fenomeno inyeccion de gas
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Explicación del fenómeno Físico-
Químico que ocurre en la inyección del
gas Metano y Nitrógeno
Los factores que controlan el fenómeno del desplazamiento miscible con nitrógeno son: El comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio y la presión mínima de miscibilidad.
La inyección interna o dispersa se aplica por lo
general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado.
2011
Herlin Santos Valenzuela y Gabino Santiago Torres
Universidad Politécnica del Golfo de México 01/01/2011
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UNIVERSIDAD POLITECNICA DEL GOLFO
DE MÉXICO
PARAÍSO, TABASCO
CARRERA
INGENIERIA PETROLERA
ASIGNATURA
SISTEMAS ARTIFICIALES DE
PRODUCCIÓN
GRUPO
IPB – VIII
FACILITADOR
MTRO. ROQUE F. RIQUELME
ALCANTAR
TUTOR DEL PROYECTO
DR. EDGAR RAMIREZ
JARAMILLO
TEMA
EXPLICACIÓN DEL
FENÓMENO FISICO-QUÍMICO
QUE OCURRE EN LA
INYECCIÓN DE GAS METANO
Y NITROGENO
ALUMNOS
HERLIN SANTOS
VALENZUELA
GABINO SANTIAGO TORRES
FECHA
23/AGO/2011
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................................. 4
Inyección de Gas Interna o Dispersa ................................................................................................................ 5
Inyección de Gas Externa ...................................................................................................................................... 5
TIPOS DE DESPLAZAMIENTO.................................................................................................................................. 6
Desplazamiento Miscible ...................................................................................................................................... 6
Desplazamiento Inmiscible .................................................................................................................................. 6
Fluidos Miscibles ...................................................................................................................................................... 7
Procesos de Desplazamiento Miscibles .......................................................................................................... 8
INYECCIÓN DE GAS METANO .................................................................................................................................. 9
INYECCIÓN DE GAS INERTE (N2) ........................................................................................................................ 12
Inyección de Dióxido de carbono (CO2) ...................................................................................................... 12
Inyección de Nitrógeno ........................................................................................................................... 13
Procesos de Desplazamiento Inmiscible con Nitrógeno ....................................................................... 13
Proceso de desplazamiento Miscible con Nitrógeno .............................................................................. 15
Mecanismos de Producción en la Inyección de Gas ................................................................................ 18
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................................ 19
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INTRODUCCIÓN
La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de
petróleo y se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de
presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como
proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la
energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos
de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando
aceleradamente la presión del yacimiento.
Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede
obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades
de los fluidos en el yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las
propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.
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
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. La
inyección de gas se puede clasificar en dos tipos: la inyección de gas interna y la inyección de
gas externa.
Diagrama de una inyección de Gas
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INYECCIÓN DE GAS INTERNA O DISPERSA
Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado.
INYECCIÓN DE GAS EXTERNA
Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.
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TIPOS DE DESPLAZAMIENTO
DESPLAZAMIENTO MISCIBLE
Se define la miscibilidad como el grado de solubilidad de un fluido en otro.
En los sistemas gas-liquido la miscibilidad dependerá de la similaridad química entre
los fluidos, la presión y temperatura de los sistemas. La similaridad química implica que los
hidrocarburos serán más solubles en hidrocarburos que en soluciones acuosas.
En un sistema gas-liquido a temperatura constante, la solubilidad del gas en el líquido
se incrementa con el incremento de la presión.
A presión constante, la solubilidad del gas decrece a medida que se incrementa la
temperatura.
En el caso de los sistemas liquido-liquido, los fluidos pueden ser:
Miscibles
Inmiscibles
DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE
Los fluidos inmiscibles fluyen en dos fases distintas con una frontera de interfase entre
las dos fases. La interfase representa la existencia de una tensión superficial entre los fluidos.
Cuando el agua desplaza al petróleo en un medio poroso, el comportamiento del flujo
se caracteriza por ser un desplazamiento inmiscible.
Los factores que afectan el desplazamiento inmiscible son:
Permeabilidad relativa
Saturación de fluido
Estructura geométrica de los poros
Mojabilidad
Tensión superficial
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En un proceso de recuperación de petróleo por desplazamiento, el fluido inyectado
desplaza solo una porción del petróleo en contacto.
Una mayor saturación residual permanece en el medio poroso posterior a un
desplazamiento inmiscible son relativamente bajas.
FLUIDOS MISCIBLES
Los fluidos miscibles se caracterizan por permanecer en una sola fase a mezclarse dos
o más fluidos en cualquier proporción.
La ausencia de una película interfase nos indica la ausencia de una tensión superficial.
En un medio poroso, cuando el petróleo es desplazado con un fluido miscible, el
comportamiento del flujo es independiente de la permeabilidad relativa y la mojabilidad del
medio poroso.
Factores que afectan la eficiencia del desplazamiento miscible
La eficiencia del desplazamiento miscible depende de muchos factores tales como la
tensión interfacial, capilaridad, relación de movilidad, inestabilidad de la viscosidad, eficiencia
de barrido y eficiencia de desplazamiento.
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PROCESOS DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLES
Existen dos categorías en el proceso de desplazamiento miscible:
Proceso miscible de primer contacto
Proceso miscible de contactos múltiples.
Proceso Miscible de Primer Contacto
Algunos solventes y aceites son miscibles en primer contacto bajo las condiciones del
reservorio.
Para ello se inyecta un primer tapón con un fluido de baja viscosidad (por ejemplo el
). Puede usarse otro gas como el metano. Seguidamente se inyecta el nitrógeno.
La dispersión tiene lugar en la interfase solvente-aceite y se desarrolla una zona de
mezcla.
La presión de miscibilidad está entre 100 y . Presiones entre
1100 y se requiere para asegurar la miscibilidad entre el y el nitrógeno.
Proceso Miscible de Múltiples Contactos
En este proceso, la miscibilidad entre el aceite del reservorio y el gas inyectado se
genera a través de la transferencia de masa de los componentes y después de múltiples
contactos entre los dos fluidos.
Existen dos tipos de miscibilidad de múltiples contactos:
Empuje de gas condensado
Empuje de gas vaporizado
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INYECCIÓN DE GAS METANO
El gas puede ser inyectado al reservorio de petróleo, no solo para incrementar la
recuperación de petróleo, sino también para reducir la declinación de la tasa de producción de
petróleo y conservar el gas para venta posterior. La reinyección del gas natural producido es
una técnica que ha sido usada hace más de 80 años.
La inyección de gas para incrementar la productividad del pozo es usualmente
definido como "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la
recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación mejorada.
El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza
al petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado.
En un reservorio que es delgado y no tiene buzamiento, el gas es usado para desplazar
petróleo de la misma manera que el agua puede ser usada en un patrón de inyección. Este
proceso es denominado "inyección dispersa de gas" y usualmente no resulta en una alta
recuperación, ya que el gas puede canalizar entre el pozo inyector y productor sin desplazar
mucho petróleo. La recuperación de petróleo por inyección de gas es un proceso inmiscible a
menos que el gas inyectado se efectúe a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.
La presión requerida para la miscibilidad depende de la composición del petróleo y el gas
inyectado.
INYECCIÓN DE GAS A ALTA PRESIÓN (MISCIBLE)
La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas
inyectado se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea simple.
El proceso de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo virtualmente
a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.
Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son
usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas.
La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión
es aproximadamente ; de esta manera la profundidad del reservorio está limitada a
un mínimo de El petróleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de
hidrocarburos intermedios y debe estar substancialmente bajosaturado con
respecto al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del petróleo no debe ser
menor de .
La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una
función de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son las
obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente a la
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baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión incrementará la recuperación
de petróleo, esto incrementará también los requerimientos del gas y costos de inyección.
INYECCIÓN DE GAS ENRIQUECIDO
La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido
con hidrocarburos de peso molecular intermedio es inyectado y los hidrocarburos
intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del reservorio.
El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presión
principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una fase
a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y del petróleo
al gas en el proceso de alta presión.
Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a alta presión,
pero la cantidad de gas enriquecido incrementará con una disminución en la presión del
reservorio. La mínima presión para el proceso es de aproximadamente 1,500 a Ya
que el gas muerto (no enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido
puede ser inyectado como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs
para gas enriquecido son de a del volumen poroso del reservorio.
PROCESO SLUG MISCIBLE
Este proceso consiste de la inyección de un líquido que es miscible con el petróleo del
reservorio, seguido por la inyección de gas seco que es miscible con el slug solvente. El agua
puede ser inyectada alternadamente con el gas para mejorar la eficiencia de barrido. Los
líquidos que pueden ser usados para el slug miscible incluyen hidrocarburos livianos tales
como el propano y dióxido de carbono que desarrollan miscibilidad a medida que se mezcla
con el petróleo del reservorio.
La mínima presión para el proceso es la presión a la cual el slug y el gas desplazante se
convierten en miscibles; esta puede ser tan baja como . La temperatura del
reservorio debe ser menor que la temperatura crítica del slug.
El patrón de barrido para el proceso es controlado principalmente por la relación de
movilidad del gas seco al petróleo; esta relación es desfavorable comparada con una inyección
convencional de agua.
El tamaño requerido por el slug está influenciado por factores que incluyen
heterogeneidad del reservorio y distancia del pozo inyector al productor. Cualquier
incremento en la presión de inyección sobre el mínimo requerido tenderá a reducir el tamaño
requerido del slug por la mejora de la relación entre las fases. Los típicos tamaños del slug son
del 5% del volumen poroso del reservorio. Ya que la eficiencia de barrido es pobre para
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crudos viscosos, , han sido sugeridos como una aproximación del límite superior para la
viscosidad del crudo en el reservorio.
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INYECCIÓN DE GAS INERTE (N2)
Cuando no es posible utilizar los fluidos mencionados, entonces se utilizan otros como
el dióxido de carbono o el nitrógeno o una mezcla de ambos.
INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)
El CO2 se puede obtener en el campo por la combustión completa del gas natural u
otro combustible, de acuerdo con la siguiente fórmula:
Metano:
Etano:
Propano:
EL se recupera mediante los filtros que condensan el agua (secadores o dryers) y
mediante tamices moleculares.
El tiene propiedades que lo hacen ideal para ser utilizados en proyectos de
inyección en yacimientos petrolíferos.
Por ejemplo es un gas que tiene una alta solubilidad. Su solubilidad en agua es
, comparado con el nitrógeno que tiene
Para determinar la presión de inyección se debe tener en cuenta la curva de presión de
vapor del
Propiedades físicas del Dióxido de Carbono
Peso molecular 44
Temperatura de fusión -56.60
Temperatura de sublimación -78.50
Temperatura crítica 30
Densidad relativa al aire 1.52
Presión de vapor a 57.30
Solubilidad en agua 2000
Apariencia y color Gas incoloro
Olor Inodoro
La disponibilidad de en campo dependerá de la disponibilidad del combustible
(gas natural u otro) que exista también en campo.
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INYECCIÓN DE NITRÓGENO
El nitrógeno es un gas inerte presente en la naturaleza principalmente en el aire. La
composición natural del aire a condiciones normales ( de presión y ) es:
Nitrógeno
Oxigeno
Argón
El nitrógeno se presenta en el aire en forma de molécula de . Bajo esta condición, se
comporta como un gas noble, es decir no reacciona con ningún otro elemento, salvo en
condiciones de muy alta presión y/o alta temperatura, donde forma compuestos nitrosos
como el o el
Estos compuestos se encuentran, por ejemplo en los gases de escape de chimeneas de
hornos de fundición.
Propiedades Físicas del Nitrógeno
Peso Molecular 28
Temperatura de fusión -210
Temperatura de ebullición -196
Temperatura crítica -147
Presión Crítica 492
Volumen crítico 1.4290
Densidad relativa al aire 0.97
Factor de compresibilidad 0.288
Presión de vapor a No aplicable
Solubilidad en agua 20
Apariencia y color Gas incoloro
Olor Inodoro
PROCESOS DE DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE CON NITRÓGENO
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El nitrógeno ha sido utilizado exitosamente para reemplazar el gas natural en la
recuperación de petróleo.
Los procesos que existen son:
Mantenimiento de Presión
Inyección cíclica
Producción de gas desde la capa de gas
Mejoramiento gravitacional
Empuje de gas
Mantenimiento de Presión
Este proceso consiste en inyectar el gas con la finalidad de incrementar la presión del
reservorio hasta por encima de su presión de burbuja. Se utiliza mucho en reservorios con
buena segregación gravitacional.
Inyección Cíclica
En un reservorio de condensados de gas, la producción en las cercanías de su presión
de roció requiere la inyección de gas para mantener la presión del reservorio por encima de la
presión de roció, de manera de prevenir el fenómeno de la condensación retrograda.
El uso del gas natural como una fuente de inyección cíclica ha venido en una práctica
común, pero últimamente y debido al incremento de los precios del gas natural, se viene
utilizando al nitrógeno como una fuente económica para este tipo de presurización.
Producción de Gas desde la capa de gas
Debido al incremento de los precios del gas, la producción de gas natural presente en
la capa de gas se ha venido en una necesidad.
La depleción natural del reservorio hace que este gas se encuentre atrapado por largos
años hasta que la producción de petróleo se haya logrado en su máximo nivel.
En este proceso la idea es reemplazar el gas natural presente en la capa de gas por gas
nitrógeno con la finalidad de recuperar el gas natural para venderlo y seguir manteniendo la
presión del reservorio para la producción de petróleo.
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Mejoramiento gravitacional
Reservorios de condensados con empuje de agua (water drive) tienden a atrapar el
petróleo por encima de los pozos de producción en área aisladas.
La inyección de nitrógeno puede lograr desplazar el petróleo hasta el pozo productor.
Esto debido a que el factor de comprensibilidad del gas es considerablemente menor
que el gas natural.
De esta manera se deduce que el volumen de nitrógeno a usar es mucho menor que el
gas natural que se necesitaría inyectar al reservorio.
Además el nitrógeno es menos denso que el condensado de gas, por lo que asegurara
un desplazamiento por gravedad muy estable.
Empuje de Gas
La disponibilidad limitada y los costos de los fluidos miscibles como el , GLP,
propano, etc., hace que la inyección continua de estos fluidos sea económicamente no
rentable.
A un cierto volumen poral del fluido miscible, se ha comprobado que el
empuje por agua o gas natural o gas natural ha sido mejorado.
El gas nitrógeno es una excelente alternativa ya que reduce la perdida debido a la
disolución en el agua y reduce los problemas de corrosión.
PROCESO DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE CON NITRÓGENO
En los últimos años, el nitrógeno ha recibido una considerable atención como un
agente de desplazamiento miscible para la recuperación mejorada de petróleo ( ).
El nitrógeno no está presente como un fluido miscible de primer contacto con el
reservorio de petróleo.
El nitrógeno puede desarrollar miscibilidad con el petróleo del reservorio a través de
transferencias de masa y después de múltiples contactos.
El mecanismo es similar al empuje de gas por vaporización, donde los componentes
intermedios del petróleo se vaporizan desarrollándose la miscibilidad en la fase gas.
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Sin embargo, el nitrógeno requiere mayor tiempo y un mayor número de contactos
para desarrollar miscibilidad.
Se requieren altas presiones para generar miscibilidad entre el petróleo del reservorio
y el nitrógeno a la temperatura del reservorio.
Petróleos ligeros o volátiles en reservorios profundos a menudo ofrecen las mejores
condiciones favorables para el desplazamiento con nitrógeno.
Los factores que controlan el fenómeno del desplazamiento miscible con nitrógeno son:
Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio, y
Presión mínima de miscibilidad
Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio
Las características del comportamiento de fase de un reservorio de petróleo toman
cambios significativos cuando están en contacto con el nitrógeno.
Vogel y Yarborough observaron que el gas nitrógeno origina un incremento del punto
de roció de los petróleo volátiles y condensados.
Si tenemos un reservorio de gas saturado, el contacto con nitrógeno puede originar la
presencia del fenómeno de condensación retrograda.
De otro lado, en reservorios de gas insaturados (presión encima del punto de rocío)
algo de nitrógeno puede mezclarse con el petróleo antes que ocurra la condensación
retrógrada.
El nitrógeno es un elemento común presente en los reservorios de petróleo, sin
embargo es inmiscible en la mayoría de condiciones de reservorio.
La solubilidad del nitrógeno es relativamente baja en el petróleo; sin embargo, puede
desarrollar miscibilidad en ciertos tipos de petróleos bajo condiciones especiales de presión y
temperatura.
A presiones mayores a , el nitrógeno puede vaporizar los hidrocarburos
intermedios – del petróleo y desarrollar miscibilidades después de múltiples
contactos con el petróleo.
Los cambios composicionales en las fases vapor y liquido cuando el nitrógeno está en
contacto con el petróleo es la clave para desarrollar miscibilidad.
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La fase vapor llega a ser progresivamente rica en hidrocarburos – hasta que la
composición crítica se haya alcanzado.
Efectos del Nitrógeno en las propiedades físicas de los fluidos del reservorio
Los fluidos del reservorio desarrollan cambios significativos al entrar en contacto con
el gas nitrógeno.
Estos cambios incluyen propiedades como el factor de volumen de formación, ,
densidad, viscosidad y gravedad de gas en solución.
El factor de volumen de formación y el decrecen al entrar en contacto con el
nitrógeno.
La densidad y viscosidad del petróleo se incrementan al entrar en contacto con el
nitrógeno.
Factores que afectan la miscibilidad Petróleo-Nitrógeno en el reservorio
La composición del petróleo, temperatura y presión del reservorio son los mayores
factores que influyen en el desarrollo del frente de desplazamiento miscible con nitrógeno.
El mecanismo primario en el desarrollo de la miscibilidad es la vaporización de los
componentes intermedios del petróleo hacia la fase gas.
Por tanto, un alto contenido de componentes intermedios y ligeros en el petróleo es un
requisito importante para el desarrollo de la miscibilidad con nitrógeno.
Un colchón rico en gas se desarrolla por la vaporización de los componentes
intermedios de petróleo hacia la fase gas.
La vaporización de estas fracciones se lleva a cabo a altas presiones, usualmente
mayores a
Hay una presión mínima debajo de la cual no ocurre la vaporización.
En la recuperación de un petróleo de con un de los
cambios en la temperatura se observan cuando se incrementa la presión.
La determinación de la presión requerida para asegurar la miscibilidad es un dato
importante para diseñar un desplazamiento miscible.
Presión Mínima de Miscibilidad
El nitrógeno requiere mayores presiones, temperaturas y mayor tiempo de contacto.
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Los factores que afectan la del nitrógeno son la composición del petróleo y el
La temperatura también tiene una influencia moderada en este valor.
Una alta saturación de componentes intermedios facilita el desarrollo de la miscibilidad. El es una función directa del
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN EN LA INYECCIÓN DE GAS
La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo del aceite
debido a los siguientes mecanismos:
Reducción de la viscosidad.
Aumento de la energía del yacimiento.
Vaporización.
Reducción de la viscosidad
El gas inyectado se disuelve en el aceite crudo y reduce su viscosidad y, por lo tanto, la
resistencia al flujo cerca del pozo inyectado también se reduce. De esta manera, se forma un
banco de aceite de viscosidad reducida alrededor del pozo. Sólo se requieren reducciones de
viscosidades moderadas, para lograr los beneficios de este mecanismo; sin embargo, para que
esto ocurra, la eficiencia del contacto del gas inyecta doy el aceite debe ser buena.
Aumento de la energía del yacimiento
El gas inyectado aumenta la energía del yacimiento. Sin embargo, este efecto es
transitorio y es importante sólo por un corto tiempo después que el gas se inyecta, lo cual
puede ser el principal efecto cuando los períodos de inyección de gas son cortos.
Vaporización
En algunos casos, debido a este mecanismo se pueden producir cantidades adicionales
de aceite por recuperación secundaria: una porción del aceite contactado por el gas seco
inyectado se vaporiza en el aceite y se lleva hacia los pozos productores en la fase de vapor.
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FENÓMENO FÍSICO-QUÍMICO QUE OCURRE DURANTE
LA INYECCIÓN DE N2
El mecanismo de desplazamiento miscible que ocurre en el yacimiento (en la
bibliografía utilizada) se le conoce como “Miscibilidad condicional”
Una zona de transición miscible se forma en el depósito como resultado del contacto
repetido en el yacimiento por un gas inyectado a una alta presión. La zona de transición de la
miscibilidad condicional puede estar formada por hidrocarburos ligeros a partir de la
inyección de un gas enriquecido o hidrocarburos ligeros.
También el dióxido de carbono puede ser empleado, solo o en conjunto con otros
materiales para establecer una zona de transición condicional miscible en el depósito.
Varios gases inertes se pueden emplear para establecer el desplazamiento de petróleo
por miscibilidad condicional.
Un proceso de desplazamiento miscible de aceite consiste en la inyección de
nitrógeno a alta presión. El nitrógeno puro se inyecta en el depósito de aceite, inicialmente
hidrocarburos de peso molecular relativamente bajo. Como los hidrocarburos ligeros son
absorbidos, un punto de equilibrio de dos fases se establece entre el depósito de aceite y el de
nitrógeno en un lugar cerca del pozo de inyección. La fase líquida se compone inicialmente de
hidrocarburos residuales ligeros y pesados, mientras que la fase gaseosa se compone
principalmente de nitrógeno y de hidrocarburos ligeros. La fase de gas tiene una mayor
movilidad dentro del depósito, se mueve por delante de la fase líquida a la del depósito de
aceite adicional. Como la inyección de nitrógeno continúa, la fase líquida se pone en contacto
con el nitrógeno adicional con una reducción de la concentración de hidrocarburos ligeros en
la fase líquida, hasta que en última instancia, la fase líquida se reduce a hidrocarburos
residuales pesados.
El gas que contiene nitrógeno se inyecta a una velocidad dada para producir una
velocidad de flujo dentro de la formación que es menor que la velocidad de los hidrocarburos
previamente inyectados. La inyección predominante que contienen nitrógeno se continúa a
ritmos relativamente bajos y en cantidades suficientes para despojar a los hidrocarburos del
yacimiento y formar una zona de transición de la miscibilidad condicional dentro del
yacimiento.
El proceso se lleva a cabo por la inyección de un fluido gaseoso de conducción en el
depósito para desplazar el aceite, obteniendo un sistema de producción exitoso.
Como se señaló anteriormente, la inyección de gas nitrógeno puede, bajo
circunstancias apropiadas, llegar a realizar una transición miscible en el depósito de aceite.
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Para que la mezcla del nitrógeno inyectado sea lo suficientemente rica en
hidrocarburos de peso molecular bajo y así establecer miscibilidad, debe ocurrir una serie de
contactos sucesivos del nitrógeno enriquecido y el aceite. El movimiento de las fases de gas y
líquidos a través del depósito se puede caracterizar como un mecanismo de transporte
cromatográfico que produce la separación cromatografía de gas-líquido en el yacimiento.
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BIBLIOGRAFÍA
http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/01/inyeccin-de-gas.html
http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf
http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2009/05/recuperacion-
mejorada-22-metodos.html
http://www.oilproduction.net/cms/files/flores_yl.pdf
http://www.librosparadescargargratis.com/recuperacion-secundaria-de-
hidrocarburos
http://www.petroblogger.com/2011/01/inyeccion-de-nitrogeno-en-
yacimientos.html