo/gas natural, la refinación, petroquímica, química, polímetros,
farmacéutica, entre otras. Utilizando el programa es posible diseñar nuevos
procesos, evaluar y optimizar configuraciones de plantas ya existentes, realizar
y validar estudios ambientales, solucionar problemas de procesos, entre otros.
Entre las operaciones unitarias disponibles están la vaporización
instantánea, compresores, expensares, bombas, tuberías, mezcladores, varios
modelos de destilación, absorción, intercambiadores de calor, reactores,
modelos polímeros y modelos para sólidos.
Su base de datos es de más de 17000 compuestos puros y más de 1900
compuestos electrolitos, así como data para sólidos, listas de propiedades de
cada compuesto, entre otros. Presenta diversos modelos termodinámicos para
realizar los cálculos de interface en las operaciones.
Equipos comunes en un sistema de inyección de pentano
Bombas
Según Pernía (2005:65), las bombas son máquinas hidráulicas que se
utilizan para incrementar la presión de un fluido en fase liquida (fluidos
incompresibles), generalmente con el propósito de aumentar la presión y
transporte del fluido. Existen diferentes tipos de bombas; rotativas y de
desplazamiento positivo. Para el procesamiento de gas natural, las bombas
86
que más se utilizan son las centrifugas y de desplazamiento positivo; sin
embargo, un 70 % de las bombas industriales son centrifugas. En la figura
N° 21 se muestra una bomba centrifuga industrial.
Figura 21. Bomba centrifuga industrial.
Fuente: Gould Pumps (2008).
Intercambiadores de calor
La función básica de los intercambiadores de calor es la transferencia de
energía térmica entre dos o más fluidos a diferentes temperaturas .El calor fluyen,
como resultado del gradiente de temperatura desde el fluido caliente hacia el frío a
través de una pared de separación la cual se le denomina superficie o área de
transferencia de calor. Es decir, no existe fuente de energía térmica en un
intercambiador calor. Por otro lado si los fluidos son inmiscibles, el área física de
transferencia de calor puedes ser eliminada, y la interfase formada entre los
fluidos puede servir como área de transferencia de calor. (PDVSA MDP-05-E-
01,2000:8)
87
En resumen, las funciones típicas de un intercambiador de calor en los
procesos industriales son las siguientes:
1. Recuperación de calor
La corriente fría recupera parte del calor contenido en la corriente caliente. Es
decir, calentamiento y enfriamiento de las corrientes involucradas, las cuales
fluyen simultáneamente en ambos lados del área de transferencia de calor.
2. Evaporación
Una de las corrientes involucradas en el intercambio de calor cambia de fase
líquida a vapor.
3. Condensación
Una de las corrientes involucradas en el intercambio de calor cambia de fase
vapor a fase líquida (. PDVSAM DP-05-E-012,0 00:9)
Intercambiadores de calor eléctricos
El fabricante y proveedor Exheat (2012), explica que los calentadores
eléctricos con brida o tapón (racor roscado) instalados en una botella presurizada
con o sin aislamiento, se denominan calentadores de procesamiento o
intercambiadores de calor eléctricos y se realizan para responder a las más
variadas aplicaciones industriales en ámbito de calefacción de líquidos, aire o
gases. Este tipo de calentadores garantiza óptimas prestaciones y eficiencia para
mantener la temperatura de consistentes volúmenes de fluidos en circulación
forzada: agua, aceites industriales (combustible, térmico), gas y aire. Los
elementos calefactores que componen el haz tubular pueden plegarse en forma de
“U” o con doble vuelta.
Estos calentadores pueden instalarse en posición horizontal o vertical, para el
calentamiento por contacto directo de fluidos destinados a los más variados
empleos en los principales sectores industriales. Estos productos son la mejor
solución para el calentamiento de líquidos en convección forzada, porque constan
88
de resistencias eléctricas blindadas que se aplican en contacto directo con el
líquido a calentar.
El intercambio térmico es garantizado por el uso de tabiques diseñados
especialmente para aprovechar al máximo el calor producido por las resistencias
eléctricas. El uso de materiales de primera calidad en nuestro ciclo de producción
hace que nuestros calentadores eléctricos de procesamiento puedan llegar a
alcanzar altas temperaturas de funcionamiento y una vida útil de mediana-larga
duración.
Aplicaciones
Estos calentadores garantizan un óptimo intercambio térmico incluso en muy
poco espacio, a la vez que controlan con gran precisión la temperatura del líquido
en salida, sobre todo si la potencia es gobernada por un sistema de control SCR
(Solid Control Relais).
Para diseñar un eficiente calentador eléctrico para inmersión con brida es
necesario conocer los siguientes parámetros técnicos:
Lugar/Ambiente de instalación (seguro o en atmósfera explosiva)
Dimensiones máximas de la resistencia + la manta térmica
tanque/cuba que deberá contener el calentador
Tipo de fluido a calentar (detallar sus características físicas, químicas
y termodinámicas)
Temperatura y presión de funcionamiento
Temperatura y presión de proyecto
Caudal del fluido en Nm3/h
La temperatura superficial de los elementos instalados en la batería depende
de la temperatura del aire en salida y de la densidad superficial (W/cm²), así como
89
del tipo y caudal del fluido (aire o gas) en metros por segundo (m/s. Para
garantizar la idoneidad de estos productos a la instalación en ambientes con
peligro de deflagración, las conexiones eléctricas están protegidas por una o
varias cubiertas o tapas herméticas especiales para atmósferas explosivas.
Los elementos calefactores blindados instalados en estos calentadores
especiales han sido diseñados y colocados con una disposición especial para
optimizar el intercambio térmico. La temperatura superficial de los elementos
depende de la temperatura del aire de salida necesaria para la aplicación
específica y de la carga superficial admitida por la misma (W / cm²), así como,
naturalmente, del tipo de fluido a calentar y de su caudal, medido en metros por
segundo (m/s) o en metros cúbicos por hora (m3/h).
La tapa de las conexiones eléctricas es la zona del calentador más sometida a
la acción de la aplicación peligrosa. Cada intercambiador de calor eléctrico de este
tipo puede tener una o varias tapas de conexiones antideflagrantes homologadas
ATEX, o sea aptas al uso en atmósferas explosivas.
Estamos en condiciones de fabricar calentadores de procesamiento con tapa
de conexiones antideflagrante homologada ATEX (certificada para el uso en
atmósferas explosivas, Zona 1 y 2 – II2G/D ATEX), dotadas de la marca CE y
realizadas de conformidad con las recientes normativas CEI y CENELEC. Esta
tipología de calentadores eléctricos se fabrica con materiales de excelente calidad,
como el acero al carbono y el acero inoxidable AISI-304, AISI-321, AISI-316 e
Incoloy 800 (tubo de los elementos calefactores) y el acero galvanizado (FeZn) o
el acero inoxidable AISI-304/316 (estructura o chásis de contención de los
elementos y tapa de protección de los contactos eléctricos IP65-IP66, así como las
90
entradas tipo NPT o GAS de alimentación de las etapas de potencia y de los
dispositivos de regulación térmica.
Usos más comunes
Calentamiento de líquidos en convección forzada (aire, aceite, agua, aceite
diatérmico, gasóleo) en atmósfera segura (no ATEX)
Calentamiento de líquidos en convección forzada (biogas, metano, gases
de procesamiento)
Instalaciones de regeneración de gas
Instalación de recuperación de gases peligrosos
Torres de refrigeración para uso en ambientes con o sin atmósfera
explosiva
Instalaciones petroquímicas
Plantas nucleares, refrigeración de reactores nucleares
Tubería
Es un conducto que cumple la función de transportar agua u otros fluidos. Se
suele elaborar con materiales muy diversos. Cuando el líquido transportado es
petróleo, se utiliza la denominación específica de oleoducto. Cuando el fluido
transportado es gas, se utiliza la denominación específica de gasoducto. También
es posible transportar mediante tubería o nada materiales que, si bien no son un
fluido, se adecúan a este sistema: hormigón, cemento, cereales, documentos
encapsulados, entre otros. (www.es.wikipedia.org/wiki/Tuberia,2012)
Consideraciones para dimensionamiento de tubería
Según el manual de PDVSA 90616.1.024 (1993), presenta las siguientes
generalidades sobre el dimensionamiento de tuberías:
91
1. El espesor de tubería es usualmente un factor insignificante en la
selección de diámetros de tuberías para procesos en planta. La excepción
puede presentarse cuando dimensionen líneas de diámetros pequeños o de
alta presión. Cuando el espesor sea importante, refiérase a los códigos
pertinentes de tubería para más detalles.
2. La fórmula de Darcy–Wiesbach usada con los factores de fricción de
Moody y un valor preciso de rugosidad absoluta, se considera la expresión más
fundamental para el cálculo de pérdida de presión para el flujo de líquidos y
gases en tuberías. El uso de las fórmulas de Panhandle o Weymouth, para
calcular la pérdida total de presión de tubería para gases, es a la vez más
conveniente y de igual precisión que la fórmula de Darcy–Wiesbach, para
pérdidas de presión que excedan el diez por ciento de la presión de entrada.
3. La selección del diámetro de una tubería para una situación
específica de proceso resulta de un balance económico. Una tubería de gran
diámetro requiere mayor inversión de dinero pero a su vez abarata los costos
de bombeo y viceversa. Los tramos cortos de tubería de planta no proporcionan
la misma posibilidad de balance económico. En este caso, la selección se basa
en experiencias anteriores de caída de presión y velocidad lineal en tuberías.
4. La experiencia indica que un importante límite superior de velocidad
en tuberías de proceso, es la llamada “velocidad de erosión”, que equivale
presumiblemente a una velocidad por encima de la cual ocurriría una erosión
excesiva, con el peligro de que la tubería falle en las tes, codos, entre otros.
92
Los efectos erosivos se mencionan en la literatura; pero el mecanismo nunca
se describe. Existe una corrosión por velocidad inducida (Kern); pero ésta no
corresponde al tipo de erosión sobreentendida en esta guía. Las partículas de
virutas, arena o afines podrían convertirse en agente de erosión. Mientras que en
el flujo bifásico las pequeñas gotas de líquido podrían ser las responsables.
Independientemente del mecanismo, no cabe duda de que el fenómeno es real.
Las recomendaciones para limitar las velocidades erosivas son pocas y
carecen de fundamento experimental. La recomendación se basa en una fórmula
presentada varias veces en la literatura, además de la experiencia general de que
no se han producido accidentes catastróficos causados por su aplicación. Cuando
la limitación de ruido sea una consideración importante, se recomiendan
velocidades comprendidas entre 50 y 60% de la velocidad de erosión.
5. Seleccione siempre tuberías con un diámetro de fácil disponibilidad.
No escoja por ejemplo, tuberías de 2 1/2 o de 5 pulgadas.
6. El dimensionamiento de líneas debe basarse en el uso de tuberías
de acero limpio. El ingeniero debe estar alerta de las condiciones inusuales que
requieran de un juicio en la selección de los factores de rugosidad absoluta.
El dimensionamiento de tuberías para líquidos debe satisfacer los siguientes
requerimientos:
Tabla 2. Caídas de presión recomendadas.
93
Fuente: PDVSA (1993).
Una referencia de conveniente aplicación en caída de presión de línea, es el
libro de Datos Hidráulicos de Cameron. Este libro contiene tablas para agua y
líquidos misceláneos. Las tablas para agua listan gpm, velocidad en pies/s y la
pérdida de carga hidrostática en pies de agua/100 pies de tubería para varios
diámetros de tubería. Las tabulaciones están basadas en agua a temperatura de
60F. a 212F, la pérdida de carga hidrostática puede ser hasta 20% menos que
los valores tabulados.
Las tablas de líquidos misceláneos listan gpm, bhp y pérdida de carga
hidrostática en pies de líquido por 1.000 pies de tubería para líquidos de varias
viscosidades en centistokes o SSU. La tabla de Kern puede usarse como guía de
calibración de líquido. Su uso debe limitarse a efectuar estimados preliminares de
diámetros de tuberías.
Tabla 3. Velocidades típicas de líquidos en tuberías de acero (KERN).
94
Fuente: PDVSA (1993).
Definición de términos básicos.
Adsorción: es un proceso por el cual átomos, iones o moléculas son
atrapados o retenidos en la superficie de un material, en contraposición a la
absorción, que es un fenómeno de volumen. Martínez (1995)
Alcalina: se denominan así el medio que contiene más iones hidroxilos que el
agua pura o las sustancias que disueltas dan una reacción alcalina frente a los
indicadores. Se aplica este nombre a un grupo de metales que ocupan la primera
columna del sistema periódico. Hidroxilo es un radical monovalente -OH, derivado
del agua. Martínez (1995)
Alcano: nombre genérico de los hidrocarburos saturados de la serie
parafínica. Martínez (1995).
ASME: Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. Es una asociación
profesional, que además ha generado un código de diseño, construcción,
inspección y pruebas para equipos, entre otros, calderas y recipientes a presión.
95
Este código tiene aceptación mundial y es usado en todo el mundo.
(http://www.asme.org/).
Capilar: se aplica a los tubos muy angostos, comparables al cabello. Dícese
de los fenómenos producidos por la capilaridad. Martínez (1995)
Capilaridad: es una propiedad de los fluidos que depende de su tensión
superficial la cual, a su vez, depende de la cohesión del líquido y que le confiere la
capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.
(http://es.wikipedia.org/wiki/Capilaridad).
Connata: no es otra cosa más que el agua que quedó atrapada en los
intersticios (los intersticios vienen a ser los espacios huecos entre los granos de la
roca, poros, entre otros) de los sedimentos durante el proceso de depositación de
una cuenca. Sin embargo no debemos confundirla con el agua de formación o
agua intersticial.
Estrictamente hablando, el agua de formación o intersticial está compuesta por
el agua connata más el agua que migró a la formación después de que los
sedimentos se encontraban ya depositados, aunque muchas veces se suele
emplear prácticamente el término agua connata con el de agua de formación como
equivalentes.
(http://www.ingenieriadepetroleo.com/2010/05/agua-connata.html)
Cromatografía: ciencia que se encarga del análisis de los compuestos en
estado gaseoso, líquido o sólido, con el fin de determinar qué y cuánto hay en la
muestra de cada componente. Martínez (1995)
Histéresis: es la tendencia de un material a conservar una de sus
propiedades, en ausencia del estímulo que la ha generado. Podemos encontrar
diferentes manifestaciones de este fenómeno. Por extensión se aplica a
fenómenos que no dependen sólo de las circunstancias actuales, sino también de
cómo se ha llegado a esas circunstancias. (http://es.wikipedia.org/wiki/ Histéresis)
96
Isómero: aplícase a los cuerpos que presentan isomería y a aquellos que, con
igual composición química, tienen distintas propiedades físicas. Martínez (1995)
Microemulsion: son sistemas monofásico en los cuales el agua y el aceite se
hacen compatibles gracias a la adición de una mezcla anfifíla (son aquellas
moléculas que poseen un extremo hidrofílico o sea que es soluble en agua y otro
hidrófobo o sea que rechaza el agua), usualmente de una surfactante y un alcohol.
Salager (2009)
Miscibilidad: es un término usado en química que se refiere a la propiedad de
algunos líquidos para mezclarse en cualquier proporción, formando una solución
homogénea. Martínez (2005)
Mojabilidad: es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido
en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a
otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante
formará gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido.
(http://ingenieria-de yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/01)
Polímero: compuesto químico, natural o sintético, formado por polimerización
y que consiste esencialmente en unidades estructurales repetidas. Cuando el
número de unidades es pequeño recibe el nombre de oligómero y cuando son
gran número de ellas, el de alto polímero.
Nafta: mezcla de hidrocarburos incolora que, por lo general, se obtiene de las
partes más livianas del petróleo. Martínez (1995)
NPSH: es un acrónimo de net positive suction head, también conocido como
ANPA (altura neta positiva en la aspiración) y CNPA (carga neta positiva en
aspiración).Es la diferencia que existe entre la presión de entrada y el nivel inferior
97
de presión dentro de la bomba se denomina NPSH: Altura de aspiración positiva
neta. Por lo tanto, NPSH es una expresión de la pérdida de presión que tiene lugar
en el interior de la primera parte de la carcasa de la bomba.
(www.grundfos.com/BGE_Spain/lexica/HEA_NPSH.html)
Parafina: componente presente en los hidrocarburos en estado gaseoso, que
se condensa y se solidifica por efectos de la rugosidad de la tubería o por los
cambios de temperatura; tiene poca afinidad con el agua, con la que no se mezcla.
Derivado del petróleo. Martínez (1995)
Permeabilidad: es la medida de la facilidad con que una roca permite que los
fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado.Así como la
porosidad es la forma de medirla capacidad de almacenar fluidos en la roca
porosa, la permeabilidad regula la tasa a la cual los fluidos pueden ser producidos
o desplazados de este medio poroso. Mannucci (1999)
Porosidad: Espacios vacíos entre los granos, llamados poros, en los cuales
se pueden alojar fluidos como agua o petróleo o gas y además circular en este
espacio. “Porosidad” es la fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre
de material. Mannucci (1999)
Reología: Una definición más moderna expresa que la reología es la parte de
la física que estudia la relación entre el esfuerzo y la deformación en los
materiales que son capaces de fluir. (http://es.wikipedia.org/wiki/Reologia)
Salmuera: agua cargada de sal. Agua que sueltan las cosas saladas. Agua de
formación, con un contenido salino muy alto. Martínez (2005)
Solubilidad: es una medida de la capacidad de una determinada sustancia
para disolverse en otra. Puede expresarse en moles por litro, en gramos por litro, o
en porcentaje de soluto; en algunas condiciones se puede sobrepasarla,
98
denominándose a estas soluciones sobresaturadas. Diccionario océano práctico
de la lengua española (2002).
Solvente: que desata o resuelve. En química dícese de la sustancia que
puede disolver, es decir, que produce una mezcla homogénea con otra. Martínez
(2005)
Surfactante: son sustancias que influyen por medio de la tensión superficial
en la superficie de contacto entre dos fases (p.ej., dos líquidos insolubles uno en
otro). Martínez (2005)
Tensión interfacial: se llama tensión interfacial a la energía libre existente en
la zona de contacto de dos líquidos inmiscibles. Esta energía es consecuencia de
las tensiones superficiales de los dos líquidos, y evita que se emulsiones
espontáneamente.
(www.itescam.edu.mx/principal/sylabus/fpdb/recursos/r17017.DOC)
Tensión superficial: fuerza a la que está sometida la superficie de un líquido,
debido a la variación de fase que en ella se origina, con lo que se produce un
cambio en las uniones intermoleculares. Martínez (2005)
Viscosidad: es la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un
fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos
conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una
aproximación bastante buena para ciertas aplicaciones. Cengel (2003).
Sistema de variables
Variable: Recuperación mejorada de crudo pesado mediante inyección de
pentano.
Definición conceptual
99
El sistema de inyección de pentano:Según Paris (2001), se refiere al proceso
llevado a cabo para recuperar más petróleo del que se podría recuperar
empleando métodos de producción primaria o secundaria, logrando mejorar la
razón de movilidad, aumentar el número capilar , es decir ,menor saturación
residual de petróleo.
Definición operacional
Operacionalmente, se fundamenta con la base de un proceso de inyección de
pentano, con el objeto de complementar la energía natural presente en el
yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor. Además, el fluido
inyectado interactúa con el sistema roca/fluido, debido a mecanismos físicos
químicos, a fin de crear condiciones favorables para la recuperación del crudo
pesado.
Operacionalización de variables
Objetivo general:
Diseñar de un sistema de inyección de pentano para la recuperación mejorada
de crudo pesado en el yacimiento Bachaquero 01.
Cuadro 1. Operacionalización de la variable.
Objetivos
específicos
Variable Dimensiones Indicadores
100
Establecer las bases
y premisas de diseño del
sistema de inyección de
pentano para la
recuperación mejorada de
crudo pesado
Sistema de
inyección de
pentano
Bases y
premisas de
diseño.
Caracterización del crudo
pesado
Caudal
Parámetros operacionales
Condiciones de diseño
Temperatura
Presión
Diseñar los equipos
estáticos (intercambiador
y línea de proceso),
dinámicos (bombas) y
equipos dinámicos
(bombas) para el sistema
de inyección pentano
Equipos
estáticos y
dinámicos del
sistema de
inyección de
pentano
Equipos estáticos
Equipos dinámicos
Simular el proceso de
inyección de pentano
Simulación
del sistema de
inyección de
pentano
Equipos
Variables de operación
Analizar el método
recuperación mejorada de
crudo pesado mediante la
inyección pentano
Detallar el
método de
recuperación
mejorada de
Inyección de
pentano.
Características petrofísicas.
Secuencia.
101
Describir el
comportamiento futuro de
la producción con
inyección de pentano
Se describirá
el procedimiento
de cálculo para
predecir el
comportamiento
futuro de la
producción con
inyección de
pentano
Tasa producción de crudo
pesado con inyección de pentano
Fuente: Bravo y Quiroz (2012)
102
CAPÍTULO III
Marco Metodológico
3.1 Referentes Metodológico
La investigación es un proceso que está compuesto por una serie de etapas,
las cuales se derivan una de la otra. Por ello, al llevar a cabo un estudio o
investigación, el investigador debe conocer y definir las distintas maneras de
realizarla, tanto en contenido como en su estructura organizativa, para que de esta
forma la investigación resultante sea válida y confiable. (Bavaresco, 2003:12). Lo
que hace y condiciona una investigación es el procedimiento que se sigue al llevar
a cabo la misma; por ello en este capítulo se define el procedimiento para
desarrollar esta investigación con base a los objetivos planteados.
3.1.1 Tipo de investigación
El tipo de investigación se refiere al grado de profundidad con que se aborda
un objeto o fenómeno. Sabino (2002:28) define la investigación exploratoria como
"investigaciones que pretenden dar una visión general y solo aproximada de los
objetos de estudio. Este tipo de investigación se realiza especialmente cuando el
tema elegido ha sido poco explorado, cuando no hay suficientes estudios previos y
cuando aún, sobre él, es difícil formular hipótesis precisas o de cierta generalidad".
De manera que, según la definición anterior este trabajo de investigación es de
carácter exploratorio, ya que el mismo pretende dar una visión general sobre el
método de recuperación mejorada de petróleo pesado a través de la inyección
pentano con el objeto de incrementar la producción. Este tipo de diseño es
innovador, puesto que la mayoría de los yacimientos que se operan en el
occidente del país, es bajo la modalidad de inyección de gas lift y de vapor.
103
En concordancia los objetivos presentados en esta investigación es de tipo
comparativa debido a que” tiene como objetivo lograr la identificación de
diferencias o semejanzas con respecto a la aparición de un evento en dos o más
contextos “(Hurtado ,2006:30).
De la misma manera, Sabino (2002) define la investigación descriptiva como
aquella que "radica en describir algunas características fundamentales de
conjuntos homogéneos de fenómenos. Las investigaciones descriptivas utilizan
criterios sistemáticos que permiten poner de manifiesto la estructura o el
comportamiento de los fenómenos en estudio, proporcionando de ese modo
información sistemática y comparable con la de otras fuentes". Según Arias
(1999:46) "los estudios descriptivos miden de forma independiente las variables, y
aun cuando no se formulen hipótesis, las primeras aparecerán enunciadas en los
objetivos de la investigación".
Por tal motivo, este trabajo de investigación es también de tipo descriptivo,
porque permitirá poner de manifiesto el comportamiento de del método de
inyección de pentano en la recuperación mejorada del petróleo, haciéndola de
esta manera comparable con el método que se aplica en la actualidad de
inyección de vapor.
Así mismo Hurtado (2012) también considera que en una investigación
analítica se pretende encontrar pautas de relación interna en un evento, a fin de
llegar a un conocimiento más profundo de dicho evento, que la simple descripción;
intenta identificar las sinergias o los aspectos menos evidentes de los eventos
analizados. En algunos casos se manifiesta como contrastación de un evento con
otro, o la medida en que un evento contiene o se ajusta a ciertos criterios, por
ejemplo, un ser con un deber ser, o una situación práctica con unos criterios
104
teóricos. De acuerdo con ello este estudio se perfila como una investigación
analítica como puede inferirse del hecho de que el método de recuperación
mejorada de crudo pesado mediante inyección de pentano se tratará
individualmente a fin de contrastar con otros métodos de recuperación no
convencionales. Derivándose de ello un conocimiento más general que permita al
investigador evaluar la veracidad y aplicabilidad del modelo teórico.
Por otro lado, Hurtado (2001:312) define la investigación proyectiva como
aquella que consiste en la elaboración de una propuesta o modelo orientado a dar
solución a un problema o necesidad de tipo práctico, ya sea para un grupo social o
de una institución, así Como en un área particular del conocimiento, partiendo de
un diagnóstico preciso de las necesidades del momento, los procesos causales
involucrados y las tendencias futuras.
3.1.2 Diseño de la investigación
Según Sampieri y otros (2001:78), “el diseño se refiere al plan o
estrategia concebida para obtener la información que se desea. El diseño
señala al investigador lo que debe hacer para alcanzar sus objetivos de
estudio y para contestar las interrogantes de conocimiento que se ha
planteado”. Hurtado (2002:15) consideran que es el “Conjunto de decisiones,
pasos, esquema y actividades a realizar en el curso de la investigación."
Por lo tanto, Sampieri y otros (2001:65) explican que los diseños cuasi
experimental de investigación ,debido a que según es donde manipulan
deliberadamente, al menos, una variable independiente para observar su efecto y
relación con una o más variables dependientes, solo que difieren de los
experimentos “verdaderos” en el grado de confiabilidad que se pueda obtener en
105
los resultados”. Por tal motivo, la actual investigación es de tipo experimental
ya que se manipulan variables estudiadas.
De igual manera , es necesario precisar que esta investigación es de campo,
que según Arias (1999:28) señala que una investigación de campo consiste en
la recolección de datos de los sujetos investigados, o de la realidad donde
ocurren los hechos (datos primarios), sin manipular o controlar variable
alguna.”
Por los objetivos indicados en la actual investigación desarrollada se
considera de éste tipo ; ya que se pretende establecer una interacción entre
los objetivos y la realidad de la situación del campo, observar y recolectar
los datos directamente de la realidad, en su situación natural.
Siguiendo el mismo orden de ideas, es necesario precisar que esta
investigación es de tipo documental, según Hurtado (2002:17) “el estudio de
problemas con el propósito de ampliar y profundizar el conocimiento de su
naturaleza, con apoyo, principalmente, en trabajos previos, información y
datos divulgadas por medios impresos, audiovisuales o electrónicos”. La
originalidad del estudio se reflejará en el enfoque, criterios,
conceptualizaciones, reflexiones, conclusiones, recomendaciones y, en
general, en el pensamiento del estudiante.
La atribución de que esta investigación es de tipo documental, por
motivo del apoyo en fuentes de carácter documental en estricto sentido
bibliográfico, basado en la consulta de libros, en artículos o ensayos de
revistas y periódicos.
106
3.1.3 Población y Muestra
Población
Según Chávez (2004:52), “La población de un estudio es el universo de la
investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados. Está
constituida por características o estratos que le permiten distinguir los sujetos,
unos de otros”. Partiendo de esta definición, la población de esta investigación
está conformada por estaciones de Flujo, Múltiples de gas, y líneas del Distrito
Tía Juana que está conformado por las Unidades de Explotación Tierra Este
Pesado, Rosa Mediano, Tía Juana Lago y Lagunillas Lago; abarca una
extensión de 1.859 Km2. Esto representa un total de 8.492 pozos activos, para
los que cuenta con 221 estaciones de flujo, 13 plantas de gas, 18 plantas de vapor
y 10 plantas eléctricas.
La población es finita, además de acuerdo a su función se considera como
objetiva debido a que se tiene acceso a cada una de las instalaciones que
conforman la población de estudio.
Muestra
Chávez, (2004:52) expresa que “La muestra es una porción
representativa de la población, que permite generalizar sobre ésta, los
resultados de una investigación. Su propósito básico es extraer información que
resulta imposible estudiar en la población, porque esta incluye la totalidad”.
Este análisis se efectuará en el yacimiento Bachaquero 01, Macolla N° 4. LL-
97, perteneciente a la unidad de explotación Lagunillas Lago, Distrito Lago Norte,
ubicada en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, Estado Zulia.
107
3.1.4 Técnicas e instrumentos de recolección de datos
“Las técnicas de investigación son medios que utiliza el investigador para
medir el comportamiento o atributos de las variables. Entre estos se pueden
mencionar: los cuestionarios, las entrevistas y escalas de clasificación, entre
otros”. (Chávez, 2004:79).
Las técnicas de recolección de datos aseguran la fluencia de la
información ya que ellos nos conllevan a la toma de parámetros y de
normativas a seguir en el alcance del conocimiento. “La recolección se
efectúa sólo como una consecuencia de la necesidad de encontrar los datos
requeridos para su comprobación empírica” (Méndez, 2001:36). “La
investigación no tiene significado sin las técnicas de recolección de datos.
Éstas técnicas conducen a la verificación del problema planteado. Cada tipo de
investigación determinará las técnicas a utilizar y cada técnica establece sus
herramientas, instrumentos o medios que serán empleados” (Bavaresco, 2003:33).
En este trabajo se aplicó una variedad de técnicas de recolección de
datos con el fin de cumplir con cada uno de los objetivos planteados. Las
fuentes de recolección de datos utilizados en este diseño y sus implicaciones
pueden clasificarse según su procedencia de la siguiente manera:
Observación directa: esta técnica se aplica para la verificación en
persona del problema, predecir las características y datos que se
sistematizaran en la investigación haciendo énfasis en la percepción
sensorial, aumentando las probabilidades de datos exactos, es decir objetivos
y comprobables. Bavaresco (2003:54) “las observaciones se pueden
considerar como la técnica de mayor importancia, por cuanto es la que conecta
108
al investigador con la realidad, es decir al sujeto con el objeto o problema que se
está estudiando.
Entrevistas no estructuradas: Tamayo (2009:19) se expresa de esta técnica
como “la relación directa establecida entre el investigador y su objeto de estudio a
través de individuos o grupos con el fin de obtener testimonios orales”. Las
entrevistas no estructuradas fueron realizadas a los ingenieros; José Manuel
Rodríguez, Nerio Ferrer, Carlos Colmenares, Gilberto Arguellos y Joan Córdova.
Revisión bibliográfica o documental: Bavaresco (2003:54) afirma “esta
técnica tiene su apoyo en los distintos tipos de notas de contenido,
información general, resumen, paráfrasis, comentarios o confrontación directa
(textual o literal) mixta y cruzada así como la técnica de cita de pie de página y en
la bibliografía final del trabajo de investigación”.
El estudio aborda esta técnica de gran importancia para el desarrollo de la
investigación aplicada, puesto que es una buena fuente de recolección de datos a
través de esta vía, nos garantiza la optimización de la teoría analizada para
la resolución de problemas prácticos que involucran dichas investigación.
Durante la realización de la presente investigación se hizo uso de la
siguiente herramienta computacional:
Software de procesos PROII
Es un software que facilitan el cálculo y análisis de un proceso. Es un son
simulador estático, es decir que básicamente solo se enfocan en balances
de masa y energía sin involucrar un cambio espacial de las condiciones y
109
variables del sistema, pero vale decir que también existen simuladores
dinámicos en los que las variables cambian a través del tiempo, son muy precisos,
pero generalmente solo se utilizan en el ámbito científico y de investigación.
3.2 Procedimiento
A fin de cumplir con los objetivos planteados en esta investigación. Se
presenta el procedimiento seguido para el desarrollo de la misma.
Objetivo 1: Establecer las bases y premisas de diseño del sistema de
inyección de pentano para la recuperación mejorada de crudo pesado.
Se definieron las variables implicadas en el diseño del sistema la inyección de
pentano y se establecieron los parámetros adecuados para la inyección del fluido
en el yacimiento.
Objetivo 2: Diseñar los equipos estáticos (intercambiador y línea de proceso) y
equipos dinámicos (bombas) para el sistema de inyección pentano.
Se diseñaron los equipos estáticos y dinámicos.
Objetivo 3: Simular el proceso de inyección de pentano.
Se simuló el proceso de inyección de pentano hasta el pozo inyector del el
yacimiento bachaquero 01.
Objetivo 4: Analizar el método recuperación mejorada de crudo pesado
mediante la inyección pentano
Se analizó paso a paso el comportamiento de los fluidos (crudo-pentano) a lo
largo del proceso de recuperación mejorada.
Objetivo 5: Describir el comportamiento futuro de la producción con inyección
de pentano
Se describe el procedimiento de cálculo para predecir el comportamiento de la
tasa de producción de petróleo, al iniciarse la inyección de pentano.
110
CAPÍTULO IV
4.1 Presentación y Análisis de los Resultados
A continuación se discuten y analizan los resultados obtenidos en la presente
investigación para dar respuesta a los objetivos planteados en el problema
fundamentado en el marco teórico y desarrollado de acuerdo al procedimiento de
la investigación.
En relación con el objetivo 1 de establecer las bases y premisas de diseño, se
tiene que las condiciones operaciones para el diseño de un sistema de
recuperación mejorada de crudo pesado mediante la inyección de pentano son las
siguientes.
1. Alimentación al pozo inyector
Caudal de alimentación al pozo inyector
Un caudal 1371 barriles por día de pentano (equivalente 40
galones/minutos, gpm), proveniente de un tanque de almacenamiento de
pentano, el cual es alimentado por una torre desbutanizadora del proyecto del
Complejo Criogénico del Occidente C.C.O.
Presión y temperatura:
El flujo alimentación al pozo inyector proviene de una serie de procesos
previos como lo son; endulzamiento, deshidratación, extracción criogénica,
desestatización de LGN y fraccionamiento, con el fin de adecuarlo a las
condiciones requeridas. Por tal motivo, para el diseño del sistema de
recuperación mejorada de crudo pesado, se determinó que la presión y
temperatura del recipiente de almacenamiento, es de 94.7 psia a
111
temperatura de 90ºF, representado las condiciones de proceso a la succión
de la bomba.
Intercambiadores de calor: según Campbell (2003:378), las caídas de
presión en las corrientes de proceso son de 10 lpca y las temperaturas de
salida tienen que ser mínimo 10ºF menos que la temperatura más alta de
entrada. Para el caso de los calentadores laterales y el enfriador atmosférico,
las caídas de presión son de 5 lpca. En este caso de estudio se colocaran un
calentador para incrementar la temperatura del pentano hasta 300°F, ya que el
modelo más general y ajustado a la realidad considera que la inyección de
solventes se hace paralelamente a su calentamiento.
Bombas: En este sentido, se instalaran para incrementar la presión del
pentano hasta 1750 psia, colocando 2 bombas reciprocante multi-etapas en
paralelo (1 bomba de respaldo) con una eficiencia en el orden del 65%.
Tuberías: En cuanto, a la tubería solo se conoce que la distancia desde la
torre hasta el punto de inyección es de 28 kilómetros, por cual se seleccionara el
diámetro adecuado, considerando la velocidad recomendada por PDVSA, para
evitar erosión mecánica.
2. Datos del yacimiento Bachaquero 01
Para ilustrar la aplicación de la teoría del proceso evaluado en este trabajo, el
yacimiento Bachaquero-01 pertenece a la Unidad de Explotación Lagunillas Lago,
Distrito Lago Norte, ubicado en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, Estado
Zulia, tal como se presenta en la figura 22.
112
Figura 22. Mapa de Ubicación Geográfica del yacimiento Bachaquero-01.
Fuente: PDVSA (2006)
La columna estratigráfica de edad Mioceno contiene tres formaciones: La
Rosa, Lagunillas e Isnotú. La formación Lagunillas es dividida en tres miembros:
Lagunillas Inferior, Laguna, y Bachaquero, de la más profunda a la más somera. El
miembro Bachaquero consiste principalmente en depósitos fluviales que alternan
con arenas de ambiente de inundación.
Este miembro es subdividido en nueve intervalos del más profundo al más
somero: AA, BB, CC, DD, EE, FF, GG,HH, AP (Principal de Arena), se
seleccionaron los pozos horizontales perforados y completados en el intervalo AP,
la arenisca menos profunda, tal como se muestra en la figura 23, donde se
muestra la columna estratigráfica estándar de edad Mioceno.
113
Figura 23. Columna estratigráfica del Mioceno.
Fuente: PDVSA (2006)
114
Se dispone de la siguiente data de las características petrofísicas de la roca y
de los fluidos presentes en el yacimiento Bachaquero-01:
Tabla 4. Características petrofísicas de la roca y de los fluidos presentes en el Yacimiento
Bachaquero-01.
Presión promedia
Espesor de arena neto:
Gradiente de fractura
Saturación inicial de petróleo:
Saturación inicial de agua:
Gravedad del petróleo:
Permeabilidad:
Porosidad:
Fracción molar de H2S:
Fracción molar de CO2:
Fracción molar del N2:
Presión inicial:
Presión de burbuja:
Arcillosidad:
Gravedad específica del gas:
Khob :
Mob:
Calor especifico de la roca:
Densidad de roca:
Temperatura yacimiento:
Saturación de agua irreducible:
Saturación de agua actual:
Saturación de petróleo actual:
Saturación de gas actual:
860
120
0.60
85
15
12
2200
30
0.0025
0.0348
0.0000311
1400
1319
22
0.72
0.9743
31.6
0.1917
166
128
16
20
75
5
Lpc
Pie
Lpc/Pie
%
%
°API
mD
%
Adimen.
Adimen.
Adimen.
Lpc
Lpc
%
Adimen
Btu/hr Pie °F
Btu/Pie3°F
Btu/Lb °F
Lb/Pie3
°F
%
%
%
115
Fuente: PDVSA (2006).
De igual forma, en cuanto a las características mecánicas y de completación
del pozo inyector y de los pozos productores se pueden señalar lo siguiente:
Datos del pozo inyector
Tabla 5. Datos del pozo inyector del yacimiento Bachaquero 01.
Profundidad pozo inyector:
Radio de pozo inyector:
Números de pozos vecinos
Distancia entre los pozos vecinos
Longitud horizontal del pozo inyector:
Longitud de tubería del pozo inyector
Diámetro del hoyo pozo inyector:
Diámetro interno de la tubería de inyección.
2526
0.5104
5
1524
1000
2180
6.125
2.441
Pies
Pies
Adim
Pies
Pies
Pies
Pulg.
Pulg.
Fuente: PDVSA (2006).
116
Datos de los pozos productores
Tabla 6. Datos del pozo inyector del yacimiento Bachaquero 01.
Tasa producción de petróleo:
Tasa total producción de gas:
Presión de fondo fluyente:
Presión de inyección de pentano:
Tasa de inyección de pentano/ Pozo:
Radio del pozo productor:
Longitud horizontal del pozo productor:
Profundidad de los pozos productores
Temperatura de inyección de pentano
240
219000
350
1617
1371
0.5104
1000
2486
300
BN/día
PCN/día
Lpc
Lpc
BN/día
Pie
Pie
Pie
°F
Fuente: PDVSA (2006).
Con respecto al 2 objetivo de diseñar los equipos estáticos (intercambiador y
líneas de proceso) y seleccionar los equipos dinámicos (bombas) para el sistema
de inyección pentano al yacimiento Bachaquero 01, se presentará a continuación
una breve descripción de los equipos a diseñar o a seleccionar, según sea el caso,
el procedimiento de cálculo para el dimensionamiento de los equipos estáticos,
dinámico y los parámetros y metodologías según las cuales se realiza la selección
de los equipos dinámicos.
117
Diseño de equipos estático
Los equipos estáticos del sistema de inyección de pentano están
comprendidos por: el intercambiador de calor (calentador) y línea de proceso. Por
tal motivo, se presenta a continuación el dimensionamiento básico de estos
equipos.
Tubería de proceso
En cuanto al dimensionamiento de la tubería de proceso se utilizó la tabla de
Kern (Tabla N°3), la cual se hizo referencia en las bases teóricas, esta permite
efectuar estimados preliminares de diámetros de tubería
La tabla anterior indica las velocidades recomendadas en función del servicio
y el diámetro de tubería, considerando que no se tiene información del diámetro,
118
se utilizaran las tablas hidráulicas de Cameron, las cuales permiten conocer
tentativamente el diámetro. Para el servicio exigido es la opción cabezal de
descarga (largo), ya que la tubería contemplada es desde la descarga de bomba
hasta el punto de inyección. Aunque las tablas utilizadas están basada en agua
líquida, en la mejor referencia para la cálculos preliminares.
En función del flujo de 1371 barriles/día que son equivalente a 40 galones por
minutos (gpm), asumiendo una tubería de 2 pulgadas, schedule 80 por la alta
presión a manejar, teniendo como condición que la velocidad debe estar en un
rango entre 3 a 5 pies por segundos.
Tabla 7. Para determinar diámetro de tubería de 2 pulgadas.
119
Fuente: Cameron Hydraulic data (1984)
En la tabla 7, se puede apreciar que con caudal de 40 gpm y schedule 80, la
velocidad da 4.35 pies por segundo, cumpliendo con el rango de velocidad
recomendada que es entre 3 a 5 pies por segundo, pero es necesario verificar la
caída de presión óptima para conocer si es factible económicamente.
El cálculo de la caída de presión se puede hacer siguiendo el método sencillo
presentado por el Dr. John Campbell, el cual se desarrolla siguiendo los
procedimientos que se enuncian a continuación:
1) Cálculo de la caída de presión,
2) Diámetro de la tubería
3) Caudal.
Cada uno de los casos suponen conocidas las otras dos variables. A fin de
calcular los parámetros básicos, se utilizan tres gráficos; el primero de ellos se
relaciona con el factor de fricción de la tubería vs. El número de Reynolds (R ").
La ecuación genera entre los extremos de la tubería, expresada de la siguiente
manera:
P1ρ
+ X11
+V 1
2
2.gc+w=
P2
ρ+X2
1+V 2
2
2 . gc+∆ P , (8)
Se deduce a
120
∆ Pρ
+∆ X=∆ Pf , (9)
En la cual se ha considerado que no hay introducción de energía en el sistema
y que el caudal permanece constante.
El valor de ∆ P f se define con la ecuación de Fanning:
∆ P f=2. f . L. ρ .V 2
gc . D (10)
De donde
∆ Pρ
=∆ Pf
ρ−∆ x –
(11)
O
P2−P1
ρ=−2. f . L .V 2
gC . D+∆ x (12)
Esta fórmula sirve para calcular la caída de presión en una tubería, donde no
se drena ni se agrega trabajo al sistema, siempre y cuando se pueda determinar el
factor de fricción (f). La aplicación del análisis adimensional a datos
121
experimentales demuestra que f es una función del número de Reynolds un
criterio adimensional representado en la forma que sigue:
Re=ρ .D .V
μ
(13)Re=
Q . ρ0,785.D. μ
(14)
La interrelación entre f y el número de Reynolds depende de la rugosidad de
la pared interna de la tubería y del tipo de flujo (laminar o turbulento).
El tipo de flujo se parte de que el número de Reynolds por debajo de 2.000 se
refiere a un flujo laminar y por encima de 4000,a un flujo turbulento. En la zona de
transición no se logran buenos resultados, pero el uso de un flujo turbulento da
respuestas más conservadoras.
Las ecuaciones para determinar el factor de fricción se clasifican de
la siguiente manera:
a) Cuando el número de Reynolds (Re)< 2.000, el factor de fricción (f )
corresponda un flujo laminar y se calcula con la siguiente fórmula:
f=16Re
(15)
Con flujo turbulento Re > 4.000) se debe utilizar la ecuación 16 para tuberías
lisas y la 17 para comerciales. Ambas expresiones se ofrecen a continuación:
122
f= 0,04
Re0,0104 (16)
f= 0,04
Re0,172 (17)
Aunque no hay criterios exactos para diferenciar una tubería lisa de una
comercial, la ecuación 17 puede emplearse en tuberías de 8" o menos, donde no
existan evidencias de corrosión o de formación de escamas.
Este caso se desarrollara a través de los siguientes datos previos y otros
calculados con el simulador de proceso PRO II; tubería de transferencia de 2
pulgadas (0.1666 pies), de 28 kilómetros de longitud (91863.5 pies), manejando
1371 barriles por días (0.0891 pies3/seg), cuya viscosidad es de 0.2144 cp,
densidad 38.4 lb/pies3 y una presión de salida 1750 psia.
El número de Reynolds:
Re=ρ .D .V
μ=
(38.4lb
pies3 ) .(2 pulg∗1 pie12 pulg ). (4.35
piesseg )
0.2144cp ,∗6.72∗10−4 lbmpie∗seg
≈193231
f= 0,04
Re0,172
= 0,04
1932310.172=0.004930
123
Caída de presión:
∆ P f=2. f . L. ρ .V 2
gc . D
∆ P f=2∗(0.004930)∗(91863.51)∗(38.4)∗(4.35)2
32.2∗(0.166)/1.44≈852 psi
Siendo la presión de salida real al final de la tubería de 852 psi, resultando una
mayor inversión económica en costos de bombeo, por lo que es más conveniente
colocar una tubería de mayor diámetro para evitar tanta caída de presión. Por
tanto se volverá intentar pero con diámetro mayor de tubería, seleccionándose 3
pulgadas.
Tabla N°8. Para determinar diámetro de tubería de 3 pulgadas.
124
Fuente: Cameron Hydraulic Data (1994)
Utilizando la metodología anterior se determinan las perdidas nuevamente
pero con un diámetro de tubería de 3 pulgadas.
El número de Reynolds será:
Re=(38.4
lb
pies3) .(3 pulg∗1 pie
12 pulg) .(1.94
piesseg
)
0.2144cp ,∗6.72∗10−4 lbmpie∗seg
≈129264
f= 0,04
Re0,172
= 0,04
1292640.172=0.005283
Caída de presión:
∆ P f=2. f . L. ρ .V 2
gc . D
∆ P f=2∗(0.005283)∗(91863.51)∗(38.4)∗(1.94)2
32.2∗(3 pulg∗1 pie12 pulg
)/1.44≈122 psi
125
En este ensayo, el diámetro escogido posee una velocidad de 1.94 pies por
segundo, estando fuera del rango recomendando, pero es más conveniente ya
que se invierte menos en costos de bombeo.
Bombas
Las bombas a diseñar tienen como función incrementar la presión del pentano
en fase líquida (incompresibles), generalmente con el propósito de aumentar la
presión y transporte del fluido. Por lo cual, se determinaran:
Determinar los cabezales de succión y descarga en la succión y
descarga.
Calcular el NPSH disponible del sistema.
Proceder a seleccionar la bomba de manuales de fabricantes, en
función del cabezal requerido y caudal.
Verificar que el NPSH disponible con el requerido por el fabricante.
Por tal motivo, se presenta a continuación el proceso de cálculo:
1.- CALCULO DE LA SUCCIÓN
Diámetro de tubería en la succión:
Las Tabla 2-5 del Manual de Ludwig recomienda velocidades comprendida
entre 0.5 ft−3 ft . Asumiendo una velocidad de 3 pies/seg para la succión.
Aplicando la ecuación de la continuidad:
126
Q=V∗A (18)
Dónde:
Q=Caudal .
V=Velocidad .
A=Área de Flujo .
A=QV
=0.08728
pies3
seg3 pies / seg
=0.029093 pies2
Seleccionando de la tabla 17-26 del GPSA (1997) una tubería 3” Schedule 80
con un diámetro interno Ø = 2.9 pulgadas.
Área de flujo = 0.04587 pies2
Debe recalcularse la velocidad:
Velocidad Real= QAreade Flujo
=0.08728
pies3
seg0.04587 pies2 =1.9027
piesseg
Perdidas por fricción en la tubería en la succión:
Las pérdidas de tuberías y accesorios: no se puede determinar por
qué no se posee isométrico.
Perdidas por velocidad en la succión:
127
hlv= V 2
2∗g (19)
hlv=¿¿
Es necesario calcular en cabezal o head requerido, para tal fin es preciso
determinar el cabezal de succión.
Estudio en el punto de la Succión:
Balance en la succión:
Tabla 9. Balance en la succión de la bomba.
Conversión
Presión 2.31∗Psγl
355.52 pies
Altura de liquido ---- ----
Perdidas en Tubería ---- ----
Perdidas en
accesorios
---- ----
Perdidas de
Velocidad
V 2
2∗g-0.0562 pies
Total cabezal de
Succión
355.4638 pies
Fuente: Bravo y Quiroz (2012)
128
El signo negativo indica que son perdidas.
Nota: Se le coloca signo positivo en la presión porque ayuda a la bomba a
proporcional la fuerza al fluido.
Diámetro de tubería en la descarga:
Las Tabla 2-5 del Manual de Ludwig recomienda velocidades comprendida
entre 0.4 ft−6 ft.Asumiendo una velocidad de 6 pies/seg para la descarga.
Áreade flujo=QV
=0.0891
piesseg
6 pies /seg=0.014850 pies2
Seleccionando de la tabla 17-26 del GPSA una tubería 2.067” Schedule 80
con un diámetro interno Ø = 2.375 pulgada.
Área de flujo = 0.02050 pies2
Debe recalcularse la velocidad:
Velocidad Real= QAreade Flujo
=0.0891
pies3
seg0.02050 pies2 =4.34
piesseg
Perdidas por fricción en la tubería en la descarga:
Las pérdidas de tuberías y accesorios: se determinaron en el objetivo 2,
del presente capitulo.
129
∆ P f=2. f . L. ρ .V 2
gc . D=122 psi=457.96 pies
Perdidas por velocidad en la descarga:
hlv=¿¿
Estudio en el punto de la descarga:
Balance en la descarga
Tabla 10. Balance en la descarga de la bomba.
Conversión
Presión 2.31∗Pdγl
-6569.0625 pies
Perdidas en
Tubería
----
-457.96 piesPerdidas en
accesorios
----
Perdidas de
Velocidad
V 2
2∗g-0.2924 pies
Total cabezal de
descarga
7027.3149 pies
130
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
*Nota: Se le coloca signo negativo tanto a la presión porque la bomba tiene que vencer la fuerza.
Es necesario comentar que si todos los signos son negativos, es como si fuese
todos los signos positivos, por lo tanto la suma algebraica se realizan como se
fuese de signos positivos.
Cabezal requerido:
Cabezal=Cabezal descarga−Cabezal succión
Cabezal=7027.3029 pies−355.4638 pies ≈6672 pies
Presión requerida de la bomba:
Puede obtenerse calculando la diferencia de presiones o transformando
el cabezal a psia.
Pd=❑L∗Head
2.31=0.6154∗6672 pies
2.31≈1778 psia (20)
Potencia requerida:
131
hyd hp=Q∗Head∗❑L
3960→GPSA (2004 )Caballode poder hidráulico (21)
En caudal tiene que esta expresado en galones/minuto para poder aplicar la
formula.
Potencia=40GPM∗6672 pies∗0.61543960
=41.47hp≈ 41.5hp
Considerando la eficiencia de bomba de aproximadamente de 65 %
Potencia real=Potencia idealEficiencia (22)
Potencia real=41.5hp0.65
=63.8hp≈64 hp
En conclusión, la bomba consume 64 Hp de potencia.
Calculo del NPSH disponible:
NPSH A=(PresionTanque−Presion deVaporγl )∗2.31−H s−
V 2
2∗g−∆ P f
(23)
NPSH A=( 94.7 psia−12.79 psia0.6154 )∗2.31−
(〖 1.9027 piesseg )〗
2
2∗32.2piesseg
2 −0.0562 pies
132
NPSH A=307.3495≈308 ft
El NPSHA disponible es de 308 pies.
Selección del tipo de bomba
La figura N°24 es una guía de selección que posee los tipos de bombas
disponibles para los servicios más comunes. El criterio de selección del tipo de
bomba está dado en función del caudal del fluido en galones por minuto y el
cabezal total del líquido en pies. Para la selección del tipo de bomba se usaron los
datos obtenidos de los cálculos del diseño de la bomba.
Los cálculos indican que tiene un cabezal de 6672 pies y un caudal de 40
gal/min de pentano, la bomba requerida para el servicio es de tipo reciprocante de
multietapas.
133
Figura 24. Guía para la selección del tipo de bomba.
Fuente: GPSA (2004)
Intercambiador de calor
El intercambiador de calor del sistema de inyección de pentano es un
calentador, cuya función es proporcionar la carga calorífica requerida, para
incrementar su temperatura desde 95°F hasta 300 °F, con el fin de disminuir la
viscosidad del petróleo pesado en el yacimiento.
Desde el punto de vista de facilidades de superficies e instalaciones no es
posible dimensionar un intercambiador de carcaza y tubos, los cuales son los más
134
convencionales para este tipo de aplicaciones de procesos. Entre las limitaciones
se puede mencionar que no hay existencia de corrientes calientes de procesos
circundantes en el área para interactuar a través del mecanismo de transferencia
de calor con el pentano. Ante la situación expuesta, se seleccionara un calentador
eléctrico de uso industrial de un fabricante comercial.
Algunos de los fabricantes comerciales más reconocidos en este ámbito y que
cumple con normativas sobre manejo de hidrocarburos y fabrican este tipo de
calentadores son EXHEAT®, CHROMALOX®, GE Oil & Gas; todos con amplia
experiencia en la fabricación de calentadores eléctricos. Sin embargo, el fabricante
que ofrece mayor información acerca de sus productos en su página web es
EXHEAT®.
Densidad de potencia
La densidad de potencia es representada por Watt/pulgada2 y es el flujo de
calor que emana de cada pulgada cuadrada del área de calentamiento efectiva
(superficie calentada) del elemento. Watt/pulgada2 = Vatios nominales ÷ área de
calentamiento efectiva. El área de calentamiento efectiva es el área de superficie
por pulgada lineal del calentador multiplicado por la longitud calentada.
Para elementos tubulares, la densidad de potencia se determina a través de
las siguientes fórmulas:
Áreade calentamiento efectiva=π x diámetro x longitud calentada
Guías de selección del calentador
135
Una vez que las necesidades totales de energía calorífica han sido
determinadas, la selección del tipo de calentador eléctrico se realiza tomando
como base tres criterios.
• Temperatura máxima del forro metálico del elemento.
• Material del forro metálico.
• Densidad de potencia máxima recomendada.
Temperatura máxima del forro metálico: La temperatura del forro metálico
de un elemente eléctrico debe ser limitada para prevenir daños al calentador y
proporcionar una vida razonable. Como es sabido, la temperatura máxima del
forro metálico del elemento de calentamiento está determinada por la temperatura
final de funcionamiento del proceso.
En aplicaciones de inmersión directa, la temperatura del forro metálico se
aproximará a la temperatura del medio calentado. En aplicaciones de calentadores
de fijación utilizados para el calentamiento de aire y gas, la temperatura de
operación del forro metálico puede ser estimada usando factores derivados de
esquemas y gráficos empíricos.
Material del forro metálico: El material del forro metálico del elemento es
seleccionado basado en la temperatura máxima permisible para el forro metálico,
el material que está siendo calentado y la resistencia a la corrosión necesaria.
Dependiendo de la construcción y el material del forro metálico, los elementos de
resistencia eléctrica recubiertos de metal operarán satisfactoriamente desde
temperaturas menores de –184 °C (–300 °F) (criogénico) hasta aproximadamente
815 °C (1500 °F). Los elementos de forros metálicos de cobre se usan
comúnmente para bajas temperaturas y el calentamiento de agua por inmersión
directa.
136
El acero se usa para aplicaciones de inmersión en aceite y calentadores tipo
tira. El acero inoxidable e INCOLOY® se usa para soluciones corrosivas,
calentamiento de aire o gas a alta temperatura y en calentadores de cartucho. La
tabla de abajo lista las temperaturas de funcionamiento máximas recomendadas
para materiales de forro metálico comunes (UL 1030):
Cobre 177 °C (350 °F)
Hierro 399 °C (750 °F)
Acero 399 °C (750 °F)
MONEL® 482 °C (900 °F)
Acero cromo 648 °C (1200 °F)
Inoxidable 300 648 °C (1200 °F)
INCOLOY® 870 °C (1600 °F)
INCONEL® 926 °C (1700 °F)
Densidad de potencia máxima recomendada: Algunos materiales como el
agua, aceites vegetales y baños de sal, pueden tolerar densidades de potencia del
forro metálico relativamente altas. Otros materiales, tales como aceites de petróleo
o jarabes de azúcar, necesitan bajas densidades de potencia. Estas soluciones
tienen alta viscosidad pobre conductividad térmica. Si la densidad de potencia es
muy alta, el material se carbonizará o sobrecalentará, lo que resultará en un daño
para el equipo de calentamiento o el material que se está calentando.
Usando los valores determinados en los criterios de selección, escoja el tipo
de calentador más apropiado para la aplicación. Por ejemplo, el agua puede
calentarse mediante inmersión directa, con calentadores de circulación o con
calentadores tipo tira o tubulares sujetados a las paredes del tanque. La elección
final del tipo de calentador implicará tomar las consideraciones del proceso,
apariencia, espacio disponible tanto interior como exterior, economía,
mantenimiento, entre otros.
137
A continuación se describen los procedimientos para seleccionar calentadores
para aplicaciones tipo fijación, calentamiento por inmersión en líquido,
calentamiento por inmersión en aceite, calentamiento de aire o gas y
calentamiento de platina o cartucho.
Aplicaciones de calentadores tubulares
El factor limitante en la mayoría de las aplicaciones de calentadores de
tubulares es la temperatura de operación del forro metálico del calentador. La
selección de los calentadores para aplicaciones de fijación necesita un análisis de
la máxima temperatura del forro metálico esperada basado en la temperatura
ambiente estimada y la temperatura del material que se está calentando. La figura
N°25 proporciona un método de cálculo de la temperatura para el forro metálico y
las densidades de potencia admisibles para calentadores tubulares para varias
temperaturas ambiente y rangos de potencia.
Figura 25. Potencia máximo de forro metálico de calentadores tubulares.
Fuente: Exheat (2012)
Ahora bien, el requisito del calentador eléctrico que se requiere es que debe
calentar el pentano desde 95 °F hasta 300 °F. El calentamiento será propiciado
138
por elementos eléctricos tubulares en el interior de una carcaza. Dado que el
material es tiene que calentado 300 °F, se deberá usar elementos de acero
(750°F) para el forro metálico, además que el material seleccionado es más
adecuado para aplicaciones con hidrocarburos.
La temperatura ambiente calculada (Tac) se determina por la siguiente fórmula:
T ac=(Temperaturadel forrometalico+Temperaturadelmaterial2 ) (24)
T ac=( 300 ° F+750 ° F2 )=525 ° F
De la figura N° 25 se obtiene que una temperatura del forro metálico máxima
de 399 °C (750°F) resulta en una temperatura ambiente promedio de 525°F.De las
curvas se extrae que la densidad de potencia permitida es de 5 Watt/pulgadas2.
Recomendaciones generales para aplicaciones de calentamiento de
líquidos.
Los valores del calentador de inmersión estándar de Chromalox cumplen con
las densidades de potencia sugeridas para calentamiento de propósito general. Se
obtendrá una vida útil más larga si se usa la densidad de potencia que
prácticamente sea más baja para cualquier aplicación dada.
Valores estándares
139
Calentadores de agua 45 - 75 Watt/pulgada2
Calentadores para soluciones corrosivas 20 - 23 Watt/pulgadas2
Calentadores de aceite (peso Ligero) 20 - 23 Watt/pulgada2
Calentadores de aceite (peso medio) 15 Watt/pulgadas2
Calentadores de aceite (peso pesado) 6 - 10 Watt/pulgadas2
Potencia en kilovatios
La ecuación mostrada abajo puede usarse para determinar los kilovatios
necesarios. La rata de flujo máxima del medio calentado, la temperatura mínima
en la entrada del calentador y la máxima temperatura de salida deseada, se usan
siempre en estos cálculos. Se recomienda un factor de protección del 20 % para
tolerar pérdidas de calor en el sistema de tuberías, variaciones de voltaje y
variaciones en la rata de flujo.
Q= F x Cpx ΔT x SF
3412BtukW
(25)
Dónde:
Q = Potencia en kilovatios
F = Rata de flujo en lbs/h
Cp = Calor específico en Btu/lb/°F
ΔT = Incremento de temperatura en °F
SF = Factor de protección
En nuestro caso de estudio se desea calentar 40 galones por minutos de
pentano desde 95°F hasta 300°F.
140
Pasó 1: Determine la rata de flujo en lbs/h. La densidad del pentano es de
5.267 lbs/gal.
40 gpm x 5.267 lbs/gal x 60 min = 12640.8 lbs/hr
Pasó 2: Calculo kilowatt:
Cp = Calor específico pentano = 0.54363 Btu/lb/°F (GPSA 2004)
Q=12640.8 lbs /hr x0.54363 x (300 ° F−95° F) x1.2
3412BtukW
≈ 496kW
A través del programa comercial de la compañía Exheat se seleccionó el
intercambiador de acuerdo a la densidad de potencia permitida de 5 W/pulgadas2.
Figura 26. Esquemáticos de los calentadores eléctricos.
Fuente: Exheat (2012).
141
Siendo el recomendado el calentador de área de proceso FP / BFP.
Características
Hasta 1000 kW (mayores puntuaciones obtiene mediante una combinación
de gabinetes) .
Certificación ATEX II 2 G / D.
Certificado Ex / 'd' AEx, Zona 1, Grupo Gas II A, B, C.
Certificado Clase l, División. 1, Grupo Gas A, B, C, D.
ATEX, IECEx, CSA.
Caja de bornes está certificada a prueba de mal tiempo IP66/67 o NEMA
tipo 4.
Las clases de temperatura T6 T1-(T450 ° C - T85 ° C).
Elementos sellados especialmente para evitar la entrada de humedad.
Los elementos se pueden reemplazar individualmente en el sitio sin
necesidad de herramientas especiales.
Adecuado y certificado para su uso en ambientes con altas. temperaturas,
por ejemplo en Oriente Medio.
Calentadores anticondensación equipado si es necesario.
Aplicaciones típicas
Gas combustible
Gas natural
Regeneración molecular tamiz
Gases industriales
Aceites para transferencia de calor
Agua
Petróleo crudo
Hidrocarburos líquidos
Medio de calentamiento
142
Con respecto al objetivo 3 de simular el proceso de inyección de pentano ,
se puede mencionar que el paquete comercial de simulación usado fue PRO II
versión 9.0. El simulador PRO II incluye en su base de datos las unidades de
proceso necesarias para el diseño del proceso de la planta de extracción, más
de 1700 compuestos puros y más de 1900 compuestos electrolíticos, listas de
propiedades de cada compuesto y diversos modelos termodinámicos para
realizar los cálculos de interfase en las operaciones. Con el fin de verificación
a través del simulador PRO II, el dimensionamiento de los equipos de procesos y
las condiciones del sistema de inyección de pentano desde superficie hasta el
pozo inyector en el yacimiento Bachaquero 01.
En este sentido, la metodología seguida para el desarrollo de la simulación se
detalla a continuación:
El simulador de procesos PRO II posee una herramienta conocida como PFD,
(Figura 27); la cual permite seleccionar las unidades de procesos necesarias para
realizar el diagrama de flujo de proceso de la simulación. Una vez seleccionadas y
ubicadas las unidades de proceso en el ambiente de simulación, se clickea en la
143
opción “Streams” del menú PFD, para colocar las corrientes de proceso que unirán
los equipos o unidades de proceso seleccionadas previamente.
Figura 27. Menú PFD para selección de unidades y corrientes de proceso.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Componentes del sistema
Para ello, como se muestra en la figura 28 se activó la opción “Component
Selection”, luego se hizo clic en “Select from Lists” y se adiciono al ambiente de
simulación el componente necesario para la corrida del proceso de bombeo.
144
Figura 28. Selección de componente.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Método termodinámico
Es necesario definir la data termodinámica. Este paso es muy importante y no
se debe tomar a la ligera, ya que definirá la base de la simulación. Si tenemos una
buena base, tendremos una buena simulación, pero si introducimos un error desde
el principio, este se agravará con el desarrollo de la simulación. Soave Redlich
Kwong fue el método termodinámico seleccionado para la simulación de proceso
de bombeo. Este método es usado en sistemas con hidrocarburos liviano hasta el
C10 (decano).Es generalmente el paquete más recomendado, debido a su
exactitud sobre un amplio rango de condiciones, ya que resuelve la mayoría de
los sistemas de una fase, 2 y 3 fases con un alto grado de eficiencia.
Para introducir el modelo termodinámico tal como se muestra en la figura 29,
se hizo click en la option “Most Commonly Used ”, se seleccionó “Soave Redlich
Kwong” y se hizo click en “Add” para agregarlo y luego en “OK” para aceptar.
Figura 29. Selección del método termodinámico.
145
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Corrientes de alimentación
Para la corrida de la simulación es necesario proporcionar al simulador la
información acerca de los componentes y condiciones de operación de cada una
de las corrientes de entrada o alimentación. En la succión de la bomba se agregó
la temperatura y presión, como se indica en las figura N° 30.
Figura 30. Datos de composición del pentano en condiciones de temperatura y presión.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Para finalizar los datos de entrada se escogió la opción “composition defined”
como se puede apreciar en la figura N° 31, desplegando una ventana para cargar
la tasa de flujo y el porcentaje molar.
Figura 31. Datos de la composición molar y volumen de flujo del pentano líquido.
146
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Condiciones de proceso de los equipos
Para que los resultados arrojados por el simulador fueran lo más
aproximados a la realidad, fue necesario suministrarle información detallada de
los equipos de proceso. Para ello, se hizo doble clic en cada una de las
unidades de proceso para introducir los parámetros operacionales con los
cuales se deseó correr la simulación, entre los cuáles se pueden mencionar:
temperaturas, presiones, entre otros.
Figura 32. Datos de la presión de descarga y eficiencia de la bomba.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
147
Figura 33. Datos de la temperatura deseada del calentador
.Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Figura 34. Datos de la línea de transferencia de pentano.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Figura 35. Diámetro y longitud de tubería del pozo inyector.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
148
Corrida de la simulación
Una vez cumplido cada uno de los pasos anteriores es posible realizar la
corrida de la simulación y obtener de esta manera los resultados arrojado por
la misma. Para correr la simulación es necesario hacer clic en la opción "Run"
ubicada en la pestaña superior. El diagrama de flujo del proceso de bombeo
posterior a la corrida de la simulación se muestra en la figuras N 36.
Figura 36. Después de la corrida de la simulación.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Análisis de los resultados
Entre los valores más relevantes de la simulación se puede ver en la figura N°
37, que la potencia requerida de la bomba es de aproximadamente 60 hp con un
cabezal de 6210 pies y una eficiencia del 65%, que permitirá enviar el fluido con
las condiciones requeridas desde el C.C.O hasta el yacimiento Bachaquero-01,
además de representa datos muy importantes al momento de catalogar bombas.
Así mismo, en la figura 38, se indica que la velocidad determinada por el
simulador en la tubería de transferencia es de 1.92 pies por segundo,
permitiendo, verificar que el diámetro de tubería seleccionado es el correcto,
porque es un valor muy cercano al valor indicado en las tablas hidráulicas de
149
Cameron. Por otra parte en la figura 38, la presión de inyección al pozo es de
1617.8 psi, cumpliendo la premisa indicada en la tabla N°6.
Ahora bien, en cuanto a la carga térmica requerida por el proceso para
incrementar la temperatura desde 105 °F hasta 300 °F del pentano, se determinó
que es de 1.5 millones de Btu por hora (Figura N°39), valor importante en
determinado momento para diseñar algún tipo de intercambiador de calor o
aplicación térmica para mejorar la condiciones del yacimiento.
Figura 37. Resultados obtenidos del simulador de la potencia y cabezal de la bomba.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
Figura 38. Resultados tubería de transferencia por simulador PRO II.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
150
Figura 39. Carga térmica requerida para el proceso de inyección de pentano.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
En referencia al objetivo 4 de analizar el método recuperación mejorada del
petróleo mediante la inyección pentano, se puede mencionar que las nuevas
técnicas de mejoramiento de la producción por dilución del producto con solventes
a altas temperaturas parece ser una forma relativamente fácil de producir más y
mejor en los yacimientos de petróleos pesados y extra pesados en donde la alta
viscosidad del petróleo suele ser un inconveniente para mayores caudales de
producción.
Numerosos estudios se han llevado a cabo para probar la efectividad de esta
técnica de producción, inicialmente en combinación con otros métodos de
producción tradicionales como la inyección de vapor de agua. Los resultados son
variados pero en general todos tienden a evaluar positivamente la inyección de
diluyentes. Los estudios se centraron en un principio en determinar si el método
era compatible con otras técnicas de producción convencionales, y luego
determinar el máximo de mejoramiento en la producción que es posible obtener.
151
Una vez determinado que la inyección de solventes es una técnica de
mejoramiento de la producción perfectamente posible las investigaciones se
vuelcan al análisis del rendimiento económico, para lo cual debe hacerse algún
análisis científico técnico de situaciones reales de producción. No obstante, por la
naturaleza del método de producción se perfilan como obstáculos el rendimiento
térmico y sus costes.
El modelo más general y ajustado a la realidad considera que la inyección de
solventes se hace paralelamente a su calentamiento en el fondo del pozo inyector,
y al uso combinado de otra técnica convencional como la inyección de vapor de
agua. Puesto que la temperatura tiene una gran influencia en el comportamiento
del sistema productivo se requiere tomar en cuenta la distribución de temperatura,
la conductividad y el cambio de propiedades del fluido como la densidad y
viscosidad con los cambios de temperatura.
El modelado de la mecánica de fluidos presente toma en cuenta la difusión de
los solventes, los cambios en propiedades dinámicas y cinemáticas de los fluidos
con la temperatura y los cambios de la saturación de petróleo y agua en la arena
del yacimiento.
Todo el modelo está fuertemente influenciado por la ley de difusión de Fick
que para este caso particular está dominado por la función Ψ (β ) (Figura N°40)
que contiene como término predominante el complemento de la función de error.
Dicho término hace que el esquema de producción tenga unos límites máximo y
mínimo de rendimiento bien definidos, y como se observa en la figura siguiente β
debe alcanzar un valor suficientemente alto para obtener mejores resultados.
152
La primera observación que se hace al simular el modelo propuesto es que se
requiere una gran cantidad de calor para mantener la temperatura suficientemente
alta como lograr el efecto diluyente deseado. Si el fluido se inyecta caliente desde
la superficie se perderá mucho calor en el trayecto por el pozo inyector antes de
llegar al fondo y lograr el aumento de temperatura requerido. Por ello se sugiere
emplear un sistema de generación de calor in situ para evitar cualquier pérdida de
calor innecesaria.
Figura 40. Comportamiento de la función β.
Fuente: Farías (2010)
Este sistema de generación de calor puede tener muchas variantes pero en
esencia consiste de un generador termoeléctrico en el fondo del pozo que se
construye con resistencias eléctricas en el final del pozo que se calientan por el
paso de electricidad transmitida a través de las tuberías de revestimiento, o
utilizando un intercambiador de calor en cabezal del pozo inyector. El calor
generado de esta manera es mucho más efectivo y puede controlarse muy
fácilmente a voluntad, con lo cual puede tenerse un mayor control del proceso de
dilución.
Desde otra perspectiva, la química también juega un papel importante en la
elección del diluyente. El diluyente debe ser estable químicamente a las
temperaturas de calentamiento. Adicionalmente se ha visto que se logran mejores
resultados cuando el diluyente tiene cierta afinidad con el crudo a producir. De esa
153
manera solventes como el gasoil o la nafta tiene mejor rendimiento en crudos
pesados que el tolueno. En cambio para crudos extra pesados los solventes
aromáticos como el tolueno tienen mejores resultados que el gasoil.
Puesto que la densidad de los fluidos presentes cambia con la temperatura, es
posible que el aumento o disminución del volumen de los fluidos durante un ciclo
de inyección conlleve a daños físicos a la formación. Por tanto el proceso debe
llevarse a cabo en forma cuidadosa para no alterar las propiedades petrofísicas
del medio poroso.
El rendimiento del proceso tiende a aumentar rápidamente al principio, hasta
alcanzar un máximo teórico, luego empieza a decaer lentamente hasta que no se
consigue beneficio alguno. Es en este bajo rendimiento al final en donde es
conveniente suspender la inyección del diluyente y aplicar otra técnica de
producción. Esto debe hacerse en formas de ciclos continuados con la finalidad de
mantener la continuidad de la producción y lograr un alto rendimiento del proceso
productivo global.
Como se puede dominar a voluntad cada uno de los detalles técnicos de este
método de mejoramiento de la producción, y obteniendo resultados inmejorables,
es muy probable que estas técnicas pasen a formar parte de los procedimientos
convencionales de producción del futuro. Con lo cual se concluye sin lugar a
dudas que es una buena práctica productiva el recobro de petróleo pesado por
estimulación térmica con inyección de diluyentes.
En referencia al objetivo 5 de describir el comportamiento futuro de la
producción con inyección de pentano, se presenta el procedimiento de cálculo
154
para predecir el comportamiento de la tasa de producción de petróleo, al iniciarse
la inyección de pentano, usando la ecuación de difusión del pentano en la fase
petróleo, se asume para simplificar la complejidad del problema, que el principal
mecanismo que rige la difusión del pentano en la fase petróleo es la difusión
líquida - líquida, para cada tiempo t>0.
Se calcula el radio máximo del frente de difusión rmd para cada paso de tiempo.
Se calcula para los intervalos de tiempo de inyección el tiempo
adimensional de inyección, dado por el modelo de Marx y Langenheim.
tD =4 Khob M ob
M y2
thht
2
(26)
Siendo:
tD = tiempo de inyección de inyección, adimensional.
khob = Conductividad térmica de las formaciones adyacentes, Btu/hr Pie
°F.
Mob = Capacidad calorífica de las formaciones adyacentes, Btu/Pie3 °F.
My = Capacidad calorífica de la formación productora, Btu/Pie3 °F.
t = tiempo, horas.
hht = Espesor total de la formación estimulada, Pie.
Se calcula para cada paso de tiempo de inyección adimensional, la
función transitoria de Marx y Langenheim, FML dada por
155
FML = etD erfc (√ tD) + 2 √ tDπ − 1
(27)
Se calcula una temperatura promedio inicial para los cálculos, dada
por:
T prom c=(T si + T y)
2 (28)
Con la temperatura promedio calculada previamente, se evalúa ahora la
viscosidad del petróleo en la zona fría y estimulada respectivamente.
Se calcula la viscosidad del crudo en la zona no estimulada of,
según Kartoatmodjo, que para petróleo pesado, ésta viene dada por:
μof =−0 . 6311 + 1 .078 x F − 0 .003653 x F2
(29)
Dónde:
156
F = (0 .2478 + 0 .6114 x 10(−0.000845 Rs ) ) x μod (0 . 43 + 0 . 5165 10 (−0.00081 Rs ) ) (30)
Siendo:
μod = 16 x 108 x T−2. 8177 [ log (° API )](5 .7526 log (T ) −26 . 9718 )
(31)
Para la zona de difusión, se evalúa la viscosidad del petróleo y de la
mezcla a la temperatura promedio, con la fracción en peso del Pentano se
evalúa la licuicidad de la mezcla Pentano - petróleo, dada por.
Lm= (1−Xs ) Lo + Xs Ls (32)
Dónde:
Lo: Licuicidad del petróleo, adimen.
Ls: Licuicidad del Pentano, adimen.
Se calculan las Licuicidades del petróleo Pentano respectivamente
por:
Para el petróleo:
157
Lo = 2995 .75Ln μo + 7 .6009
(33)
Para el Pentano:
Ls = 2995 . 75Ln μs + 7 .6009
(34)
Luego la viscosidad de la mezcla Pentano - petróleo μm, puede ser
calculada por medio de la ecuación siguiente:
μm = exp(2995 .75
Lm−7.6009)
(35)
Considerando el modelo de Boberg y Lantz, y suponiendo que ocurre
flujo radial a través del sistema radial compuesto de las dos zonas de flujo
en serie. La primera zona de flujo se extiende desde el radio del pozo
productor rw, hasta el radio del frente de la zona de difusión Pentano -
petróleo rdm. Siendo la viscosidad del petróleo en esta zona, μof, viscosidad
del petróleo frío a la temperatura original del yacimiento. Así, considerando
158
condiciones de flujo radial y tomando la longitud horizontal en el pozo
inyector, se calcula la tasa de flujo de petróleo, que vendrá dada por:
qof =7 . 081 Lth k (Prmd − Pwf )
μof ln( rmdrw ) (36)
La segunda zona de flujo es la de difusión Pentano - petróleo, que se
encuentra entre la distancia radial rmd y el radio del pozo inyector rw, en la
cual la viscosidad será la de la mezcla pentano– petróleo μm, evaluada a la
temperatura promedio, y se calcula la tasa de flujo de la mezcla diluida,
dada por:
qso =7 .081 Lh k (Ps − Prmd )
μm ln( rsrmd ) (37)
Suponiendo que todo el Pentano inyectado a la arena productora a la
presión de inyección piny, difunde en la fase petróleo, al aplicar el principio de
conductividad en serie, se calcula la tasa de petróleo estimulada qoe, en función
de tiempo, que viene dada por:
159
qoe =7 .081 Lth k (Piny− Pwf )
μof ln( rmdrw ) + μm ln( rsrmd ) (38)
Luego se calculan qr y qz respectivamente por:
qr: Densidad de flujo de calor por conducción en la dirección radial y viene
dada por la ecuación (52):
qr= 0 .180304 + 0 . 41269 αr+ 0 .18217 α r2 + 0 . 149516 α r
3 +0 .024183 α r4
(39)
Dónde:
α r = log ( Khob T iny
M ob rcal2 )
(40)
qz: Densidad de flujo de calor por conducción en la dirección vertical y viene
dada por la ecuación (41):
qz= 0 . 474884 - 0 .56832 α z - 0 .239719 α z2 − 0 .035737 α z
3
(41)
160
Dónde:
α z = log ( 4 Khob T iny
M ob Laum2 )
(42)
Siendo:
Laum: Longitud del pozo estimulador aumentado, pies y viene dada
por
Laum =Lth tDFML
(43)
Se calcula el calor removido por el petróleo y el gas de formación, el
cual viene dado por:
Hog =(5 . 615 ρo Cpo+ RGP Cpg ) (T promc − T y ) (44)
161
Donde, ρo es la densidad del petróleo en Lb/Pie3, y viene dada por
ρo = 33287592(131. 5 + ° API ) (3634 + T promc +T y)
(45)
Se calcula el calor específico del petróleo, Cpo en Btu/Lb °F, y viene
dado por
Cpo =[0.388+0 .00045 (Tpromc + Ty
2 )]√141 .5
131 .5 + ° API (46)
Se calcula el calor removido por el agua producida de la formación, el
cual viene dada por:
Hw = 5.615 ρw RAP Cpw (47)
Se calcula la capacidad calorífica de la formación productora, que
viene dada por:
162
M fp = (1 − φ ) ρ r Cpr + φ ( Soa ρo Cpo + Swa ρw Cpw ) (48)
Se calcula el calor removido por los fluidos producidos, el cual viene
dado por:
δ fp = 12∫0
1 H fp
π rmd2 Laum M fp (T si − T y )
dt
(49)
Dónde:
rmd = Radio del área calentada.
Tpromc = Temperatura promedio en el arreglo.
Hfp= Tasa total de calor removida por los fluidos producidos, y viene dada por:
H fp = qoest H og + qwest H w
(50)
Siendo:
qoe = Tasa de petróleo estimulada.
qwe = Tasa de agua de formación producida.
Hog = Calor removido por el petróleo y el gas.
Hw = Calor removido por el agua de formación.
163
Ahora se procede a calcular de nuevo la temperatura
promedio Tpromc en el arreglo.
T prom c= T y + (T si + T y ) [qr qz (1 − δ fp )− δ fp ] (51)
Como fp depende de la Tpromc, la ecuación de esta temperatura debe
resolverse en forma iterativa, se calcula la Tpromc y se compara con la
anteriormente supuesta.
Sí: Tpromc. > Ty (52)
Se igualan las temperaturas Tpromc. = Ty
Y se procede a repetir los cálculos.
Por medio este modelo matemático determinar el incremento de la tasa de
producción de crudo pesado adicional que se generaría con la inyección de
pentano. Los resultados de la tasa de producción de petróleo en la primera etapa
del proceso, antes de producirse la irrupción del frente de difusión en los pozos
productores. Dicho comportamiento se indica en la figura N°41, donde se observa
un incremento y posterior estabilización de la tasa de producción de petróleo
derivada del mantenimiento de la presión y de la disminución de la viscosidad del
petróleo en el arreglo propuesto, siendo estos valores de tasa de producción de
petróleo pesado muy favorables al proceso planteado.
En la tabla 13, se presentan los resultados de la tasa de producción de
petróleo en la segunda etapa del proceso, es decir; después de producirse la
164
irrupción del frente de difusión en los pozos productores. En la figura 41, se
muestra como declina la tasa de producción de petróleo una vez irrumpe el frente
de solvente en el pozo productor.
Tabla 11. Producción de petróleo antes de la ruptura del frente de difusión.
t (día) Qo (BN/dia) t (día) Qo (BN/dia)
0 220 112 1233
1 240 117 1235
2 270 122 1236
7 363 127 1237
12 465 132 1237
17 570 137 1237
22 670 142 1237
27 752 147 1238
32 830 152 1238
37 898 157 1238
42 955 162 1239
47 1006 167 1239
52 1056 172 1239
57 1093 177 1239
62 1120 182 1239
67 1145 187 1240
72 1167 192 1240
77 1185 197 1240
82 1203 202 1240
87 1215 207 1240
92 1221 212 1240
97 1225 217 1241
102 1228 222 1241
107 1230 227 1241
165
Fuente: Bravo y Quiroz (2012)
Tabla 12. Producción de petróleo después de la ruptura del frente de difusión.
t (día) qo (BN/dia) t (día) qo (BN/dia)
231 1241 336 565
234 1213 339 552
237 1186 342 540
240 1160 345 528
243 1134 348 516
246 1109 351 505
249 1084 354 493
252 1060 357 482
255 1037 360 472
258 1013 363 461
261 991 366 451
264 969 369 441
267 947 372 431
270 926 375 421
273 906 378 412
276 885 381 403
279 866 384 394
282 847 387 385
285 828 390 377
288 809 393 368
291 791 396 360
294 774 399 352
297 756 402 344
300 740 405 337
303 723 408 329
306 707 411 322
166
309 691 414 315
312 676 417 308
315 661 420 301
318 646 423 294
321 632 426 287
324 618 429 281
327 604 432 275
330 591 435 269
Fuente: Bravo y Quiroz (2012)
167
Figura 41.Comportamiento de producción de petróleo antes y después de la ruptura del
frente de difusión en los pozos productores.
Fuente: Bravo y Quiroz (2012).
CONCLUSIÓNES
A continuación se presentan las conclusiones deducidas de la presente
investigación:
Con respecto al objetivo 1 de establecer las bases y premisas de diseño del
sistema de inyección de pentano para la recuperación mejorada de crudo
pesado, se concluyó que son los factores determinantes para dimensionar los
equipos y simular el proceso de inyección de pentano.
En relación al objetivo 2 de simular el proceso de inyección de pentano. Se
comprobó que el uso de la herramienta de simulación es muy útil a la hora
de diseñar procesos, ya que el simulador de PRO II permitió manejar las
variables de operación, además de verificar los cálculos efectuado en el diseño de
los equipos estáticos y dinámicos, brindando la facilidades de simplificar horas
cálculos al momento de dimensionar equipos, evitando procedimiento de ensayo y
error.
En referencia al objetivo de diseñar los equipos estáticos (intercambiador y
línea de proceso), y equipos dinámicos (bombas) para el sistema de inyección de
pentano se presentan las siguientes conclusiones:
168
El diámetro determinado de la tubería de transferencia de pentano,
es el más adecuado porque produce una caída de presión menor al 10%
de la presión requerida al pozo inyector, además que la velocidad 1.94 pies
por segundos no ocasionaría erosión mecánica considerando que la
velocidad es menor al rango recomendado.
La bomba de inyección de pentano seleccionada fue de tipo
reciprocante multi etapas con un cabezal de 6672 pies con un flujo de 40
galones por minutos, características propias de las bombas de
desplazamiento positiva, que manejan alto cabezal y bajo flujo.
El intercambiador de calor o calentador eléctrico de inmersión fue
seleccionado para proporcional la suficiente tasa de calor con un diámetro
de 14 pulgadas y 7,5 pies de largo.
Por tal motivo, se concluye como satisfactorio el diseño del sistema de
inyección de pentano realizado, cumpliendo cabalmente con cada uno de los
objetivos propuestos.
169
RECOMENDACIONES
De acuerdo a los resultados análisis y conclusiones se puede sugerir las
siguientes recomendaciones:
Conformar un equipo de trabajo aprobado por la Gerencia de PDVSA
Gas Occidente para desarrollar, materializar y aplicar el proyecto
propuesto.
Incluir dicho proyecto en portafolio de oportunidades de los Distritos de
PDVSA Occidente.
Revisar periódicamente nuevas bibliografías o tecnologías de
recuperación mejorada de crudo pesado por método no convencionales
con el fin de optimizar o establece nuevas bases y premisas de diseño
que permitan mayor eficiencia en el factor de recobro.
170
REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS
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