Tesis_evaluación y Aplicación Del Método Eor “Proceso de Inyeccion de Co2”Al Campo Humberto Suarez Roca

UNIVERSIDAD MAYOR REAL Y PONTIFICIA DE SAN

FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA

FACULTAD DE TECNOLOGIA

ING. PETROLEO Y GAS NATURAL

PROYECTO DE GRADO

EVALUACIÓN Y APLICACIÓN DEL MÉTODO DE

RECUPERACIÓN MEJORADA “PROCESO DE INYECCION DE

CO2”AL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA

Proyecto de Grado para Optar el Título Académico de Licenciado en

Ingeniería de Petróleo y Gas Natural

Elaborado por: GUIVER SUAREZ VASQUEZ

Tutor: Ing. Julio Cesar Poveda

Sucre - Bolivia

2014

I

Aprobado en Nombre de la Universidad

Mayor, Real y Pontificia de San Francisco

Xavier de Chuquisaca en su unidad facultativa

Tribunales:

_____________________________

Ing. Ricardo Gumucio del Villar

Tribunal

________________________________

Ing. Luis Fernando Villegas Reynolds

Tribunal

______________________________

Ing. Teresa Torres R.

Presidenta de Tribunal

Nota: ……………………………

Sucre……… de………….. 2014

II

DEDICATORIA

Este trabajo lo dedico a:

Mi madre Wilma que me dio el amor y las fuerzas para

luchar y seguir adelante

Mi hermana Silvana que fue y es como un ángel en mi

vida

A mi familia que me apoya y me quiere mucho igual que

mi persona

Y a otros seres que les llevo en mi corazón y ellos lo

saben muy bien

III

AGRADECIMIENTOS

Gracias a DIOS, por darme la oportunidad de abrir los ojos cada mañana y sus

bendiciones en mi vida con su Amor y Perdón y darme el conocimiento en los

estudios.

Gracias a mi madre Alcira Wilma Vásquez, por darme la vida y ser un ángel

que me cuido y apoyó desde que nací.

Gracias mis hermanos, hermanas y Padres que marcaron diferencia en todo mi

formación y alentaron a concluir mis estudios.

Gracias a la Universidad San Francisco Xavier de Chuquisaca y mis docentes,

por haberme recibido y formado académicamente.

Gracias a mis hermanos en Cristo de la iglesia Adventista, por ser parte de mi

familia dándome ánimo y aliento en los momentos difíciles y compañía en los

momentos felices.

Gracias a mi Tutor Ing. Julio Cesar Poveda, por haberme guiado y mostrado

buena deposición para ayudarme a elaborar este trabajo de grado.

IV

INDICE DE CONTENIDO

AGRADECIMIENTOS .......................................................................................................... I

INTRODUCION ................................................................................................................... 1

1. ANTECEDENTES ......................................................................................................... 1

2. JUSTIFICACION .......................................................................................................... 2

3. OBJETIVOS .................................................................................................................. 3

3.1. OBJETIVO GENERAL .................................................................................................... 3

3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .............................................................................................. 3

CAPITULO 1 ........................................................................................................................ 4

FUNDAMENTOS GENERALES DE LA RECUPERACION MEJORADA .............................. 4

1.1 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA. .......................................................... 4

1.1.1 Recuperación Primaria por Surgencia Natural o Depleción Natural............................. 5

1.1.2 Recuperación Primaria Mediante Sistemas de Elevación Artificial. ............................ 5

1.2 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA. .................................................... 5

1.2.1 Inyección de Agua................................................................................................... 6

1.2.2 Inyección de Gas..................................................................................................... 6

1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROCESOS DE RECUPERACION MEJORADA ... 6

1.4 YACIMIENTO CANDIDATO PARA UN PROCESO DE EOR ....................................... 8

1.5 CARACTERIZACION DE LOS METODOS EOR Y CRITERIOS DE SELECCIÓN .... 9

1.5.1 MÉTODOS DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE ......................................................... 9

1.5.1.1 Recuperación por Desplazamiento con Hidrocarburos Miscibles ................................... 9

1.5.1.2 Recuperación por Desplazamiento con Nitrógeno .......................................................11

1.5.1.3 Recuperación por Desplazamiento con CO2 ..............................................................12

1.5.2 MÉTODOS QUÍMICOS..............................................................................................14

1.5.2.1 Inyección de Surfactantes/Polímeros .........................................................................15

1.5.2.2 Inyección de Polímeros ............................................................................................17

1.5.2.3 Inyección de Cáusticos.............................................................................................18

1.5.3 MÉTODOS TÉRMICOS .............................................................................................20

1.5.3.1 Combustión In-Situ .................................................................................................20

1.5.3.2 Inyección de Vapor .................................................................................................22

1.6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA .................................................................................25

1.7 HETEROGENEIDAD DE YACIMIENTO ....................................................................27

1.8 ASPECTOS ECONÓMICOS .......................................................................................27

CAPITULO 2.......................................................................................................................30

APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA ............................................30

2.1 INFORMACION GENERAL DEL CAMPO HSR .......................................................30

2.1.1 Áreas con potencial Hidrocarburífero ......................................................................30

V

2.1.2 Yacimientos susceptibles a la aplicación de Recuperación EOR ...............................30

2.1.3 CRONOLOGÍA DEL CAMPO HUMBERTO SUÁREZ ROCA (HSR). ......................................31

2.1.4 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO HSR.................................................................34

2.1.5 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DEL CAMPO HSR. .....................................................34

2.1.5.1 Antecedentes Geológicos. .......................................................................................35

2.1.5.2 Características Morfoestructurales. ..........................................................................35

2.1.5.3 Estructura. .............................................................................................................36

2.1.5.4 Secuencia Estratigráfica..........................................................................................37

2.1.6 Análisis de la Presión del Reservorio Sara. ..............................................................39

2.1.7 ANÁLISIS DE RESERVORIO. .........................................................................................40

2.1.7.1 Parámetros Petrofísicos. .........................................................................................40

2.1.7.2 Reservas de Petróleo en la Arenisca Sara “A”. .........................................................40

2.2 SELECION JERARQUIZADA ....................................................................................42

2.2.1 Introducción ...........................................................................................................42

2.2.2 Información técnica del yacimiento Sara del Campo HSR...........................................45

2.2.3 Resultados elaboración del PRIMER FILTRO, utilizando la tabla 2.9 y 2.10 ................45

2.2.4 Resultados elaboración del SEGUNDO FILTRO. ......................................................49

CAPITULO 3.......................................................................................................................52

CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL PROCESO DE INYECCION DEL CO2.......52

3.1 CAPTURA DEL CO2 ................................................................................................52

3.1.1 Postcombustión......................................................................................................53

3.1.2 Pre-combustión ......................................................................................................54

3.1.3 Oxi-combustión .....................................................................................................54

3.2 ASPECTOS GENERALES DEL CO2.........................................................................54

3.3 PROPIEDADES DEL CO2 ........................................................................................55

3.4 PLANTA DE GAS “SANTA ROSA”..........................................................................56

3.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN Y CAPTURA DE CO2 ...............58

3.6 PROCESO DE INYECCION DE CO2 ........................................................................62

3.7 PUNTO DE ROCÍO...................................................................................................62

3.8 SEPARACION FLASH .............................................................................................62

3.9 SISTEMA DE COMPRESIÓN ...................................................................................62

3.10 AEROENFRIADORES .............................................................................................71

3.11 TRANSPORTE DE CO2............................................................................................72

3.12 PROGRAMAS Y SOFWARE UTILIZADOS EN EL PROYECTO..............................72

CAPITULO 4.......................................................................................................................74

CALCULOS DE DISEÑO Y RESULTADOS ........................................................................74

4.1 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ................................74

4.1.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10 .............................................74

VI

4.1.2 Presión de inyección y presión en cabeza del pozo de CO2 .......................................74

4.1.3 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) ....................................75

4.2 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN ................................74

4.3 DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO EN LA LINEA HORIZONTAL.......................74

4.3.1 Determinación de material tubular...........................................................................78

4.3.2 Determinación del espesor nominal de la tubería. .....................................................80

4.4 EQUILIBRIO DE FASES ..........................................................................................81

4.5 DISEÑO DEL SISTEMA DE COMPRESION Y AEROENFRIADO. ...........................85

4.6 CONTROL DEL PUNTO DE ROCIO.........................................................................90

4.7 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES FLASH.......................................92

4.8 CALCULO REALIZADOS EN EL SOWFWARE CHEMCAD ....................................93

4.9 DETERMINACIÓN DE LOS VOLUMENES DE PETROLEO A RECUPERAR ..........94

4.10 COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CO2 - FLUIDOS DEL RESERVORIO ...........96

4.11 COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CO2 - FLUIDOS DEL RESERVORIO ......... 102

CAPITULO 5..................................................................................................................... 108

EVALUACION ECONOMICA .......................................................................................... 108

5.1 PARÁMETROS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS........................................ 108

5.2 EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO................................................ 109

5.2.1 Inversión ............................................................................................................. 110

5.2.2 Pago de Impuestos y Regalías Departamentales...................................................... 110

5.2.3 Precio del petróleo............................................................................................... 111

5.2.4 Gastos de mantenimiento y Operación ................................................................... 111

5.2.7 Flujo de caja ........................................................................................................ 111

CONCLUSIONES.............................................................................................................. 114

RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 116

BIBLIOGRAFIA................................................................................................................ 117

ANEXO A…………………………………………………………………………………...119

ANEXO B…………………………………………………………………………………...126

ANEXO C…………………………………………………………………………………...135

ANEXO D…………………………………………………………………………………...144

VII

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Producción mundial de aceite estimada anual por procesos de recuperación

mejorada ............................................................................................................................... 28

Tabla 2.1 Campos aptos para los métodos EOR................................................................. 30

Tabla 2.2 Cuadro Estructural Comparativo HSR ............................................................... 34

Tabla 2.3 Secuencia Estratigráfica HSR............................................................................. 38

Tabla 2.4 Parámetros del reservorio “Sara A”.................................................................... 40

Tabla 2.5 Reservas Originales de Petróleo ......................................................................... 40

Tabla 2.6 Reserva bloque 146 ............................................................................................ 41

Tabla 2.7 Estado Actual de Pozos del Campo HSR ........................................................... 42

Tabla 2.8 Producción Diaria ............................................................................................... 41

Tabla 2.9 Criterios para seleccionar un proceso de recuperación mejorada basándose en

propiedades petrofísicas, propiedades de los fluidos e información geológica .................... 44

Tabla 2.10 Información técnica del reservorio Sara A ....................................................... 45

Tabla 2.11 Jerarquía de acuerdo a la densidad API ............................................................ 46

Tabla 2.12 Jerarquía de acuerdo a la viscosidad................................................................. 46

Tabla 2.13 Jerarquía de acuerdo a la permeabilidad........................................................... 47

Tabla 2.14 Jerarquía de acuerdo a la porosidad.................................................................. 47

Tabla 2.15 Jerarquía de acuerdo a la profundidad .............................................................. 47

Tabla 2.16 Jerarquía de acuerdo a la temperatura .............................................................. 48

Tabla 2.17 Primer filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se podrían

implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR............................................................. 48

Tabla 2.18 Criterios de Selección Basados en Estadísticas de Procesos Exitosos ............. 49

Tabla 2.19 Segundo filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se

podrían implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR ............................................... 51

Tabla 3.1 Propiedades físicas del dióxido de carbono......................................................... 56

Tabla 4.1 Calculo de Presión de Inyección y la Presión en Cabeza .................................... 76

Tabla 4.2 Calculo del Diámetro de tubería .......................................................................... 78

Tabla 4.3 Estándares de materiales...................................................................................... 79

Tabla 4.4 Tensiones admisibles ........................................................................................... 80

Tabla 4.5 Calculo del FLASH a la entrada del sistema de compresión .............................. 84

VIII

Tabla 4.6 Determinación del Cp en condiciones ideales y reales¡Error! Marcador no

definido.

Tabla 4.7 Diseño del sistema de Compresión...................................................................... 86

Tabla 4.8 Diseño de los Aeroenfriadores ............................................................................ 87

Tabla 4.9 Punto de Roció antes del tratamiento .................................................................. 89

Tabla 4.10 Punto de Roció en las Inter-etapas .................................................................... 90

Tabla 4.11 Dimensionamiento de los Separadores .............................................................. 91

Tabla 4.12 Resultados obtenidos con Chemcad 6.0 ............................................................ 93

Tabla 4.13 Producción de Petróleo para una inyeccion de CO2 de 3.6 MMSCF ............... 94


Tabla 4.15 Caudales de Producción en base molar ............................................................ 97


Tabla 5.1 Costos de de inversión ....................................................................................... 110

Tabla 5.2 Impuestos ........................................................................................................... 110

Tabla 5.3 Costo de CO2..................................................................................................... 111

Tabla 5.4 Pagos al personal de trabajo .............................................................................. 111

Tabla 5.5 Flujo de Caja.........................................................¡Error! Marcador no definido.

Tabla 5.6 VAN y TIR ........................................................................................................ 113

IX

INDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Clasificación Tradicional de los métodos de Recuperación................................ 7

Figura 1.2 Rangos de viscosidad preferentes para métodos EOR ...................................... 25

Figura 1.3 Limitaciones de profundidad para métodos EOR ............................................. 26

Figura 1.4 Guía de permeabilidad para métodos EOR ....................................................... 26

Figura 1.5 Grafica comparativa de costos incremental de petróleo para distintos procesos

de recuperación mejorada ..................................................................................................... 29

Figura 2.1 Zona de ubicación del Campo HSR en el Área del Boomerang Hills ............... 31

Figura 3.1 Ciclo industrial del CO2, generación hasta su confinación ............................... 52

Figura 3.2 Diferentes Sistemas de captación de CO2.......................................................... 53

Figura 3.3 Contribución en porcentaje de los GEI en la troposfera .................................... 55

Figura 3.4 Diagrama de fases de Presión-Temperatura del CO2 ........................................ 56

Figura 3.5 Proceso de separación de CO2 por absorción con amina................................... 57

Figura 3.6 Etapas del CO2 de la Planta al pozo inyector .................................................... 62

Figura 3.7 Equilibrio Liquido Vapor ................................................................................... 64

Figura 3.8 Tipos de Compresores ........................................................................................ 66

Figura 3.9 Rangos de Aplicación de los distintos Tipos de Compresores ........................... 67

Figura 4.1 Diagrama de equipos .......................................................................................... 93

Figura 4.2 Datos de producción expresada en caudes volumetricos ................................... 93

Figura 4.3 Diagrama de fases a tiempo cero de inyección de CO2 ..................................... 93

Figura 4.4 Diagrama de fases en el primer año de inyección de CO2................................. 93

Figura 4.5 Diagrama de fases en el segundo año de inyección de CO2 .............................. 93

Figura 4.6 Diagrama de fases en el tercer año de inyección de CO2 .................................. 93

Figura 4.7 Diagrama de fases en el cuarto año de inyección de CO2 ................................. 93

Figura 4.8 Diagrama de fases en el octavo año de inyección de CO2............................... 931

Figura 4.9 Diagrama de fases en el 13avo año de inyección de CO2 ............................... 931

Figura 4.10 Comportamiento de la presion del reservorio prueba 1 ................................... 93

Figura 4.11 Comportamiento de la presion del reservorio prueba 2 ................................... 93

INTRODUCCION Guiver Suarez Vasquez

1

INTRODUCION

1. ANTECEDENTES

En la industria petrolera uno de los objetivos más importantes es la recuperación de fluidos del

reservorio debido a la importancia y valor económico que este representa.

La producción de los reservorios con surgencia natural es la etapa más larga de producción de

hidrocarburos, sin embargo con el paso del tiempo la presión de reservorio va declinando lo

cual produce una disminución de la producción quedando un remanente llamado petróleo

residual, en este caso se aplican los Métodos de recuperación secundaria y terciaria o también

llamada Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR), si justifica económicamente la operación.

La recuperación secundaria es aplicada mediante la inyección de gas o agua en el reservorio

en pozos denominados “pozos de inyección” mientas que la recuperación terciaria es la que se

aplica luego de la recuperación secundaria, teniendo en cuenta que después de la etapa

primaria y secundaria queda aproximadamente la mitad del volumen de petróleo crudo inicial

en el subsuelo. Allí radica la importancia de hacer una recuperación mejorada. Esta última está

dada, generalmente, mediante la utilización de Gases Miscibles, Químicos, Energía termal y

otros.

La aplicación de los diferentes métodos depende de las características del reservorio y de la

disponibilidad y cantidad de elementos o sustancias a utilizar.

Como en Bolivia se tiene reservorios de gas y condensado en su mayoría y petróleo en menor

cantidad, y que también se sabe que este sector industrial representa la mayor parte de

movimiento económico e ingresos al país, es ahí que radica la importancia de la recuperación

mediantes estos diferentes métodos.

En este caso la aplicación de este proyecto es al campo Humberto Suarez Roca ubicado en el

departamento de santa Cruz de la Sierra que es un candidato para la aplicación de un proceso


2

de recuperación porque el cual se encuentra en una etapa de decaimiento de presión y

producción de petróleo y tiene características favorables para la aplicación de tal proceso.

En este trabajo de proyecto de grado primero se hace un estudio de evaluación de métodos de

recuperación mejorada, para saber cual o cuales son apropiados en base a la información

disponible del campo y reservorio, y luego se propondrá en forma jerarquizada los métodos

para diseñar y simular el proceso con sus respectivas conclusiones y recomendaciones.

2. JUSTIFICACION

La justificación técnica es que debido a que después de la recuperación primaria y secundaria,

previa a estos métodos, todavía queda atrapado en el reservorio un volumen considerable de

hidrocarburo entre el 30% - 50% de las reservas iniciales del reservorio, es necesaria la

aplicación de métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos.

La justificación académica por otro lado, radica en que se obtendrá estudios disponibles que

de alguna manera posibilita a manejarlas y analizarlas a personas o entidades interesadas en el

área y reforzar sus conocimientos y para la aplicación a otros campos en estado de

agotamiento en los cuales las características del reservorio sean similares al campo trabajado o

también en el caso de hacer estudios en el mismo rubro.

La justificación económica que con este trabajo se pretende es: que se quiere es incrementar

los ingresos del país, debido a que existen todavía grandes reservas en el campo que pueden

ser extraídas de una manera económicamente rentable, así, aumentando la recuperación

mediante la aplicación de un método de recuperación mejorada para mejorar los niveles de

producción y que posteriormente estos puedan ser transportados, almacenados y exportados ya

sea industrializados como productos refinaos o simplemente en bruto.

La justificación social es que al haber más recuperación de aceites abra mas respuesta a la

demanda tanto para el consumo interno o ara la exportación. Esto es importante porque de

alguna manera se genera más fuentes de trabajo en todas las fases y ciclo de vida de los


3

hidrocarburos desde la extracción hasta la venta como productos, así, satisfaciendo la

necesidad de muchos bolivianos que tenemos el reto de vivir mejor y salir de la pobreza.

La justificación ambiental radica en el reto que tenemos para tratar de disminuir en lo posible

la contaminación que esta industria genera sin duda alguna, pero que es de gran necesidad

también para la humanidad.

3. OBJETIVOS

3.1. Objetivo general

Evaluar y aplicar un Método de Recuperación Mejorada (EOR) mediante un criterio de

Selección Jerarquizada al Campo Humberto Suarez Roca, para la recuperación de petróleo

contenido en la roca reservorio, que sea técnica y económicamente viable.

3.2. Objetivos específicos

Describir los tipos y procesos de recuperación mejorada o terciaria y su aplicación en los

diferentes tipos de Hidrocarburos.

Realizar una recopilación de datos y análisis de las características del campo Humberto Suarez

Roca y del reservorio de interés.

Hacer un análisis técnico y de otros parámetros de los métodos alternativos de recuperación

mejorada para el reservorio de interés de acuerdo a la información disponible.

Proponer mediante una jerarquización, los procesos EOR viables a ser aplicados al campo

Humberto Suarez Roca.

Hacer el diseño del proceso EOR propuesto mediante el uso de un software, y hacer los

cálculos necesarios que se requieran.

Hacer un evaluación económica de la propuesta de realizada para saber la viabilidad del

proyecto.

CARACTERIZACION DE LOS METODOS EOR Y CRITERIOS DE SELECCION CAPITULO 1

4

CAPITULO 1

FUNDAMENTOS GENERALES DE LA RECUPERACION

MEJORADA

Las etapas de la vida productiva de un reservorio pueden ser subdivididas en tres grandes

categorías: recuperaciones primaria, secundaria y mejorada. En el proceso primario, gracias a

la presión, el petróleo es forzado a salir del reservorio por los mecanismos naturales de

expulsión de los fluidos, como expansión del petróleo con su gas disuelto, empuje por

acuíferos, etc. Cuando la presión del reservorio disminuye y se tiene la suficiente información

desde el punto de vista técnico y económico, se puede inyectar agua o gas para mantener o al

menos reducir la rapidez de declinación de la presión y producción y aumentar la recuperación

final. La conversión de algunos pozos productores a pozos inyectores y la subsecuente

inyección de gas o agua para desplazar el aceite en el reservorio, ha sido denominada como

recuperación secundaria de petróleo.

El petróleo final recuperado de ambos procesos, primario y secundario, está en un rango que

va del 20% hasta el 50% del volumen original, comúnmente, dependiendo de las propiedades

del petróleo y del yacimiento, así como los mecanismos de expulsión de fluidos que actúen.

Pues el objetivo de los procesos de recuperación mejorada es producir parte del aceite

remanente en el yacimiento, bajo condiciones económicas favorables.

1.1 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA.

La recuperación primaria de hidrocarburos se refiere a la recuperación de los volúmenes de

petróleo o gas existentes en el reservorio aprovechando la presión natural del mismo o

mediante métodos artificiales cuando la presión del yacimiento no es muy elevada. 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 bolsa de gas o un acuífero activo. (Salager, J. L., 2005)

La recuperación primaria cuenta con los siguientes componentes:


5

1.1.1 Recuperación Primaria por Surgencia Natural o Depleción Natural.

Es denominado de esta manera porque, la recuperación de los hidrocarburos presentes, se la

realiza únicamente aprovechando la presión natural con la que cuenta el reservorio, sin la

aplicación de ningún método artificial.

1.1.2 Recuperación Primaria Mediante Sistemas de Elevación Artificial.

Los sistemas de elevación artificial para la recuperación de hidrocarburos son aplicados

cuando la presión natural del yacimiento no es suficiente como para producir hidrocarburos

hasta la superficie o cuando esta presión sufre una declinación en la primera fase de la

recuperación.

Los sistemas de elevación artificial son diseñados para cada pozo productor y cada uno tiene

un arreglo de producción de acuerdo a las características del pozo y al tipo de fluido que se

desea recuperar.

Entre los principales sistemas de elevación artificial tenemos a los siguientes: Bombeo

Mecánico (BM), Bombeo Neumático (Gas Lift), Bombeo Electro Centrífugo (BEC) y

Bombeo Hidráulico (BH).

1.2 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA.

Al final de la recuperación primaria aun queda atrapado en el reservorio o yacimiento un

volumen considerable de hidrocarburos que no tienen la energía suficiente para ser elevados ni

por flujo natural ni por sistemas de elevación artificial, dicho volumen llega a ser en algunos

casos superior al 50% de las reservas totales del yacimiento.

Por consiguiente se hace necesaria la aplicación de métodos de recuperación secundaria para

elevar la presión del reservorio, simulando la presión original o mejorándola, y de esta forma

recuperar los hidrocarburos remanentes que se encuentran en el reservorio.


6

Se pueden aplicar varios métodos, siendo los más utilizados, la inyección de agua, la

inyección de gas y combinaciones entre estos.

Estos métodos se hallan desglosados a continuación:

1.2.1 Inyección de Agua.

Este método de recuperación secundaria se aplica con mucha frecuencia, especialmente en

yacimientos que producían petróleo por energía de empuje hidráulico en los cuales la presión

ha sufrido una declinación considerable luego de la primera etapa o recuperación primaria.

El proceso de inyección de agua básicamente consiste en la introducción de agua a presión

controlada, a través de pozos inyectores, hacia la formación productora, en los flancos de

agua, con el objeto de mantener o incrementar la presión del reservorio y desplazar el petróleo

remanente hacia los pozos productores.

1.2.2 Inyección de Gas.

Este método de recuperación secundaria es aplicable preferentemente en yacimientos que

producen hidrocarburos por energía de gas en solución y casquete de gas, antes de que la

presión del yacimiento declinara significativamente.

La inyección de gas en el reservorio se la realiza en el casquete de gas o directamente en la

zona de petróleo mediante pozos inyectores, el gas inyectado incrementa la presión del

reservorio simulando las condiciones originales y provoca el desplazamiento de petróleo hacia

los pozos productores. (Salager, J. L., 2005; Talavera G, J., 2012)

1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROCESOS DE RECUPERACION

MEJORADA

La recuperación terciaria o también llamada Recuperación Mejorada que en inglés es

"Enhanced Oil Recovery" (EOR), también se le conoce como "Improved Oil Recovery"

(IOR), que es la tercera etapa de producción. Esta etapa es la que se aplica después de la

inyección de agua (o de cualquier proceso secundario usado). En la figura 1.1 se muestra el

esquema tradicional de los mecanismos de recuperación y de los procesos EOR, en los cuales


7

se usan fluidos miscibles, productos químicos y energía térmica para el desplazamiento del

petróleo remanente:

Figura 1.1 Clasificación Tradicional de los métodos de Recuperación. (CNH México, 2012)

Los gases usados en los procesos son gases hidrocarburos, CO2, nitrógeno (se contempla

dentro de este rubro, al ser considerado éste un gas inerte y que entra dentro de la clasificación

de los métodos de desplazamiento miscible) y gases de combustión.

Un gran número de productos químicos se han usado comúnmente como son polímeros,

tensoactivos y solventes hidrocarburos.

Los procesos térmicos consisten típicamente en el uso de vapor o agua caliente; también

pueden depender de la generación in-situ de energía térmica, a través de la combustión del

petróleo que se encuentra en la formación.

Los procesos de EOR implican la inyección al yacimiento, de uno o varios fluidos de

diferentes tipos. Estos fluidos inyectados y los procesos de inyección proveen energía al

yacimiento, para así desplazar al petróleo hacia los pozos productores. Adicionalmente, los

fluidos inyectados interactúan con el sistema roca-fluidos del yacimiento, creando las

condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Estas interacciones pueden dar lugar


8

a: reducir la tensión interfacial, reducir la densidad del petróleo, disminuir la viscosidad del

petróleo, cambiar la mojabilidad o crear un comportamiento favorable de fases.

Los procesos de EOR a menudo implican la inyección de más de un fluido. En un caso típico,

un volumen relativamente pequeño de un producto químico costoso (primer bache) es

inyectado para movilizar al petróleo en un frente de inyección. Este primer bache es

desplazado con un volumen más grande de otro producto químico relativamente poco caro

(segundo bache). El propósito del segundo bache es desplazar al primero eficientemente y con

el menor deterioro posible.

En algunos casos, fluidos adicionales de una unidad de costo más baja son inyectados después

del bache secundario, para reducir costos. En tales casos de múltiple inyección de fluidos,

todos los fluidos inyectados han de considerarse parte del proceso EOR, aunque el producto

que ha sido inyectado uniformemente al final, pueda ser agua o gas seco, es inyectado

solamente para crear un desplazamiento volumétrico de los fluidos previamente inyectados

dentro del proceso. (López A., F., 2010)

1.4 YACIMIENTO CANDIDATO PARA UN PROCESO DE EOR

Las características físico-químicas del petróleo a recuperar son variadas: corresponden desde

petróleos pesados (alta viscosidad y alta densidad) hasta petróleos volátiles (baja viscosidad y

una baja densidad). Este rango de aceites involucra una gama de propiedades físico-químicas;

por tal motivo la tecnología de EOR no puede enfocarse a un tipo particular de petróleo.

Una dificultad paralela consiste en los tipos de yacimientos, que varían desde formaciones de

carbonatos a profundidades someras o considerablemente profundas, hasta pequeños cuerpos

de arena.

Finalmente, la saturación, distribución y composición física del petróleo en el yacimiento,

como resultado de las operaciones de producción realizadas, son factores importantes en la

implantación de un proceso EOR.

El petróleo remanente detrás del frente de inyección de agua, queda en gran parte aislado

como gotas entrampadas dentro de los poros o como películas de aceite alrededor de las

partículas de roca; ya que esto depende de la mojabilidad de la roca.


9

La implantación de un proceso de EOR se encuentra bajo muchas circunstancias: El tipo de

petróleo, el yacimiento, la formación, la buena distribución del petróleo, la saturación, el

estado físico resultado de operaciones pasadas, etc., todos estos aspectos y el económico deben

ser considerados particularmente para el diseño de un proceso de EOR en cada yacimiento.

Esta diversidad ha conducido al desarrollo de una amplia variedad de procesos de EOR, los

cuales pueden ser considerados para su implantación, dependiendo del caso que se presente.

(López A., F., 2010)

1.5 CARACTERIZACION DE LOS METODOS EOR Y CRITERIOS DE

SELECCIÓN (Mata A., J. J., 2010)

La selección de un método de recuperación mejorada de petróleo, para su aplicación en un

yacimiento en particular, depende de muchos factores, el lugar en donde se encuentra el

petróleo remanente, las propiedades de los fluidos del reservorio, las condiciones del

reservorio, las heterogeneidades de éste y otros.

En la aplicación de los procesos de recuperación mejorada se hace una clara distinción entre

las propiedades del petróleo y las características del yacimiento requeridas para la

implantación de cada uno de ellos. Para algunos de estos procesos, la naturaleza del yacimiento

jugará un papel dominante en el éxito o fracaso de los mismos.

1.5.1 MÉTODOS DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE

En este tipo de métodos de recuperación, un rango de presiones es necesario para alcanzar la

miscibilidad; por lo tanto existe un requerimiento mínimo de profundidad para estos procesos.

La permeabilidad no es un factor crítico si la estructura es relativamente uniforme. Por otro

lado las características del aceite son de suma importancia.

1.5.1.1 Recuperación por Desplazamiento con Hidrocarburos Miscibles

La inyección de hidrocarburos miscibles consiste en inyectar hidrocarburos de componentes

ligeros al yacimiento, con el fin de alcanzar un desplazamiento miscible. Existen tres diferentes

métodos. Un método utiliza un bache de gas licuado de 5% del volumen poroso del


10

yacimiento, seguido por gas natural o gas y agua. Un segundo método llamado desplazamiento

por gas enriquecido, consiste en inyectar un bache de gas natural del 10 al 20% del volumen

poroso, el cual es enriquecido con componentes desde el etano hasta el hexano, seguido por

gas en su mayoría metano y posiblemente agua. Los componentes enriquecidos son

transferidos desde el gas hasta el aceite. El tercer método y el más común es llamado:

desplazamiento por gas a alta presión, consiste en la inyección de gas a alta presión para

vaporizar los componentes desde el etano hasta el hexano del aceite desplazado.

Adicionalmente, los hidrocarburos necesarios para llevar a cabo este proceso tienen un

importante valor económico, por lo que existe una fuerte oposición a que estos sean inyectados

nuevamente al yacimiento, debido a la incertidumbre en el porcentaje que se recuperará la

segunda vez.

Mecanismos de Recuperación

En la inyección de hidrocarburos miscibles el aceite se recupera mediante:

Desplazamiento miscible del aceite.

Incremento del volumen de aceite.

Disminución de la viscosidad del aceite.

Desplazamiento no miscible. En éste caso la segregación gravitacional puede

mejorar con las condiciones del yacimiento.

La guía de criterio de selección de este método se encuentra en la tabla 2.9 del capítulo 2.

Limitaciones

La profundidad mínima para estos procesos está dada por la presión necesaria para

alcanzar la miscibilidad. Los requerimientos de presión están en un rango de alrededor

de 85 kg/cm2 (1,200 lb/pg2) para un proceso de bache de gas licuado y de 280 a 350


11

kg/cm2 (4,000 a 5,000 lb/pg2) para inyección de gas a alta presión, esto depende del

tipo de aceite.

Una abrupta inclinación de la formación es deseada para permitir una estabilización

gravitacional del desplazamiento (esto no ocurre cuando el desplazamiento es

descendente en forma vertical).

Problemas

La relación no favorable de movilidades puede resultar en una pobre eficiencia de

barrido tanto vertical como horizontal.

Son requeridas grandes cantidades de materiales caros para llevar a cabo el proceso.

1.5.1.2 Recuperación por Desplazamiento con Nitrógeno

La inyección de nitrógeno o gases de combustión son métodos que utilizan dichos gases (no-

hidrocarburos) para desplazar el petróleo en yacimientos donde puede o no presentarse un

proceso miscible, dependiendo de la presión a condiciones de yacimiento y de la

composición del aceite. Debido a sus bajos costos, grandes volúmenes de estos gases pueden

ser inyectados.

El desplazamiento con N2 o gases de combustión es menos eficiente que el desplazamiento

con gases hidrocarburos. El nitrógeno tiene una baja viscosidad, es poco soluble en el aceite y

requiere presiones altas para alcanzar la miscibilidad.

El criterio de selección para el desplazamiento con nitrógeno es similar al desplazamiento de

gas a alta presión. Los requerimientos de presión y temperatura, así como la necesidad de que

se aplique en yacimientos de aceite ligero son mayores si se alcanza una miscibilidad total en

el yacimiento. Los métodos de desplazamiento con N2 se encuentran posicionado entre los

métodos de desplazamiento con hidrocarburos miscibles y desplazamiento con CO2, debido a

que el proceso puede proporcionar recuperación de aceite aún si no se presenta miscibilidad.



12

En la inyección de nitrógeno y gases de combustión el aceite se recupera mediante:

Vaporización de los componentes ligeros del aceite y la generación de procesos

miscibles si la presión es lo suficientemente alta.

Desplazamiento por gas cuando una parte significativa del volumen del yacimiento se

encuentra llena de éste.

Mejoramiento de la segregación gravitacional en yacimientos inclinados.


Limitaciones

La miscibilidad solamente puede ser alcanzada con petróleos ligeros y altas presiones;

no obstante, la profundidad del yacimiento es necesaria.

Una abrupta inclinación de la formación es deseada para permitir una estabilización

gravitacional del desplazamiento (esto no ocurre cuando el desplazamiento es

descendente en forma vertical).

Para un desplazamiento miscible o inmiscible, la inclinación del yacimiento puede ser

crucial para el éxito del proceso.

Problemas

El contraste tan fuerte entre las viscosidades del fluido inyectado y del aceite, puede

resultar en una pobre eficiencia de barrido tanto vertical como horizontal.

La corrosión puede causar problemas durante el proceso con gases de combustión.

Los gases no hidrocarburos deben ser separados del gas producido para su venta.

1.5.1.3 Recuperación por Desplazamiento con CO2

Este método es llevado a cabo mediante la inyección de grandes cantidades de CO2 al


13

yacimiento, aproximadamente 30% o más del volumen poroso ocupado por hidrocarburos.

El CO2 extrae los componentes ligeros e intermedios del petróleo y si la presión es lo

suficientemente alta, se alcanza la miscibilidad para desplazar el petróleo del yacimiento. Los

desplazamientos inmiscibles son menos efectivos pero estos suelen tener una mejor

recuperación que la inyección de agua.

A condiciones de yacimiento, el CO2 es muy soluble en el petróleo, por consiguiente este

aumenta el volumen de petróleo y reduce su viscosidad. Cuando la miscibilidad está próxima,

tanto la fase de petróleo como la fase de CO2, pueden fluir simultáneamente debido a la baja

tensión interfacial y el relativo incremento en los volúmenes totales de las fases combinadas de

CO2 y petróleo, en comparación con la fase de agua. Sin embargo, la generación de

miscibilidad entre el petróleo y el CO2 ocurrirá siempre y cuando la presión sea lo

suficientemente alta.

La presión mínima de miscibilidad ha sido el objetivo en muchas investigaciones de

laboratorio. En un reporte del National Petroleum Conuncil (NPC) de 1976 se presentó una

correlación aproximada entre los grados API y la mínima presión de miscibilidad requerida.

Sin embargo, con datos adicionales que mejoran el entendimiento de este método, se puede

observar que una mejor correlación se obtiene con el peso molecular de las fracciones de aceite

C5+ que con los grados API. La presión requerida debe ser lo suficientemente alta para

alcanzar una densidad mínima en la fase de CO2. A ésta densidad mínima, la cual varía

respecto a la composición del petróleo, el CO2 llega a ser un buen disolvente especialmente

para los componentes intermedios y la miscibilidad requerida puede ser alcanzada para ofrecer

un desplazamiento eficiente.

Debido a los requerimientos de presión en este proceso, la profundidad es un importante

criterio de selección, la inyección de CO2 es normalmente llevada a cabo en yacimientos de

más de 760 metros (2,500 pies) de profundidad. La composición del aceite es también

importante así como su densidad.



14

En la inyección de CO2 el aceite se recupera mediante:

Generación de procesos miscibles cuando la presión es lo suficientemente alta.

Incremento del volumen de aceite.

Disminución de la viscosidad del aceite.

Diminución de la tensión interfacial entre la fase de aceite y la fase de CO2-Aceite.


Limitaciones

Muy baja viscosidad del CO2 resulta en un pobre control de la movilidad.

Disponibilidad del CO2.

Problemas

Un temprano avance del CO2 puede ocasionar muchos problemas tales como: corrosión en los

pozos productores; la necesidad de separar el CO2 de los hidrocarburos; represurización del

CO2 para su reciclaje; un alto requerimiento de CO2 para la producción incremental de aceite.

1.5.2 MÉTODOS QUÍMICOS

Los métodos de recuperación mediante el uso de químicos incluyen el uso de polímeros,

surfactantes/polímeros (las variaciones de éstos son llamados polímeros micelares,

microemulsiones, o bien inyección de agua de baja tensión), e inyección de cáusticos

(alcalinos). Todos estos métodos involucran una mezcla de químicos y otras sustancias en agua.

Por consiguiente estos métodos requieren condiciones favorables para inyectar agua, es decir;

viscosidades de bajas a moderadas, y permeabilidades de moderadas a altas.

Por lo tanto, la inyección de químicos es usada para aceites más viscosos que aquellos que se

pueden recuperar con la inyección de algún tipo de gas o bien para los que sean menos


15

viscosos que los económicamente recuperables mediante el uso de métodos térmicos.

Las permeabilidades del yacimiento deben ser mayores que en aquellos en donde la inyección

de gas se puede llevar a cabo, pero sin ser tan alta como en los que son tratados mediante

métodos térmicos. Generalmente en yacimientos que cuentan con un acuífero asociado activo,

debe evitarse la aplicación de estos métodos debido a las bajas saturaciones de aceite remanente.

Los yacimientos con casquete de gas tampoco serán considerados ya que el aceite desplazado

podría volver a saturar el casquete.

Las formaciones con alto contenido de arcillas no son favorables, debido a que éstas

incrementan la absorción de los químicos inyectados. En la mayoría de los casos, se desea que

la salmuera en los yacimientos tenga una salinidad moderada, con un bajo contenido de iones

divalentes, ya que una alta concentración puede interactuar desfavorablemente con los

químicos.

1.5.2.1 Inyección de Surfactantes/Polímeros

Este método consiste en la inyección de un bache que contiene agua, surfactante, electrolito

(sal) y usualmente un disolvente (alcohol), el tamaño del bache es generalmente del 5 al

15% del volumen poroso, para una alta concentración de surfactantes en éste y del 15 al 50%

para concentraciones bajas. El bache de surfactante es seguido por agua con polímeros en la

que las concentraciones de polímeros están en el rango de 500 a 2,000 mg/l; el volumen de la

solución de polímeros inyectados depende del diseño del proceso.

Para la aplicación de este método, son deseadas viscosidades de aceite de menos de 35 cp de

modo que un adecuado control de movilidad pueda ser alcanzado; un buen control de la

movilidad es esencial en este método para poder así utilizar al máximo los químicos

empleados. Las saturaciones de aceite remanente después de una inyección de agua, deben de

ser de más de 35% para poder asegurar que hay suficiente aceite disponible para recuperar.

Una formación de areniscas es preferente en el uso de este método, ya que los yacimientos de

carbonatos son heterogéneos, contienen salmueras con un alto contenido de iones divalentes y

por lo tanto se puede presentar una alta absorción de los surfactantes.


16

Para asegurar un adecuado proceso de inyección, la permeabilidad debe ser mayor a 10 md y

temperatura de yacimiento debe ser menor a 80 °C (175 °F) para minimizar la degradación de

los surfactantes.


En la inyección surfactante/polímeros, el aceite se recupera mediante:

Disminución de la tensión interfacial entre el aceite y el agua.

Solubilización del aceite.

Emulsificación del aceite y el agua.

Mejoramiento de la relación de movilidad.


Limitaciones

Yacimientos en los cuales la inyección de agua tuvo un área de barrido del 50%.

Preferentemente formaciones relativamente homogéneas.

No son favorables altas cantidades de anhidrita, sulfato de calcio o arcillas.

Con los surfactantes comercialmente disponibles, la formación de cloruros en el agua

debe ser menor a 20,000 ppm y los iones divalentes (Ca++

y Mg++

) menor a 500 ppm.

Problemas

Sistemas complejos y caros.

Posibilidad de separación cromatográfica de los químicos.

Alta absorción del surfactante.

Interacción entre los surfactantes y polímeros.

Degradación de los químicos a altas temperaturas.


17

1.5.2.2 Inyección de Polímeros

El objetivo de la inyección de polímeros es obtener un mejor desplazamiento y una mejor

eficiencia volumétrica de barrido en un proceso de inyección de agua; la inyección de agua

con polímeros consiste en añadir polímeros solubles en agua llana antes de que ésta sea

inyectada en el yacimiento. En este proceso son usadas bajas concentraciones de ciertos

polímeros sintéticos o biopolímeros.

Un apropiado tratamiento con el uso de polímeros puede requerir la inyección de un mínimo

del 25 al 60% del volumen poroso del yacimiento, las concentraciones de polímeros pueden

estar normalmente dentro de un rango de 250 a 2,000 mg/l.

El objetivo de la inyección de agua con polímeros es mejorar la relación de movilidades y

desplazar el aceite que se encuentra atrapado por el agua; sin embargo, se debe tener una

saturación de aceite desplazable de al menos 50%. Es un hecho que la inyección de polímeros

es normalmente más efectiva cuando se inicia con bajas relaciones de producción agua-aceite.

La máxima viscosidad de aceite para este método se encuentra dentro de en un rango de 100 a

150 cp. Si la viscosidad del aceite es muy alta, grandes concentraciones de polímeros serán

necesarias para alcanzar el control de movilidad deseado, en este caso los métodos térmicos

resultaran más atractivos. Este proceso requiere una temperatura de yacimiento menor a 93

°C (200 °F) para minimizar la degradación de los polímeros, este requerimiento limita la

profundidad alrededor de 2,740 metros (9,000 pies).


En la inyección de polímeros el aceite se recupera mediante:

Incremento en la viscosidad del agua de inyección.

Disminución en la movilidad del agua, generando un mayor contacto con el volumen del

yacimiento.

Mejora en la relación de movilidades.



18

Limitaciones

Si la viscosidad del aceite es alta, una alta concentración de polímeros será necesaria

para alcanzar el control de la movilidad deseado.

Los resultados serán mejores si la inyección de polímeros se realiza antes de que las

relaciones agua-aceite comiencen a ser excesivas.

Las arcillas incrementan la absorción de los polímeros.

Algunas heterogeneidades de la formación son aceptadas; sin embargo se debe evitar la

aplicación de este método si el yacimiento presenta grandes fracturas.

Problemas

Una inyectividad de polímeros menor que la que se realizaría con agua puede afectar

negativamente la producción de aceite en una etapa temprana del proceso.

Las poliacrilamidas pierden viscosidad debido a la degradación, o bien pueden

incrementar su salinidad y sus iones divalentes.

La goma Xantana tiene un costo mayor al de los otros polímeros y está sujeta a una

degradación microbial.

1.5.2.3 Inyección de Cáusticos

La inyección de alcalinos o cáusticos consiste en la inyección de soluciones acuosas de

hidróxido de sodio, carbonato de sodio, silicato de sodio e hidróxido de potasio. Los químicos

alcalinos reaccionan con ácidos orgánicos de algunos petróleos para producir surfactantes in-

situ, que dramáticamente disminuyen la tensión interfacial entre el agua y el petróleo. Los

agentes alcalinos además, reaccionan con la superficie de la roca del yacimiento alterando así

la mojabilidad, ya sea la superficie de la roca mojada por petróleo o bien mojada por agua.

El tamaño de un bache para una solución alcalina es de alrededor de un 10 al 15% del volumen

poroso del yacimiento, y las concentraciones de los químicos alcalinos son normalmente de un

0.2 a un 5%.


19

Petróleos con densidades moderadas de 13 a 35 °API son normalmente el blanco para la

inyección de alcalinos. Estos aceites son lo suficientemente pesados para contener ácidos

orgánicos, pero suficientemente ligeros para permitir el control de la movilidad. El rango

máximo de viscosidad para la aplicación de este método es menor de 200 cp, que es ligeramente

mayor al de los polímeros inyectados. La permeabilidad mínima requerida debe ser mayor a

20 mD. La aplicación de este método se debe llevar a cabo preferentemente en yacimientos

de areniscas, dado que los yacimientos carbonatados contienen anhidrita y sulfato de calcio

los cuales reaccionan con los químicos alcalinos y los consumen. Los materiales alcalinos

también son consumidos por arcillas, minerales y silicatos, este consumo es mayor a

temperaturas elevadas, por lo que la temperatura máxima para este proceso es de 93 °C (200

°F).


En la inyección de alcalinos el aceite se recupera mediante:

Una reducción de la tensión interfacial resultante de la producción de surfactantes.

Cambio en la mojabilidad de la roca, de ser mojada por aceite a ser mojada por agua.

Cambio en la mojabilidad de la roca, de ser mojada por agua a ser mojada por aceite.

Emulsificación y desplazamiento del aceite.

Emulsificación y desplazamiento del aceite para ayudar al control de la movilidad.

Solubilización de películas de petróleo y de la interface agua-petróleo.

(No todos los mecanismos se presentan en cada yacimiento).


Limitaciones

Mejores resultados serán obtenidos si el material alcalino reacciona con el aceite; el

aceite debe de contener un numero de ácidos mayor a 0.2 mg KOH/g de aceite.

La tensión interfacial entre la solución alcalina y el aceite debe ser menor a 1x10-7

N/cm (0.01 Dina/cm).

A ciertas temperaturas y en algunos ambientes químicos, un monto excesivo de


20

químicos alcalinos puede ser consumido debido a la reacción con arcillas, minerales o

silicatos en las areniscas del yacimiento.

Los carbonatos son usualmente evitados para este proceso ya que contiene anhidrita y

sulfato de calcio que interactúan negativamente con los químicos cáusticos.

Problemas

Se puede presentar precipitación e incrustación de los cáusticos en los pozos

productores.

Existe un gran consumo de los cáusticos.

1.5.3 MÉTODOS TÉRMICOS

Los métodos térmicos son usados para aquellos yacimientos de aceite pesado que no pueden ser

explotados de otra manera, debido a que el aceite que estos contienen es demasiado viscoso

para fluir sin la aplicación de algún proceso. Para que en este tipo de métodos se obtenga

recuperación de aceite de manera rentable, la formación debe tener una alta permeabilidad y la

saturación de aceite debe ser alta al inicio del proceso.

1.5.3.1 Combustión In-Situ

La combustión in-situ implica una ignición dentro del yacimiento y la inyección de aire

adicional para mantener la quema de ciertos componentes del aceite. La técnica más común es

el frente de combustión, en la cual, dentro del yacimiento mediante la inyección de aire

enriquecido con oxigeno, se produce una ignición y la inyección continua de aire propaga la

combustión desde el pozo inyector hacia el frente.

Una de las variaciones de esta técnica es el frente de combustión seguida por la inyección de

agua. Una segunda técnica es la combustión inversa, en la cual, una ignición es provocada en

un pozo mismo que eventualmente será el pozo productor y la posterior inyección de aire se

llevará a cabo desde pozos adyacentes.

Parte del atractivo de la combustión in-situ es el hecho de que en ella se emplea la inyección

de aire y agua, fluidos que son baratos y abundantes. Sin embargo, significativas cantidades


21

de combustible deben ser quemadas, tanto en la superficie para comprimir el aire, así como en

el yacimiento durante el proceso de combustión. Afortunadamente la peor parte del crudo es la

que se quema, los componentes más ligeros terminan siendo llevados delante del frente de

combustión.

Para los criterios de selección, tanto la inyección de vapor como la combustión in-situ son

considerados de la misma forma. En general, la combustión debe ser la opción cuando las

pérdidas de calor en el proceso de inyección de vapor pueden llegar a ser muy grandes. Es

decir, la combustión in-situ debe ser llevada a cabo en yacimientos más profundos y en

aquellas arenas donde las pérdidas de calor con la inyección de vapor sean excesivas. La

capacidad para inyectar a alta presión por lo general es importante, por lo que la profundidad

mínima para este proceso se ha mantenido alrededor de 150 metros (500 pies).

Finalmente, si todos los criterios de selección son favorables, la combustión parece ser un

atractivo método de recuperación para yacimientos que no pueden ser tratados con métodos

utilizados en aceites ligeros. Sin embargo, el proceso es muy complicado, con muchos

problemas prácticos tales como la corrosión, la erosión y las pobres relaciones de movilidad de

los fluidos.


En la combustión in-situ el aceite se recupera mediante:

Transferencia de energía en forma de calor mediante conducción y convección que por

lo tanto, disminuye la viscosidad del aceite.

Los productos de la destilación de vapor y del craqueo térmico que son llevados en el

frente de combustión para mezclarse con el aceite de mejor calidad.

Quema de coque que es producto de los componentes más pesados del aceite.

Por la presión suministrada al yacimiento mediante la inyección de aire.


Limitaciones


22

Si no es depositado el coque suficiente, producto del aceite que está siendo quemado,

no se podrá mantener el tiempo requerido el proceso de combustión.

Si es depositado demasiado coque, la tasa de avance de la zona de combustión será

lenta y la cantidad de aire requerida para mantener el proceso será muy alta.

La saturación de aceite y la porosidad deben ser altas para minimizar las pérdidas de

calor en la formación.

El proceso tiende a tener un barrido por la parte alta del yacimiento, por la tanto la

eficiencia de barrido será pobre en formaciones con espesores grandes.

Problemas

Se puede dar una relación de movilidades desfavorable.

Es un proceso complejo, se requiere para su implantación grandes inversiones de

capital, además de ser un proceso de difícil control.

La producción de gases de combustión puede presentar problemas en el entorno.

Problemas operacionales tales como, una alta corrosión debido al pH del agua caliente,

serias emulsiones agua-aceite, incremento en la producción de arena, deposición de

carbón y parafinas, fallas en las tuberías y en los pozos productores debido a las altas

temperaturas.

1.5.3.2 Inyección de Vapor

En el proceso de inyección de vapor, éste es continuamente introducido mediante pozos

inyectores para reducir la viscosidad del aceite y proveer una fuerza de desplazamiento que

permita llevar más aceite hasta los pozos productores. En un típico tratamiento de inyección de

vapor, el fluido a inyectar a condiciones de superficie debe contener alrededor de un 80% de

vapor y un 20% de agua, una vez que el vapor es inyectado en el yacimiento, la energía en

forma de calor es transferida a la formación y a los fluidos propios del yacimiento así como a

algunas formaciones adyacentes. Debido a la transferencia de energía, parte del vapor se

condensa y se produce una mezcla de vapor y agua caliente que fluye a través del yacimiento.

La inyección de vapor puede trabajar mediante un desplazamiento de agua y aceite hasta


23

formar un banco de aceite delante de la zona de vapor. Idealmente este banco de aceite

permanece en el frente de desplazamiento incrementando su tamaño hasta que alcanza los

pozos productores. Sin embargo, el vapor puede fluir sobre el aceite y transferir a éste su

energía en forma de calor. En la interface de los fluidos, el aceite disminuye su viscosidad y

puede ser desplazado junto con el vapor hasta los pozos productores. Tanto como sea la

cantidad de aceite que se desplaza, la zona de vapor se expande verticalmente y la interface

vapor-aceite se mantiene.

Aunque la inyección de vapor es comúnmente usada en aceites con densidades de alrededor de

10-25 °API, este método pude ser aplicado a aceites con densidades mayores. Aceites con

viscosidades menores a 20 cp usualmente no son candidatos para la inyección de aire, ya que

la inyección de agua resulta ser una opción más atractiva debido a su menor costo, el rango

normal de viscosidades donde puede ser aplicado este método es de 100-5,000 cp.

Una alta saturación de aceite en el yacimiento es requerida debido al intenso uso de energía

para la generación de vapor. Con el propósito de minimizar la cantidad de energía transferida a

la roca y maximizar la cantidad transferida al aceite, se desea tener yacimientos con

porosidades altas, esto significa que las formaciones de areniscas o de arenas no consolidadas

son el principal objetivo para este método. El producto de la saturación de aceite por la

porosidad debe de ser mayor a 0.08. Mientras mayor sea el espesor del yacimiento, mayor será

la eficiencia térmica.

Se requieren altas permeabilidades para llevar a cabo un adecuado proceso de inyección de

vapor, éstas deben de ser mayores a 200 mD o bien preferentemente mayores a 500 mD; la

transmisibilidad debe ser mayor a 30 mD-m/cp (100 mD-pie/cp) a condiciones de yacimiento.

Las pérdidas de energía en forma de calor comienzan a ser un factor importante a

profundidades mayores a 762 metros (2,500 pies) y el método usualmente no es considerado

para yacimientos con profundidades mayores a los 1,371 metros (4,500 pies); por otro lado,

profundidades someras alrededor de 90 metros (300 pies) pueden no permitir un buen proceso

de inyección debido a las presiones requeridas que pueden exceder el gradiente de fractura.



24

En la inyección de vapor el aceite se recupera mediante:

Transferencia de energía en forma de calor hacia el crudo y disminución de su

viscosidad.

Suministro de presión para el desplazamiento del aceite hasta los pozos productores.

Destilación de vapor, especialmente en aceites ligeros.


Limitaciones

La saturación de aceite debe ser muy alta y la zona de avance debe de tener más de 6

metros (20 pies) de espesor para minimizar las pérdidas de energía en forma de calor

hacia las formaciones adyacentes.

Este proceso puede ser empleado para aceites muy ligeros pero esto no se hará si los

yacimientos responden favorablemente a la inyección de agua.

La inyección de vapor será principalmente empleada en yacimientos con un alto

contenido de aceites viscosos, areniscas o arenas no consolidadas con permeabilidades

altas.

Debido a las excesivas perdidas de calor en el pozo, los yacimientos a tratar con este

método deben ser someros, siempre y cuando exista la presión suficiente para mantener

los gastos de inyección.

La inyección de vapor no es normalmente usada en yacimientos carbonatados.

Alrededor de un tercio del aceite adicional recuperado es utilizado para generar los

requerimientos de vapor. Por lo tanto, los costos por barril incremental de aceite, son

altos.

Problemas

Se puede dar una relación de movilidades desfavorable.

Canalización del vapor.


25

1.6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA

Los criterios de selección de viscosidad, profundidad y permeabilidad se presentan

gráficamente en las siguientes figuras mostradas abajo. Las figuras contienen algunas

características, las cuales permiten una rápida aplicación de los criterios de selección; sin

embargo, éstas no pueden remplazar un criterio de selección detallado. El rango de valores en

las figuras está indicado por diferentes áreas, las cuales están designadas con diferentes palabras

tales como, "Bueno", "Difícil", "Posible"; no obstante, esta notación no quiere decir que los

métodos indicados sean seguros para su aplicación; estas graficas sólo indican cual es el rango

de preferencia para determinadas características del petróleo o del yacimiento. La mayoría de

las guías de selección están sujetas a cambios debidos a nueva información producto de estudios

de laboratorio, pruebas de campo y experiencias. La influencia de la viscosidad sobre la

factibilidad técnica de los diferentes métodos de recuperación está ilustrada en la Figura 1.2

Figura 1.2 Rangos de viscosidad preferentes para métodos EOR. (Mata A., J. J., 2010)

La Figura 1.3 muestra que los procesos de recuperación mejorada que trabajan bien con

aceites ligeros, tienen más requerimientos específicos de profundidad. Como se mencionó

anteriormente, cada método de inyección de gas tiene una presión mínima de miscibilidad

para un aceite dado y el yacimiento debe ser lo suficientemente profundo, de tal manera que se

pueda tener la presión requerida.


26

Figura 1.3 Limitaciones de profundidad para métodos EOR. (Mata A., J. J., 2010)

En la Figura 1.4 se muestra que los tres métodos que cuentan con inyección de gas, son los

únicos técnicamente factibles en yacimientos con permeabilidades extremadamente bajas.

Los tres métodos que utilizan como apoyo la inyección de agua necesitan permeabilidades

mayores a los 10 mD, para poder inyectar los químicos o emulsiones y lograr recuperar parte

del aceite remanente del yacimiento.

Figura 1.4 Guía de permeabilidad para métodos EOR. (Mata A., J. J., 2010)


27

1.7 HETEROGENEIDAD DE YACIMIENTO

La heterogeneidad del yacimiento debe ser un factor a considerar en los criterios de selección

de un método de recuperación para un yacimiento dado. Ésta existe en todos los niveles desde

una escala microscópica hasta una escala macroscópica.

La heterogeneidad en micro-escala se encuentra en propiedades tales como la

permeabilidad, la porosidad y la presión capilar, de ésta depende el potencial de

almacenamiento del petróleo, los gastos de flujo y el petróleo residual.

La heterogeneidad en una meso-escala está en función de las estructuras sedimentarias,

pliegues y la estratificación cruzada.

La heterogeneidad en macro-escala se crea a partir del acomodo de arenas individuales

y cuerpos de lutitas en el yacimiento. Esta arquitectura define la dirección del flujo

entre los pozos, y determina como será el drene de un yacimiento, así como los sitios

donde los hidrocarburos no podrán ser recuperados.

Las heterogeneidades en micro-escala y en meso-escala han sido estudiadas detalladamente

en el campo de la recuperación mejorada, por lo cual la aplicación de muchos procesos está

diseñada bajo estas características. Por otro lado poca información es presentada sobre el

impacto de las más grandes heterogeneidades.

1.8 ASPECTOS ECONÓMICOS

Sin duda alguna, el aspecto económico dentro del análisis para implantar un proceso de

recuperación mejorada en algún yacimiento es de suma importancia; es por esta razón que los

análisis económicos deben forzosamente contemplar todo lo mencionado en la sección

tratada anteriormente (Factores técnicos y geológicos), además de datos de producción, datos

históricos de presión, propiedades de los fluidos, análisis PVT, entre otros.

En la Tabla 1.1 se muestra la producción estimada anual mediante distintos procesos de

recuperación mejorada y para varias regiones del mundo; de dicha tabla podemos apreciar que

los procesos térmicos son los más utilizados al menos en Estados Unidos; en Venezuela

también son los más utilizados por no decir que son los únicos que se implantan. Esto nos

dice que dichos procesos ofrecen una buena recuperación. Por otra parte es importante


28

mencionar que a nivel mundial, también los procesos de desplazamiento miscible se

emplean en gran medida casi como los procesos térmicos; esto sin lugar a dudas es una señal

de que ambos procesos pueden operar satisfactoriamente bajo las condiciones geológicas,

técnicas y por supuesto económicas. Aunque como sabemos, siempre será necesario un diseño

adecuado de un proceso de recuperación mejorada para cada yacimiento.

Producción mundial de aceite estimado anual por procesos de recuperación mejorada (bbl/día x 1000)

País Procesos

térmicos

Procesos

miscibles

Proceso

químicos

Total de

RM

% (Total de RM de cada

país respecto al total)

Estados Unidos 454 191 11.9 659.9 42 %

Canadá 8 127 17.2 152.2 10 %

Europa 14 3 - 17 1 %

Venezuela 108 11 - 119 7 %

Sudamérica 2 - - 17 1 %

Rusia 20 90 50 160 10 %

Otros 171* 280** 1.5 452.5 29 %

TOTAL 777 702 80.6 1574.6 100 %

* Campo Durf (Indonesia)

** Campos Hassai-Messaoud (Algeria) e Intisar (Libia)

Tabla 1.1 Producción mundial de aceite estimada anual por procesos de

recuperación mejorada. (López A., F., 2010)

La figura 1.5 ilustra a grandes rasgos cuál es el costo incremental aproximado por cada barril de

petróleo extraído a través del proceso en cuestión, así como la recuperación total en % de

volumen original de aceite en el yacimiento (OOIP). Como se puede observar los procesos

térmicos y los procesos de desplazamiento miscible se encuentran en un "término medio"

pues la recuperación total máxima de los procesos térmicos es de aproximadamente 60% OOIP

a un costo aproximado de 26 $/bl y los procesos de desplazamiento miscible tienen una

recuperación total máxima de 55% OOIP a un costo de 31 $/bl; es decir, tenemos una

recuperación aceptable a un precio razonable, a comparación de los otros procesos.


29

Figura 1.5 Grafica comparativa de costos incremental de petróleo para distintos

procesos de recuperación mejorada. (López A., F., 2010)

APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA CAPITULO 2

30

CAPITULO 2

APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA

2.1 INFORMACION GENERAL DEL CAMPO HSR

2.1.1 Áreas con potencial Hidrocarburífero

Bolivia cuenta con zonas de alto potencial Hidrocarburífero como demuestran los estudios

geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas como nuevas reservas

en el futuro cercano, como ser la cuenca Madre de Dios, Sub-andino Norte y Sur, Pie de

Monte, el Chaco, Pantanal y el Altiplano. Estas zonas representan el gran potencial

Hidrocarburífero de Bolivia y es interés de todos los bolivianos realizar nuevas exploraciones.

A continuación en las Figuras A.1 y A.2 del anexo A, muestran las áreas de Exploración y

Explotación juntamente con las provincias geomorfológicas y Mapa de Cuencas

Hidrocarburiferas.

2.1.2 Yacimientos susceptibles a la aplicación de Recuperación EOR

Los yacimientos aptos para la aplicación de métodos EOR son aquellos que cuentan con

petróleos viscosos y medianamente viscosos (medianamente pesados).

En Bolivia contamos con campos petrolíferos con algunas de estas características, los cuales

se muestran a continuación:

CAMPOS PRODUCTOS

H. SUAREZ ROCA HSR Petróleo y Gas en Solución

LOS PENOCOS LPS Petróleo y Gas en Solución

LOS CUSIS LCS Petróleo y Gas en Solución

PATUJUSAL PJS Petróleo y Gas en Solución

MONTEAGUDO MGD Petróleo y Gas en Solución

BERMEJO BJO Petróleo y Gas en Solución

Tabla 2.1. Campos aptos para los métodos EOR. (Chaco YPFB)


31

El área Humberto Suarez Roca, que abarca los Campos Patujusal, Los Cusis y Humberto

Suarez Roca, es el más apto para la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada,

especialmente los Campos Patujusal Oeste y H. Suarez R., por contar con petróleo

medianamente pesado de una densidad de entre 25-35 °API, y ser actualmente el petróleo más

viscoso que produce Bolivia.

Figura 2.1 Zona de ubicación del Campo HSR en el Área del Boomerang Hills .

(HidrocarbrurosBolivia)

De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de petróleo medianos

(22-31 °API) se ha llegado a la conclusión de que el campo petrolero H. Suarez Roca es el

más representativo por las características que presenta el tipo de crudo que almacena y por las

características estructurales. Estos Campos se encuentran dentro del llamado “Boomerang

Hills”.

2.1.3 Cronología del Campo Humberto Suárez Roca (HSR).

El Pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzo 2446 metros de

profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el reservorio Sara del sistema

Silúrico. Durante su perforación se cumplieron los objetivos de investigar las areniscas

Ayacucho y Piraí del Devónico y arenisca Sara del Silúrico, considerados como objetivos


32

básicos. Asimismo se investigaron las areniscas del Terciario Basal, Cretácicas y Carboníferas

como objetivos secundarios.

Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas, se concentro la

atención en la Arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de producción, en el tramo 2132

– 2136 mbbp, (metros bajo boca pozo), con resultados altamente favorables por tratarse de

hidrocarburo relativamente pesado (24 - 31 °API). Este nivel corresponde al reservorio Sara

“A” con (5,3 - 29,5) metros de espesor neto productivo de petróleo.

Nueve pozos fueron perforados por YPFB hasta Diciembre de 1994, sumando un total de diez

pozos en el campo.

El Pozo HSR-2 con 2190 mbbp, cumplió con el objetivo de demostrar la productividad del

reservorio Sara hacia el oeste del pozo descubridor (HSR-X1).

A pesar de la posición estructural más baja de este pozo con relación al descubridor (- 41

metros), el reservorio Sara salió productor de petróleo entre (24 – 31) °API con una presión

similar a la obtenida en el pozo descubridor de 2990 (psi). Este nivel corresponde al reservorio

Sara “A” con 5,3 metros de espesor productivo de petróleo.

El Pozo HSR-5 con 2070 metros de profundidad final, resulto gasífero, este corresponde al

reservorio Sara “BC” de 41,4 metros de espesor productivo.

La perforación del pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los

objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y permitiendo la evaluación

del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara en el Bloque Alto han resultado

positivas, lográndose la producción de petróleo en el reservorio Sara “A” con un espesor

productivo de 10,6 metros y espesor saturado de gas en el reservorio Sara “BC” de 33,1

metros de espesor.

Con el pozo HSR-4, se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo en el sector

central. La prueba de producción en la arenisca Piraí tuvo resultados positivos,

constituyéndose en un nivel productor de gas. El espesor saturado de hidrocarburos es de

aproximadamente 15 metros.


33

El pozo HSR-6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de mantener una

adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el menos profundo perforado

hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este pozo el reservorio Sara “BC” tiene 6,8

metros de espesor productivo de gas y el reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor

productivo de petróleo.

El pozo HSR-8 con 2230 metros de profundidad final, cumplió satisfactoriamente los

objetivos propuestos. Se determinó que la Arenisca Sara “BC” tiene 16 metros

correspondientes al casquete gasífero y que la Arenisca Sara “A” tiene 26 metros

correspondientes al cinturón petrolífero, también determinó que la Arenisca Ayacucho tiene

buenas perspectivas de contener hidrocarburos.

El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara “BC” se

determino un espesor útil productivo de 5 metros para Gas y 20 metros para petróleo en la

Arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de agua de 38%. El petróleo

tiene una densidad de 25,3 °API. Asimismo se determinó que la Arenisca Ayacucho tiene un

espesor útil de 13 metros, una porosidad de 13% y una saturación de 42%, quedando como

reservorio potencial para una posterior intervención y explotación.

En 1997 con la Capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) esta

área quedo adjudicada a la Empresa Petrolera CHACO S.A. que es la actual operadora de este

campo.

A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento artificial con

agua (hidráulic lift) y gas (gas lift) como fluidos motrices.

En este campo se perforaron 10 pozos, actualmente tres son productores, uno es sumidero, tres

están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención. La profundidad promedio

de estos pozos es de 2.300 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores

Sara y Piraí.

La producción promedio por día actual de este campo es de 440 barriles de petróleo y 0,3

millones de pies cúbicos de gas.


34

2.1.4 Ubicación Geográfica del Campo HSR.

El centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo

HSR-X1 y el pozo HSR-6, cuyas coordenadas UTM son las siguientes:

X = 416657,90 Y = 8124218,00 Zt = 260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:

16° 53’ 06”,5 de Latitud Sur.

63° 46’ 46”,7 de Longitud Oeste.

El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque productor en el

reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del contacto agua-petróleo.

Políticamente el campo Humberto Suárez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la Provincia

Sara del Departamento de Santa Cruz. Esta Localizado a 111 Km al Norte 38° Oeste de la

ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de Santa Rosa (Boomerang Hills),

dentro de la zona de Pie de Monte del Subandino.

A continuación en la tabla 2.2 siguiente se muestra cada uno de los pozos productores y pozo

inyector con sus respectivas profundidades y coordenadas.

POZO X

coordenadas

Y

coordenadas

PROFUNDIDAD

TOTAL (m)

ELEVACION

KB

HSR-X1 416910.96 8124083.68 2446 256.90

HSR-4 416646.60 8124424.49 2745 276.10

XSR6 416357.28 8124349.21 2226 261.30

HRS-10

(inyector) 416629.22 8124242.98 2250 278.20

Tabla 2.2 Cuadro Estructural Comparativo HSR. (Chaco YPFB)

2.1.5 Características Geológicas del Campo HSR.


35

Los antecedentes geológicos, las características morfoestructurales y el tipo de estructura que

conforma el reservorio perteneciente al Campo HSR se explican detalladamente a

continuación:

2.1.5.1 Antecedentes Geológicos.

En 1960 con trabajos de cobertura sísmica se define la estructura de Santa Rosa de 18 Km de

largo, situada entre las estructuras de Palometas por el Este y Junín por el Oeste.

Posteriormente se perforaron algunos pozos pero fueron improductivos, hasta que en 1973 se

perfora el pozo Santa Rosa Oeste-X1 (SRW-X1) con el cual se descubren reservorios

Gasíferos en niveles del Devónico (Arenisca Ayacucho y Piraí) y del Silúrico (Arenisca Sara).

En 1981 se perfora el pozo (SRW-X2), éste salió improductivo. En base a estos resultados y

buscando una mejor posición estructural, se propuso la perforación del pozo SRW-X3 el cual

en 1982 alcanzó la profundidad final de 2446 metros, con la que se investigó todos los

reservorios de los Sistemas Terciario, Cretácico, Carbonífero, Devónico y Silúrico.

Realizada la evaluación de los reservorios atravesados, se concentró el interés en La Arenisca

Sara del Silúrico en la que se efectuó una sola prueba de producción con resultados altamente

favorables, por tratarse de un hidrocarburo pesado.

Posteriormente, se determinó que la culminación donde se perforo el pozo petrolífero SRW-

X3 se denomine Campo Humberto Suárez Roca, por lo que el pozo SRW-X3 fue denominado

como pozo HSR-X1, quedando separado al Oeste de la estructura de Santa Rosa Oeste con el

pozo SRW-X1.

2.1.5.2 Características Morfoestructurales.

El campo Humberto Suárez Roca está ubicado entre los campos Santa Rosa y Santa Rosa

Oeste, sobre un mismo lineamiento estructural.

Morfoestructuralmente el campo HSR se encuentra dentro de la zona de pie de monte,

correspondiente al área Boomerang en su sector oriental (entre los ríos Piraí y Yapacaní); área


36

caracterizada por una cadena de colinas alineadas en forma de arco de rumbo general Este –

Oeste, denominado Boomerang Hills.

Dichas colinas presentan una topografía suavemente ondulada con diferencia de relieve del

orden de los 70 metros.

Regionalmente, el área Boomerang se encuentra a su vez dentro de la zona del “Codo del

Subandino” en la región de Santa Cruz. Tal como acontece en todo el Subandino, el relieve

topográfico en el área del Boomerang se halla en relación directa con el relieve estructural.

Específicamente el Boomerang Hills refleja la deformación tectónica del último frente de la

orogénesis Andina que se inició en el Mioceno Medio de la era Terciaria, dicha deformación

tectónica dio origen a un importante lineamiento anticlinal.

2.1.5.3 Estructura.

El campo Humberto Suárez Roca corresponde a una estructura separada de las estructuras

Santa Rosa y Santa Rosa Oeste por sillas estructurales; de tal modo que de Este a Oeste se

encuentran las estructuras de Santa Rosa, Humberto Suárez Roca, Santa Rosa Oeste, Junín,

Palacios, Urucú y Puerto Palos. Inmediatamente al Sur del lineamiento indicado, se

encuentran las estructuras de Bufeo, Puquío y Yapacaní, detrás de este lineamiento se

encuentran las estructuras de Los Cusis, Penocos y Patujusal.

Fallas antitécticas configuran en el flanco un sistema de cuatro bloques fallados en los que los

reservorios Devónicos y Silúricos sellan pendiente arriba contra la falla longitudinal y

lateralmente contra las fallas antitécticas.

El campo Humberto Suárez Roca corresponde a un anticlinal fallado longitudinalmente según

su eje de charnela, constituyendo un flanco de pendiente general suave de 12° hacia el Sur, el

cual se halla fracturado longitudinalmente por la Falla “B” de orientación Este-Oeste y de

buzamiento Sur; de tal modo que los reservorios Devónicos y Silúricos cierran hacia el Norte

pendiente arriba contra la Falla “B” o Boomerang; de igual manera, los reservorios cierran

lateralmente en sentido Este-Oeste contra fallas antitéticas de orientación Noreste-Suroeste,


37

constituyendo bloques diferenciados; por lo que la estructura Humberto Suárez Roca se define

como una trampa de falla.

Las fallas antitéticas en combinación con la Falla Boomerang, imprimen a la estructura una

configuración de bloques escalonados, afectando la posición estructural relativa de cada uno

de los reservorios.

El sistema de fallas mencionadas divide a la estructura en cuatro bloques, el Bloque Central

146 (HSR-1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10), el Bloque Occidental 9 (HSR-9), el más alto

estructuralmente, el Bloque Oriental 358 (HSR-3, HSR-5 y HSR-8), más alto que el bloque

central y el Bloque Sur 27 (HSR-2 y HSR-7), el más bajo estructuralmente.

2.1.5.4 Secuencia Estratigráfica.

La secuencia estratigráfica atravesada comprende sedimentitas de edad Terciaria, Cretácica,

Carbonífera, Devónica y Silúrica. La secuencia estratigráfica esquematizada del campo HSR

es representada en la Tabla 2.3.

El Reservorio Productor del campo Humberto Suárez Roca es la Arenisca Sara del sistema

Silúrico. El número de reservorios probados del campo HSR son tres:

Piraí de la Formación Yapacaní.

Sara “A” (Petrolífero) de la Formación El Carmen.

Sara “BC” (Gasífero) de la Formación El Carmen.


38

SISTEMA FORMACION RESERVORIO

Chaco Inferior

Yecua

Petaca

Yantata

Ichoa

Carbonífero

Limoncito (Los Monos)

1 - A

1 - C

*Ayacucho Sup.

*Ayacucho Inf.

**Pirai

Boomerang (Icla)

***Sara A****Sara BC

Silúrico El Carmen

Terciario

Cretácico

YapacaniDevónico

Tabla 2.3 Secuencia Estratigráfica HSR. (Chaco YPFB)

a. Formación Yapacaní.

La Formación Yapacaní tiene en su conjunto un espesor de 230 m, en dicha formación la

arenisca Piraí es la que se encuentra probada, siendo un reservorio de gas, mientras que las

areniscas Ayacucho Superior e Inferior son consideradas como reservorios potenciales.

La Arenisca Piraí, con un espesor del orden de los 40 m, está constituida por un solo paquete

arenoso. Se compone de arenisca cuarzosa, gris clara, de grano fino a muy fino, subangular a

subredondeado, bien seleccionada, dura, de porosidad promedio de 13%.

b. Formación El Carmen.

La Formación El Carmen comprende la secuencia Silúrica, en su conjunto tiene un espesor

promedio de 250 m, la Formación El Carmen abarca la arenisca Sara en la parte superior y

otra arenisca sin especificar en la parte inferior. La arenisca Sara comprende dos reservorios,

La Arenisca BC con espesores productivos de gas de (6,8 – 33,1) metros y la Arenisca A con

espesor productivo de petróleo (cinturón de petróleo) de (5,3 – 29,5) metros.

* Reservorios Potenciales.

** Reservorio de Gas.

*** Cinturón de Petróleo.

**** Casquete de Gas.


39

Según análisis efectuados, la Arenisca Sara es una arenisca cuarzosa, limpia, gris blanquecina,

de grano fino subangular, selección regular a buena, de porosidad promedio de 15%,

permeabilidad promedio de 15 md y densidad de roca 82 lb/pie3. Estas sedimentitas se

depositaron en ambiente de alta energía. La Arenisca Sara tiene un espesor promedio de 65 m.

Por debajo de la Arenisca Sara se presenta una arenisca cuarzosa, blanquecina, de grano fino a

medio, subangular a subredondeado, de regular a pobre selección, silícea, dura, compacta, con

intercalaciones en el tope de láminas de limonita muy oscuras con hojuelas de mica dispersa.

En todo el tramo intercalan niveles muy delgados de limonita gris oscura micácea. Este

reservorio tiene un espesor promedio de más de 185 m.

2.1.6 Análisis de la Presión del Reservorio Sara.

Figura 2.2 Presión del reservorio “Sara A” (YPFB Chaco)

PRESSURE VALUES

Sara Reservoir

2720

2770

2820

2870

2920

2970

3020

1976-08-28 1982-02-18 1987-08-11 1993-01-31 1998-07-24 2004-01-14 2009-07-06

Date

Pre

ssu

re (

psia

)

HSR-1 HSR-3 HSR-2

HSR-4L HSR-5 HSR-6L

HSR-8 HSR-10


40

Como se puede observar en la figura 2.1, la presión inicial de 2997 (psi) no está modificada

sensiblemente a través del tiempo. Esto indica que las presiones están influenciadas por el gas

del casquete y el agua del acuífero, donde no se ha extraído apreciables volúmenes.

2.1.7 Análisis de Reservorio.

2.1.7.1 Parámetros Petrofísicos.

Los parámetros petrofísicos se reportan en la Tabla resumen 2.4

Tabla 2.4 Parámetros del reservorio “Sara A” (YPFB Chaco)

El análisis cromatografico de gases se muestra en la Tabla A1 en el anexo A, es una

cromatografía actual, la que pertenece a los pozos HSR-X1 y HSR-4 que corresponden al

bloque (146).

2.1.7.2 Reservas de Petróleo en la Arenisca Sara “A”.

a. Reservas Originales In Situ.

Las reservas originales In Situ de petróleo han sido estimadas utilizando el método

volumétrico. Las reservas están sustentadas por la evaluación realizada por la Compañía

INTECH en el año 1991, las mismas se muestran a continuación:

Petroleo Gas en Solucion Petroleo Gas en Solucion

(Bbls) (MMPC) (Bbls) (MMPC)

Sara "A" 6,727,700.00 2,520.00 1,177,100.00 1,260.00

TOTAL 6,727,700.00 2,520.00 1,177,100.00 1,260.00

Originales InsituReservorio

Reserva Probada

Tabla 2.5 Reservas Originales de Petróleo. (YPFB Chaco)

Reservorio (%) Sw (%)

Arenisca 1-C 13.4 30.7

Ayacucho Sup. 16.4 43.5

Ayacucho Inf. 14.5 4.8

Sara BC (Gas) 12.3 43.5

Sara A (Pet.) 15.2 37.0


41

b. Reservas Actuales de Petróleo.

Las reservas actuales de Petróleo en la Arenisca Sara “A” se muestran a continuación, los

mismos están sustentados por el estudio de reservas y producción acumulada de la Empresa

Petrolera CHACO S.A. que fue presentado el mes de Agosto de 2011.

PARAMETRO Unid. HSR-X1 HSR-4 HSR-6 HSR-10 TOTAL PROMEDIO

Porosidad % 12 15 15 15 14.25

Sw % 32 36 33 44 36.25

H M 37 34 44 44 40

Radio dren. M 117.00 52.00 99.00 34.00 -------- Radio Resv. M 230.00 150.00 200.00 100.00 -------- OOIS bbls 1,845,750.00 597,534.00 1,520,163.00 272,926.00 4,236,373.00 Factor Recup. % 30 20 28 28 Reserva bbls 553,725.08 119,506.78 425,645.52 76,419.32 1,175,296.70 prod. Acum. bbls 474,735.00 71,486.00 373,560.00 31,726.00 951,507.00

Res. Reman. bbls 78,990.06 48,020.78 52,085.52 44,693.32 223,789.68

Tabla 2.6 Reserva bloque 146. (YPFB Chaco)

En la figura A.4 del anexo A, se muestra el mapa estructural tope de arena Sara del Campo

HSR.

c. Producción y Estado Actual de los Pozos.

En el Campo Humberto Suárez Roca, actualmente se encuentran produciendo solamente tres

pozos, HSR-X1, HSR-4 y HSR-5. Los demás pozos se encuentran cerrados, esperando

intervención o abandonados. Solo se cuenta con un pozo inyector de agua disposal (HSR-3).

En la Tabla 2.7 se muestra el estado actual de los pozos HSR, con datos actualizados hasta

Julio 2011, mientras que en la Tabla 2.8 se muestra la producción diaria de los pozos.

Tabla 2.7 Producción Diaria. (YPFB Chaco)

Campo Pozos Petróleo

(bbls) Gas

(MPC) Agua (bbls)

HSR HSR-X1 31 3 141

HSR HSR-4 52 0 0

HSR HSR-6 44 29 557

TOTAL

127 32 698


42

POZO Productor Cerrado EI AbandonadoInyector Agua

Disposal

HSR-X1 P

HSR-2 A

HSR-3 EI

HSR-4 P

HSR-5 EI

HSR-6 P

HSR-7 A

HSR-8 EI

HSR-9 A

HSR-10 INY

EI = Esperando Intervención

Tabla 2.8 Estado Actual de Pozos del Campo HSR. (YPFB Chaco)

Según estudios reciente realizados por YPFB el factor de recuperación de la arenisca Sara es

de 16% mas un 7% adicional por el casquete de Gas.

La explotación actual es mediante inyección de agua a través de los baleos en la zona

petrolífera en la posición estructural óptima. Este método de recuperación es combinado con

métodos de elevación artificial, Gas Lift e Hidraulic Lift, con los que se logra factores de

recuperación entre 30% y 40%.

Con el método implantado, mediante este proyecto, se quiere obtener factores mayores de

recuperación en más corto tiempo.

2.2 SELECION JERARQUIZADA

2.2.1 Introducción


43

En la presente sección se presentarán las diversas opciones de recuperación mejorada que

podrían ser implantadas en el yacimiento HSR; en la secciones anteriores se ha comentado el

enorme desafío que representa incrementar las reservas de aceite, siendo una opción

precisamente la implantación de procesos de recuperación mejorada en yacimientos maduros o

en etapa de declinación.

Para la presentación del estudio de factibilidad se tratarán los procesos de recuperación

mejorada analizados en el capítulo 1, y se utilizará las propiedades petrofísicas, información

geológica y propiedades de los fluidos contenidos en el reservorio en el que se implantará el

proceso de recuperación mejorada; dichas propiedades se enumeran a continuación:

a) Densidad del aceite (ºAPI)

b) Viscosidad del aceite (cp)

c) Saturación de aceite (%)

d) Espesor del intervalo productor (m)

e) Permeabilidad de la roca (mD)

f) Porosidad (%)

g) Profundidad del intervalo (m)

h) Temperatura del yacimiento (ºC)

i) Echado (º)

j) Tipo de formación

Los procesos que pueden ser aplicados son los siguientes:

a) Inyección de vapor

b) Inyección de CO2

c) Inyección de gases hidrocarburos

d) Inyección de polímeros

e) Inyección de productos químicos tensoactivos

f) Combustión In-Situ

g) Inyección de nitrógeno

h) Inyección de productos químicos cáusticos

i) Inyección alterna de agua y gas


44

Tabla 2.9 Criterios para seleccionar un proceso de recuperación mejorada basándose en propiedades petrofísicas,

propiedades de los fluidos e información geológica. (López A., F., 2010)

Notas:

† No es una propiedad determinante en la toma de decisión.

* Arenas y areniscas. ** Arenas, areniscas, carbonatos y basamento.


45

2.2.2 Información técnica del yacimiento Sara del Campo HSR.

A manera de resumen, la tabla 2.10 enumera las propiedades petrofísicas, las propiedades de

los fluidos y la información geológica del reservorio Sara A.

Tabla 2.10 Información técnica del reservorio Sara A. (YPFB CHACO)

Utilizando la información anterior y mediante la tabla 2.9, se puede establecer un criterio

de selección jerarquizado, con todos los procesos de recuperación mejorada que pueden

ser candidatos a aplicarse en el reservorio Sara A; este será un primer filtro y primera

aproximación al proceso a aplicar. Una vez que se tenga el primer filtro, se procederá a

realizar el segundo filtro, el cual, se involucran la litología, el aspecto económico y otras

propiedades, para así, seleccionar mejor.

2.2.3 Resultados elaboración del PRIMER FILTRO, utilizando la tabla 2.9 y 2.10

En las tablas 2.11 a 2.16 se muestra el criterio de selección jerarquizado respecto a la

densidad, viscosidad, permeabilidad, porosidad, profundidad, temperatura y tipo de

PROPIEDADES VALOR

Litología Arenisca Cuarzosa limpia

gris blanquecina

Temperatura de fondo de pozo (°F) 155

Presión Original (Psi) 2997

Presión actual reservorio (Psi) 2790

Producción prom. oil (BPD) 127

Np (MMbbls) 1.303

Factor de Recup. (%) 27

Prof. Media (mbbp) 2417

Espesor Promedio de la Form. (m) 17

Porosidad Promedio (%) 15

Permeabilidad en la matriz (mD) 15

Saturación de agua (%) 36

Saturación Petróleo (%) 64

Densidad del Aceite (°API) 29

Viscosidad (cp) a Ty 1.3


46

formación respectivamente, generado a partir de las tablas 2.9 y 2.10; la viabilidad de los

procesos a ser aplicados se establece de mayor a menor orden.

DENSIDAD DE 29° API (24-31)

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de productos químicos cáusticos

2 Inyección de gases hidrocarburos

3 Inyección de productos químicos tensoactivos

4 Inyección de polímeros

5 Inyección de CO2

6 Combustión In-Situ

7 Inyección alterna de agua y gas

8 Inyección de nitrógeno

9 Inyección de vapor

Tabla 2.11 Jerarquía de acuerdo a la densidad API. (Elaboración propia)

Viscosidad de 1.3 cp

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de CO2









Tabla 2.12 Jerarquía de acuerdo a la viscosidad. (Elaboración propia)

Permeabilidad de la matriz de 15 mD

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de CO2






47





Tabla 2.13 Jerarquía de acuerdo a la permeabilidad. (Elaboración propia)

Porosidad de 15 %

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de CO2









Tabla 2.14 Jerarquía de acuerdo a la porosidad. (Elaboración propia)

Profundidad media de 2417 m (max. 2745 m y min. 2226m)

JERARQUÍA PROCESO


2 Inyección de CO2








Tabla 2.15 Jerarquía de acuerdo a la profundidad. (Elaboración propia)


48

Temperatura 155 °F o 68 °C

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de CO2









Tabla 2.16 Jerarquía de acuerdo a la temperatura. (Elaboración propia)

Finalmente juntando los resultados de las tablas anteriores, se puede generar la jerarquización

considerando simultáneamente todas las propiedades petrofísicas, las del fluido e información

geológica. En la tabla 2.17 se muestra el primer filtro de los procesos de recuperación

mejorada viables a aplicar; como se puede observar, según esta primera aproximación, la

opción más viable a implantar es la Inyección de Dióxido de Carbono.

PRIMER FILTRO

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de CO2









Tabla 2.17 Primer filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se

podrían implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR. (Elaboración propia)


49

2.2.4 Resultados elaboración del SEGUNDO FILTRO.

Ahora bien, a partir de la jerarquización anterior, se realizará el segundo filtro, en el cual se

abordarán los aspectos geológicos más importantes, el aspecto económico y otros aspectos

como proyectos exitosos.

Tabla 2.18 Criterios de Selección Basados en Estadísticas de Procesos Exitosos .

(Mata A., J. J., 2010)

La tabla 2.18 presenta los parámetros de selección de algunos procesos de recuperación

mejorada basado en estadísticas de procesos exitosos implementados en el mundo; esta tabla

nos servirá para realizar el segundo filtro juntamente con las figuras 1.2 al 1.4, las cuales

muestran gráficamente algunos parámetros de selección para tres procesos EOR, y también

todos los factores, criterios, ventajas, desventajas y limitaciones de los procesos EOR

mencionados en el capítulo 1.

La inyección de gases hidrocarburos es una buena opción, ya que la inyección de

nitrógeno fue altamente controvertida por distintos expertos y especialistas, tanto en los

medios académicos como en los medios petroleros, pues parecía irracional comprar nitrógeno

para ser inyectado, cuando se queman cantidades enormes de gas natural para producir

nitrógeno que podrían usarse para ese fin, además de los aspectos de contaminación de los


50

fluidos producidos. (Mata A., J. J., 2010)

Continuando la Combustión In-Situ es también una buena opción, ya que a diferencia de la

inyección de gases hidrocarburos solo contempla la adición de aire para llevar a cabo la

reacción de combustión en el medio poroso, pero por otro lado en el caso de este campo hay

una limitación mas técnica que otra cosa especialmente en la porosidad y un poco en la

permeabilidad según la tabla de proyectos exitoso y la guía técnica, la cual dificulta que sea

una buena opción.

Los otros procesos de la tabla como por ejemplo la inyección de Vapor se puede descartar

ya que a una profundidad de 2450 m es muy probable que las pérdidas de calor en el

yacimiento sean muy grandes, con lo cual, es posible que el vapor no llegue al lugar donde es

requerido con la suficiente energía calorífica debido a perdida de calor a lo largo del viaje,

esto también implica para la inyección de vapor alterna con agua, que como se vio

anteriormente resulto ser el proceso menos viable de todos, precisamente por su principal

desventaja: la profundidad. Es importante mencionar también que estos procesos resultan

unos de los más caros.

Respecto a los procesos químicos (inyección de productos químicos tensoactivos,

polímeros y cauticos), se considera que no pueden ser una buena opción para este reservorio

técnicamente especialmente la inyección de polímeros por las limitaciones de porosidad,

permeabilidad y profundidad según la tabla de proyectos exitosos y la guía de selección

técnica. Aparate que representan costos elevados para su implementación. Así que se pueden

descartar estas opciones también.

Por último el proceso de inyección de CO2 técnicamente se ve que es la mejor opción

porque cumple con todas los parámetros estudiados y sería la más adecuada para las

características del reservorio Sara A, y no solamente en esta evolución, sino también en los

procesos más exitosos está dentro de los limites. Por otra una de las limitaciones más grandes

que acarrea es la necesidad de una planta de separación y/o producción de CO2 para su

posterior inyección, pero en este caso no sería mucha dificultad ya que cerca se encuentra la

Planta Santa Rosa a la cual llega un caudal de gas de 40.211 MMSCFD y contiene cerca de

10.5 % de CO2, el mismo que es venteado a la atmosfera.


51

Por consiguiente el segundo filtro está dado en la tabla 2.19 ordenado en forma jerarquizada

y tomando en cuenta todo lo mencionados anteriormente.

SEGUNDO FILTRO

JERARQUÍA PROCESO

1 Inyección de CO2




Tabla 2.19 Segundo filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se

podrían implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR. (Elaboración propia)

Como conclusión la opción más adecuada a aplicar y por motivos mencionados

anteriormente, es la Inyección de Dióxido de Carbono.

CONSIDERACIONES GENERALES Y PROCESO DE CAPTACION DEL CO2 CAPITULO 3

52

CAPITULO 3

CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL PROCESO DE

INYECCION DEL CO2

3.1 CAPTURA DEL CO2

El ciclo del CO2 como parte de los procesos industriales y especialmente en la industria

petrolera es mostrado en la siguiente figura, la cual indica su origen (generación), captura y

su posterior almacenamiento o aprovechamiento en la recuperación mejorada de petróleo.

Figura 3.1 Ciclo industrial del CO2, generación hasta su confinación. (IPCC, 2005)

Los sistemas de captura de CO2 tan solo son aplicables en grandes puntos de emisión de

CO2, como por ejemplo sistemas de combustión, alto contenido porcentual de CO2 en el

flujo de gas natural, etc.


53

El objetivo de estos sistemas es separar el CO2 producido hasta obtener una corriente de

gases con una concentración de CO2 suficientemente elevada. Una vez que se dispone de

una corriente altamente concentrada de CO2 se procede a su compresión para realizar el

transporte hasta el punto de inyección en este caso.

Existen diferentes tipos de sistemas de captura de CO2, tal como se muestra en la figura

siguiente.

Figura 3.2 Diferentes Sistemas de captación de CO2. (IPCC, 2005)

3.1.1 Postcombustión

Estos sistemas se sitúan en las instalaciones una vez que se realizó la combustión del

combustible. De otra forma se parte de una corriente con una concentración muy baja en

CO2 y un gran caudal de gases de combustión. Estas características hacen que estos

sistemas requieran una gran cantidad de energía. Ejemplos de estos son la Absorción

Química y Física y también la Adsorción.


54

3.1.2 Pre-combustión

Estos sistemas se sitúan en las instalaciones antes de realizar la combustión. El objetivo de

estos sistemas es preparar el combustible para que al realizar la combustión no se produzca

CO2. Es decir en estos sistemas se elimina el carbono del combustible antes de realizar la

combustión. De otra forma resumida es la transformación del combustible primario en una

corriente de gas cuyos principales elementos son CO2 y H2, y que pueden ser separados

fácilmente. La principal tecnología de estos sistemas son los GICC (Centrales Eléctricas de

Gasificación Integrada en Ciclo Combinado).

3.1.3 Oxi-combustión

Estos sistemas actúan sobre el comburente, tratando de eliminar el N2 del aire para tener

una atmosfera rica de O2 y de esa forma al producirse la combustión se obtendrá unos

gases de combustión con una alta concentración de CO2.

3.2 ASPECTOS GENERALES DEL CO2.

El dióxido de carbono en condiciones normales es un gas incoloro e inodoro que presenta

una gran miscibilidad en el agua, y también es toxico a concentraciones altas, se encuentra

categorizado como sustancia tipo C de acuerdo al standard ISO 13.623. Su viscosidad y

densidad es variable con variaciones de temperatura y presión. Sus aplicaciones a nivel

industrial (alimentación, medicina, fluido de procesos criogénicos, seguridad y extinción,

etc.) son conocidas hace mucho tiempo.

El principal problema que causa el CO2 es la contribución al efecto invernadero

provocando el calentamiento global de la tierra con sus consecuencias en la vida terrestre.

En la tabla siguiente se detalla la contribución que tienen los diferentes gases de Efecto

Invernadero (GEI).


55

Figura 3.3 Contribución en porcentaje de los GEI en la troposfera. (CONAMA, 2011)

Por otra parte, en el caso de transporte, la composición del gas a transportar condicionara su

comportamiento hidráulico y termodinámico en el transporte por tuberías; la presencia de

impurezas que acompañan al CO2 hacen que su viscosidad, densidad y puntos críticos y

punto triple varíen con respecto al CO2 puro, lo cual influirá en los posteriores parámetro

de diseño de tuberías e instalaciones asociadas.

3.3 PROPIEDADES DEL CO2

- Es un gas inodoro, ligeramente picante

- Es más denso que el aire a presión atmosférica

- Es altamente compresible. A elevadas presiones es un fluido denso a temperatura.

Por ejemplo, a 100 bar (1450.4 psi) y 20 °C está en un estado de fluido denso

denominado supercrítico.

- No es inflamable suele utilizarse como extintor de incendio

- Las propiedades físico-Químico del CO2 puro permite su transporte en fase densa

con altas presiones y a temperaturas ambiente.


56

Figura 3.4 Diagrama de fases de Presión-Temperatura del CO2. (CONAMA, 2011)

CO2 Valor Unidad

Peso Molecular 44.1 g/mol

Densidad (0°C y 1 atm) 1.977 Kg/m3

Presión Vapor Liquido Saturado 3485 (506) Kpa (psi)

Temperatura Critica 31.1 °C

Presión Critica 7382 (1071) Kpa (psi)

Temperatura Triple punto -56.6 °C

Presión Triple punto 518 (75) Kpa (psi)

Tabla 3.1 Propiedades físicas del dióxido de carbono. (CONAMA, 2011)

3.4 PLANTA DE GAS “SANTA ROSA”

La Planta de gas Santa Rosa ubicado en el departamento de Santa Cruz situada a 145 Km al

norte de la capital Cruceña, y que es operada por la empresa Chaco S.A., se puso en marcha

el 10 de julio de 2009.


57

La planta trata los volúmenes de 4 campos gasíferos: Junín, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste y

Palometas. Las características de gas de estos yacimientos es su alto contenido de CO2

aproximadamente 10.5 % es el porcentaje de CO2.

La planta tiene una capacidad de procesamiento de 60 MMPCD la planta cuenta con un

proceso de endulzamiento con aminas para remover el CO2; en este proyecto se aprovecha

este recurso para su inyección en el campo Humberto Suarez Roca ubicado a 2 km de la

planta. El procesamiento inicial de la planta fue de 32 MMPCD, ya en este año se

incrementó a 40.2 MMPCD

En el proceso de absorción con amina figura 3.5, entra gas amargo (con CO2 y otras

impurezas) y sale gas libre de CO2 o en cantidades mínimas y la corriente de CO2 separado

al final es venteado a la atmosfera; es ahí donde se tiene que recuperar el CO2 para

comprimirlo, transportarlo por tuberías e inyectarlo al campo HSR para la aplicación del

proceso de recuperación mejorada. (HidrocarburosBolivia)

Figura 3.5 Proceso de separación de CO2 por absorción con amina. (IPCC, 2005)


58

Las etapas del proceso se describen a detalle en el punto 3.5 y de manera resumida se

presenta a continuación:

1. El gas que contiene el CO2 se pone en contacto con un absorbente liquido (amina

en solución) capaz de capturar el CO2.

2. El absorbente cargado con CO2 se transporta a otra torre donde se regenera

mediante cambios de temperatura o presión y libera el CO2.

3. El absorbente regenerado se envía de nuevo a la torre de absorción de CO2.

4. El CO2 pasa al acumulador de Reflujo y luego se ventea el CO2.

5. Para contrarrestar las pérdidas del absorbente, se introduce nuevo absorbente.

(Morales, H., Torres C., 2008)

3.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN Y CAPTURA DE CO2

3.5.1 Proceso de endulzamiento del gas

Las plantas de endulzamiento de gas tienen como función principal remover gases ácidos,

(dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una mezcla de gases

con el fin de prepararla para su consumo. En este caso se remueve dióxido de carbono de

una corriente de gas con una solución acuosa de amina (diglicolamina, DGA) como agente

de tratamiento. En la figura 3.5 se presenta un esquema simplificado del proceso. El gas

acido, conteniendo H2S y/o CO2 entra a la torre absorbedora por el extremo inferior y fluye

hacia arriba a través de los casquete pertenecientes a los platos que mantiene un nivel de

solución de amina. Los casquete dispersan el gas acido a la salida de cada plato obligando a

estar en contacto directo con la amina.

El gas dulce, libre de compuesto ácidos, sale por la parte superior de la torre absorbedora.

La amina pobre, libre de compuesto ácidos, entra a la torre absorbedora por su parte

superior. A medida que la amina desciende de plato en plato, en contracorriente con el flujo

de gas, reacciona con los componentes ácidos del gas y estos son absorbidos.

La amina rica, contaminada con los compuestos ácidos, sale de la torre absorbedora por su

parte inferior, pasa por el intercambiador de calor de amina pobre-amina rica, luego circula

por el filtro donde se retiran las impurezas solidas finalmente entra a la torre regeneradora.


59

La entrada a la torre regeneradora es por la parte superior y fluye hacia abajo en contra

corriente con los vapores calientes de amina producidos en el rehervidor. El incremento en

la temperatura de la amina rica produce la liberación de los gases ácidos. El vapor

excedente, generado en el rehervidor, arrastra los gases ácidos fuera de la torre

regeneradora. Este vapor se condensa y se separa de los gases ácidos en el acumulador. Los

gases ácidos se eliminan del proceso y el vapor condensado retorna a la torre regeneradora

como reflujo. La amina purificada sale de la torre regeneradora por su parte inferior,

pasando por el rehervidor, por el intercambiador de calor amina-amina y por el enfriador de

amina antes de retornar a la torre absorbedora.

3.5.2 Descripción del proceso

Existen muchos procesos para la remoción de gas acido de las corrientes de gas natural,

antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas

natural de alimentación y las composiciones del flujo, así como los requerimientos

específicos del gas natural. Como se muestra en la (Figura 3.5).

3.5.2.1 Filtro coalescente

Previo a que la corriente de gas de entrada sea tratada con solución de amina, este debe ser

filtrado en el filtro coalescente de gas de entrada para remover pequeñas gotas de líquido

que puedan ser arrastradas o partículas sólidas de 0,3 micrones.

Esto ayuda a prevenir problemas de espuma, corrosión y contaminación de la amina. Las

partículas sólidas son capturadas y retenidas por los elementos filtrantes.

A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes comienzan a

taponarse y la caída de presión en el recipiente se incrementa. Cuando la caída de presión

alcanza los límites preestablecidos, los elementos filtrantes deben ser reemplazados.

3.5.2.2 Torre contactora de amina

El gas tratado de entrada y adecuadamente filtrado ingresa a la base de la torre contactora

de amina dentro de la cual el gas fluye en dirección vertical ascendente en contacto con una

solución de amina que descienden sobre una serie de 20 platos.


60

Gas y líquido entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto suficiente

para que la solución de amina absorba el CO2 del gas de entrada. El mecanismo de

absorción implica reacciones acido-base, en la cual el CO2 es el componente gas ácido y

amina es el componente básico.

La solución de amina que sale por el fondo de la torre contactora de amina es llamada

“amina rica”, porque esta es rica en CO2 absorbido. La amina rica sale de la torre a través

del control de nivel y fluye al sistema de regeneración de amina. El gas que sale por el tope

de la torre contactora de amina es llamado “gas tratado”, porque ha sido tratado con

solución de amina y el exceso de CO2 ha sido removido.

3.5.2.3 Sistema de regeneración de amina

El objetivo del sistema de regeneración de amina es regenerar en forma continua y

recircular la solución de amina utilizada en la torre contactora de amina. La solución de

amina es regenerada a través de la separación del CO2 absorbido con vapor en una torre

que opera a baja presión y alta temperatura, condiciones opuestas a las reacciones que

ocurren en la torre contactora.

3.5.2.4 Tanque de expansión de amina

La amina rica sale de la torre contactora de amina por el sistema control y es introducida al

tanque de expansión de amina que permite separar la amina rica, “gas flash” y cualquier

hidrocarburo liquido desprendiendo del CO2.

3.5.2.5 Intercambiador amina pobre/rica

La amina rica sale del fondo del tanque de expansión por el control de nivel y fluye aguas

abajo al intercambiador de amina pobre/rica. El intercambiador tiene dos objetivos:

1. Calienta la amina rica para optimizar la operación en la torre regeneradora de amina y

reduce la carga térmica de calor en el re-hervidor de amina.

2. Enfría la amina pobre reduciendo la carga térmica sobre el Aero-enfriador de amina.


61

3.5.2.6 Torre regeneradora de amina

Amina rica caliente fluye desde el tanque de expansión de amina hasta el tope de la

regeneradora de amina. Donde el CO2 absorbido es separado de la amina rica con vapor

que se produce en el re-hervidor de amina por vaporización de una porción de agua de la

solución de amina. La amina pobre sale del fondo de la torre y el vapor con CO2 húmedo

sale por el tope de la torre.

Como el vapor de separación se mueve hacia arriba por la torre regeneradora de amina,

transfiere suficiente calor a la solución de amina descendiente para promover la deserción

de CO2. La mayor parte de este vapor condensa durante este proceso, diluye la solución de

amina, y retorna al re-hervidor. El vapor que no condensa actúa como un portador para

remover el dióxido de carbono no absorbido de la solución de amina y arrastrando hacia el

tope de la torre.

El vapor de la parte superior de la torre de regeneración de amina fluye al condensador de

reflujo donde este es enfriado por intercambio de calor con el aire del medioambiente. Este

condensa la mayor parte del vapor de agua de la parte superior de la torre de regeneración

de amina. El efluente de este condensador fluye al acumulador de reflujo para su

separación.

El vapor separado, llamado “gas acido”, es fundamentalmente CO2 y algo de vapor de

agua, hidrocarburos livianos, resto de amina y contaminantes volátiles que pueden estar

presentes.

El gas ácido sale por la parte superior del acumulador a través del control de presión

y fluye hacia la chimenea de venteo.

El líquido recogido en el fondo del acumulador, llamado “reflujo”, es fundamentalmente

agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, amina, y algunos contaminantes

también están presentes.

El reflujo es bombeado desde el acumulador por medio de bombas de reflujo que están

equipadas con un control de caudal mínimo por un orificio de restricción que ayuda a


62

proteger las bombas de problema de bajos caudales durante descontroles u operaciones por

debajo de los caudales de diseño. Las bombas retornan el reflujo a la torre regeneradora de

amina en la línea de alimentación aguas abajo.

3.6 PROCESO DE INYECCION DE CO2

Para llevar a cabo en proceso de inyección, previo es necesario mencionar algunas etapas

que inician en la captación o recuperación del CO2 en la planta hasta la inyección en el

reservorio, las cuales se describirán con ayuda de la siguiente figura:

Figura 3.6 Etapas del CO2 de la Planta al pozo inyector. (Elaboración Propia)

El sistema de recuperación de CO2 está integrado con los siguientes elementos más

importantes:

a) Separador Flash

b) Compresor de CO2

c) Aero-Enfriador

d) Tuberías de Transporte de la planta al pozo inyector

e) Inyección de la cabeza de pozo a reservorio

f) Comportamiento termodinámico y equilibrio de fases del CO2 con los Fluidos de

Reservorio

FLASH


63

Desde el proceso de separación de CO2 con amina realizado en la planta, comienza la

recuperación del CO2 para la inyección en el pozo inyector.

Luego de recuperar el CO2 pasa por el sistema de compresión para elevar la presión según

los requerimientos de inyección.

Una vez comprimido hasta un estado supercrítico es transportado por medio de una tubería,

generalmente enterrada, hasta la cabeza del pozo de inyección. En esta etapa e necesario

compresores y enfriadores para bajar la temperatura y ayudar a proteger los equipos de

compresión y tuberías de transporte. (Robertson, Eric P., 2007)

En cabeza del pozo de inyección cambia de dirección de horizontal a vertical para

trasportarse hasta el fondo del pozo e inyectarlo al reservorio objetivo.

3.7 PUNTO DE ROCÍO

El Punto de Roció en una mezcla es la presión o temperatura a la cual se forma la primera

gota de líquido, por debajo de este punto el fluido en estado gaseoso comienza a

condensarse.

Como se puede ver en la composición del gas de venteo en la tabla A.3 del anexo A, en la

cual el contenido apreciable de agua y lo demás es dióxido de carbono y otros

hidrocarburos, entonces, es necesario que se determine el punto de roció antes de entrar al

sistema de compresión ya que es peligroso que entre líquido a los compresores.

Mediante la determinación del punto de roció de la mezcla se podrá prevenir futuros

problemas en el transporte del fluido en estado gaseoso. Entre los métodos para el cálculo

del punto de roció se encuentran muchos con diferentes aplicaciones de los cuales se

utilizaran los más adecuados mediante programas como Chemcad y también manualmente.

3.8 SEPARACIÓN FLASH

Flash es una separación primaria que permite obtener los compuestos en fase vapor los

compuestos pesados en fase liquida en las condiciones presión y temperatura de operación,

en la siguiente figura se muestra el proceso:


64

Los separadores instantáneos trabajan en condiciones Isotermicas, Adiabaticas e

isentropicos. En este caso utilizaremos un flash isotérmico la q trabaja a temperatura

constante.

El separador es utilizado para separar la fase liquida del fluido antes de entrar al sistema de

compresión y después, así de esta manera bajando el punto de roció y por trabajar a

presiones altas y temperaturas bajas, que es lo que se desea para el transporte.

Para esto es preciso entender el equilibrio de fases y la determinación de la constante de

equilibrio.

3.8.1 Equilibrio Liquido-Vapor

Si consideramos dos fases, una liquida y una vapor (L-V)

Figura 3.7 Equilibrio Liquido Vapor. (Godoy S., 2008)

Se debe cumplir en el equilibrio:

TL = TV (Equilibrio térmico)

PL = PV (Equilibrio mecánico)

µL = µV (Equilibrio químico)

La fugacidad es una termodinámica que se define a partir del potencial químico.

Para cada componente en equilibrio, se define una constante de equilibrio de la siguiente

manera:

𝑦𝑖

𝑥𝑖= 𝐾𝑖

Y en condiciones ideales la constante de equilibrio esta en función de la presión de

saturación del fluido y la presión del sistema como sigue:


65

𝐾𝑖 =𝑃𝑖

𝑠

𝑃

Esta expresión es la que corresponde a la ley de Rault. Esta condición (ambas fases

ideales), es muy poco común. Por lo tanto, deben emplearse los factores de corrección

(coeficiente de actividad y/o de fugacidad) para contemplar desviaciones del

comportamiento ideal tanto en la fase liquida como vapor, o en ambas simultáneamente.

Para estos casos de condiciones reales tenemos:

𝐾𝑖 =∅𝑖

𝐿

∅𝑖𝑉

Para el caculo de estos coeficientes de actividad tanto de vapor como de líquido se puede

utilizar muchos métodos como por ejemplo las ecuaciones de estado y otras. (Godoy S., 2008)

3.9 SISTEMA DE COMPRESIÓN

A continuación se presentan las principales características de los distintos tipos de

compresores, las ventajas y desventajas de un sistema con respecto al otro.

3.9.1 Generalidades del Proceso de Compresión de Gases.

Algunos de los datos necesarios para conceptualizar un sistema de compresión son por

ejemplo, el tipo de gas alimentado y las condiciones de operación para el servicio que va a

cumplir, es decir, el flujo volumétrico a la entrada, las presiones de succión-descarga, el

cabezal isoentrópico o politrópico, las temperaturas de succión-descarga, y la potencia

requerida.

De acuerdo al tipo de compresor, existen diferentes modelos matemáticos para la

determinación de la temperatura de descarga, el cabezal y la potencia requerida. Para la

evaluación de esta última, independientemente del tipo de compresor, se dispone de tres

métodos: uno analítico, que se basa en aproximaciones del comportamiento del gas, otro

método termodinámico, que utiliza diagramas de Mollier, entalpíaentropía correspondiente

al gas manejado y por último el método de las curvas de potencias, que son gráficas

obtenidas empíricamente que muestran la potencia en función de variables como: la


66

relación de compresión, relación de calores específicos y eficiencia mecánica. (Melchor,

1992).

3.9.2 Tipos de Compresores.

Figura 3.8 Tipos de Compresores. Nota: figura elaborada con datos tomados de "Select

the right compressor” por Jandjel, G. (2000).

Los compresores dinámicos, son máquinas rotatorias de flujo continuo en la cual el cabezal

de velocidad del gas es convertido en presión, como es el caso de los Compresores

Centrífugos ó axiales. Por otra parte, los compresores de desplazamiento positivo son

unidades de flujo intermitente, donde sucesivos volúmenes de gas son confinados en un

espacio y elevado a alta presión, como es el caso de los reciprocantes y rotatorios. En este

Proyecto de Grado se estudió solo los compresores más comunes usados a nivel industrial,

tales como centrífugos y reciprocantes. (MDP. Pdvsa, 1996)

A continuación se presenta en la figura 3.9 que de acuerdo a la zona en la que se ubique el

punto correspondiente al flujo de gas que se va a comprimir y la presión de descarga


67

requerida, se selecciona el tipo de compresor más adecuado para esas condiciones de

operación. (GPSA, 2007)

Figura 3.9 Rangos de Aplicación de los distintos Tipos de Compresores . Nota: figura

tomada del “GPSA Data Book 11th edition”, 2007

3.9.3 Compresores Reciprocantes.

Son equipos que operan mediante una reducción positiva de un cierto volumen de gas

atrapado dentro de un cilindro, mediante un movimiento reciprocante del pistón. La

reducción en volumen origina un alza en la presión hasta que la misma alcanza la presión

de descarga y ocasiona el desplazamiento del fluido a través de la válvula de descarga del


68

cilindro. El cilindro está provisto de válvulas, las cuales operan automáticamente por

diferenciales de presión, al igual que válvulas de retención (check valves), para admitir y

descargar gas (MDP. Pdvsa, 1996).

Para el estudio del proceso de compresión de gases se dispone de dos métodos, uno en el

que se supone un proceso de compresión isoentrópico (también llamado adiabático y

reversible con entropía constante que comúnmente se considera ideal) o un proceso

politrópico (en donde se supone la entropía variable y se toman en cuenta los cambios en

las características del gas) (GPSA, 2007).

Para realizar los cálculos termodinámicos asociados a la compresión de gases se requiere de

ciertos parámetros como el factor de compresibilidad y el exponente isoentrópico o la

constante k. (Melchor, 1992):

De acuerdo a lo expuesto anteriormente, para calcular la constante k de los gases, solo se

necesita su calor específico molar a presión constante. Esta capacidad calorífica varía con la

temperatura, por lo tanto, en un proceso de compresión, en donde la temperatura del gas

aumenta a medida que transcurre el mismo, su constante k igualmente varía y se

acostumbra a estimar dicho valor a una temperatura promedio entre las temperaturas de

succión y descarga (GPSA, 2007).

Las principales ventajas y desventajas de los Compresores Reciprocantes son las siguientes

(MDP. Pdvsa, 1996):

Ventajas

Gran flexibilidad en la capacidad para un rango amplio de presiones.

Disponible para capacidades por debajo del rango de flujo económico de los

Compresores Centrífugos, por lo tanto maneja volúmenes reducidos de gas.

Son económicos para altos cabezales típicos de gases de servicio de bajo peso

molecular.

Disponibles para altas presiones; casi siempre son usados para presiones de

descarga por encima de 3500 psig.


69

Son mucho menos sensitivos a la composición de los gases y a sus propiedades

cambiantes (como la densidad) que los compresores dinámicos.

La eficiencia total es mayor que la de los Compresores Centrífugos para una

relación de presiones mayor que 2 y tienen un menor costo energético.

Presentan una temperatura de descarga menor que los Compresores Centrífugos

debido a su alta eficiencia y a su sistema de enfriamiento.

La potencia de estos compresores puede alcanzar más de 20.000 hp por unidad.

Desventajas

En servicios continuos, se requieren múltiples unidades para impedir paradas de

planta debido al mantenimiento de compresores.

Los costos de mantenimiento son de 2 a 3 veces mayores que los costos para

Compresores Centrífugos, esto se debe a que poseen más partes en movimiento y su

eficiencia mecánica es más baja.

El potencial de funcionamiento continuo es mucho más corto que el de los

Compresores Centrífugos, la frecuencia de paradas es mucho mayor, debido a fallas

en las válvulas.

Son sensitivos al arrastre de sólidos, por la fricción presente de las diferentes partes

del equipo.

Las máquinas lubricadas son sensitivas al arrastre de líquido, por la destrucción de

la película lubricante.

Es necesario un área de ubicación mayor que la utilizada por los compresores de

tipo rotatorio y centrífugo.

Limitaciones Críticas.

• En general la relación de presión en compresores de una sola etapa está limitada entre 4.4

y 5.0 a presiones relativamente bajas, y de 2 a 2.5 en la succión para presiones por encima

de 1000 psia. La relación de compresión está limitada por el diseño mecánico del

compresor; es decir la máxima carga que un brazo puede llevar debido al diferencial de

presión que actúa en el pistón y por la baja eficiencia volumétrica que acompañan los


70

aumentos en la relación de compresión. También, una alta relación de compresión está

normalmente acompañada por un incremento significativo de temperatura, el cual puede

causar problemas de lubricación.

• Para reducir el riesgo de carbonización del aceite y el peligro de incendios, la temperatura

de operación se limita a 300ºF, cuando no hay oxígeno presente en el gas, la temperatura

límite es de 350°F. A altas presiones de descarga un límite práctico para la temperatura está

entre 200ºF y 275ºF.

3.9.4 Procesos de Compresión por Etapas.

La compresión de gases comúnmente se divide por etapas, esto con el objeto de reducir la

temperatura de descarga y minimizar el consumo de potencia, entre otros efectos, por

ejemplo, los Compresores Reciprocantes se dividen en etapas múltiples, para mantener la

temperatura de descarga del cilindro dentro de los límites impuestos por las consideraciones

de lubricación del mismo. Este se logra mediante Aeroenfriadores, enfriando el gas entre

las etapas, a fin de minimizar el consumo de potencia.

La etapa de compresión describe un montaje de elementos de trayectoria de flujo, diseñados

para realizar toda o una parte de la etapa de compresión del proceso. En Compresores

Reciprocantes, se considera como una etapa a cada cilindro o conjunto de cilindros

ordenados en serie. (MDP. Pdvsa, 1996)

Algunas de las razones por las cuales se divide en etapas el proceso son:

• Limitar la temperatura de descarga de cada etapa a niveles que sean seguros desde el

punto de vista de limitaciones mecánicas o tendencia de ensuciamiento del gas.

• Disponibilidad de corrientes laterales, en la secuencia de compresión a niveles de presión

intermedia.

• Aumentar la eficiencia total de compresión, manteniendo la compresión tan isotérmica

como sea posible, optimizando la inversión adicional en enfriadores interetapas y los costos

de operación del agua de enfriamiento.


71

• Enfriar las entradas a las etapas y de esta manera reducir los requerimientos de cabezal de

compresión total, a fin de reducir el número de etapas de compresión requeridas. Esto da

como resultado compresores más compactos y de menor costo de construcción.

• Fijar el aumento de presión por etapa a las limitaciones de presión diferencial del tipo de

maquinaria: limitaciones en carga de empuje axial en los Compresores Centrífugos y

limitaciones de tensión en la varilla o barra del pistón en los Compresores Reciprocantes.

• La distribución de la relación de compresión en varias etapas reduce el trabajo de

compresión. El menor trabajo posible, se logra usando n etapas que posean la misma

relación de compresión. (Melchor, 1992)

3.10 AEROENFRIADORES

Dentro del proceso de captura de CO2 se instalaran un compresor, pero después de la

descarga, se instalarán un aeroenfriador para acondicionar la temperatura del CO2 de

descarga a las condiciones exigidas para la posterior inyección de CO2 y transporte del

mismo al pozo inyector.

Los Aero-enfriadores son intercambiadores de calor compactos modulares de agua-aire o

aire-aire que permiten enfriar el flujo hasta una temperatura de +5ºC por encima de la

temperatura ambiente. Operan en circuito cerrado (realmente cerrado) con el menor de los

mantenimientos posibles.

El agua de proceso que entra al Aero-enfriador cede calor al ambiente al pasar por un

intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores/es que generan una corriente de aire

que pasa a través de dicho intercambiador.

En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea alta, el Aero-enfriador por

acción de su controlador de temperatura abre una válvula solenoide permitiendo el pasaje

de agua a presión (provisión del cliente) para efectuar un rociado de agua sobre el aire de

entrada al Aero-enfriador bajando su temperatura y consecuentemente consiguiendo un

menor temperatura en el agua de salida del agua al proceso.


72

3.11 TRANSPORTE DE CO2.

Para favorecer el transporte por tuberías denominadas “ceoductos” y aprovechar la

hidráulica optima del fluido, es importante evitar la posible formación de fluidos Bifase,

para lo cual las condiciones de presión y temperatura más óptimas para el CO2 serán

aquellas que se encuentren próximas al denominado, estado supercrítico, que implican

temperaturas superiores a 32.3 °C y presiones por encima de 74 bar. En estas condiciones,

no son previsibles cambios de fase en el fluido, facilitando su operación.

En esa condición de “supercrítico”, el CO2 presenta la difusividad de un gas y la densidad

de un líquido, lo cual lo hace óptimo para el transporte a larga distancia, una dificultad seria

mantener el estado supercrítico durante todo el proceso de transporte, para lo cual se

precisa de otras equipos como los compresores, intercambiadores de calor, tuberías aisladas

para favorecer el transporte de fluido isotérmico y otros.

Otros factores a tomar en cuenta es la presencia de impurezas acompañadas al CO2, sobre

todo la presencia de agua, ya que además de incrementar la formación de hidratos,

complicando el transporte del fluido, puede ser un agente determinante en la durabilidad de

tuberías de acero al carbón debido a que se forma el ácido carbónico que es un agente

corrosivo del acero. (CONAMA)

3.12 PROGRAMAS Y SOFTWARE UTILIZADOS EN EL PROYECTO

3.12.1 CO2 Prophet and Waterflood

CO2 Prophet fue desarrollado como una alternativa al U.S. Department of Energy's CO 2

miscible flood predictive model, CO2PM. Ambos modelos están evaluando las

herramientas que se hallan entre las correlaciones empíricas crudo y simuladores numéricos

sofisticados. CO2 Prophet tiene muchas más posibilidades y menos limitaciones que

CO2PM.

CO2 Prophet fue diseñado para identificar qué variables clave influyen en el rendimiento

del proyecto CO2 y la economía antes de realizar la simulación numérica detallada.


73

CO2 Prophet realiza dos operaciones principales. En primer lugar, genera líneas de

corriente para el flujo de fluido entre el pozo de inyección y pozos de producción y luego se

hace el cálculo de desplazamiento y de recuperación a lo largo de las líneas de corriente.

Una rutina de diferencias finitas se utiliza para los cálculos de desplazamiento. Una ventaja

especial del método de streamtube es la evitación de efectos de orientación cuadricula.

El efecto de eficiencia de barrido areal es manejado incorporando líneas de corriente y

streamtubes. Hacer cálculos a lo largo de los streamtubes elimina la necesidad para

destinar una correlación empírica para eficiencia de barrido del areal.

3.12.2 CHEMCAD 6.0

Chemcad 6.0 es una herramienta de software efectiva y muy poderosa para la simulación de

procesos químicos.

CHEMCAD es utilizado para estudiar y calcular cargas de calores, requerimientos de

energía, equilibrios químicos y de fases, el comportamiento de equipos complejos como

torres multi-etapas, balances de masa, dimensionamiento de equipos, entre otros cálculos.

Para realizar cálculos de equilibrio líquido-vapor CHEMCAD cuenta con más de 45

opciones termodinámicas que permiten modelar sistemas complejos y desviados de la

idealidad como: petróleo, gas natural, químicos comunes, químicos desviados de la realidad

(mezclas azeotrópicas), metanol, aminas, fluoruro de hidrógeno, etc.

CALCULOS Y DISEÑO Guiver Suarez Vasquez CAPITULO 4

74

CAPITULO 4

CALCULOS DE DISEÑO Y RESULTADOS

Para la realización de la inyección se eligió el bloque 146, en el cual están los pozos HSR-

X1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10, siendo los tres primeros productores y el cuarto inyector.

4.1 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN

4.1.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10

El caudal actual de gas que llega a la planta Santa Rosa, como se mencionó en el Capítulo

3, es de 40.2 MMSCFD y contiene cerca de 10 % de CO2, el mismo que es venteado a la

atmosfera. Por otra parte la capacidad máxima de la Planta es de 60 MMPCD que se tomara

en cuenta en el diseño de ducto para prevenciones futuras.

Q venteo = 6 MMSCFD (caudal máximo)

Q venteo = 4,02 MMSCFD (caudal actual)

4.1.2 Presión de inyección y presión en cabeza del pozo de CO2

La presión de formación la tenemos como dato: Pyac = 2790 psia (YPFB)

La presión de la columna de CO2, se calculará en base a las condiciones que se encuentra

en el arreglo del pozo inyector HSR-10, que tiene una profundidad de 2250 metros

previamente se procederá a calcular la densidad del CO2 a condiciones de presión y

temperatura promedios entre el fondo del pozo y cabeza de pozo, con la cual también se

determinara la presión requerida en cabeza para inyectar el CO2, la cual la presión de

inyección al reservorio en el fondo tiene que ser 30 % más que la presión de reservorio.

𝑃𝑖𝑛𝑦 = 𝑃𝑟𝑒𝑠 ∗ 1.30 = 2790 ∗ 1.3 = 3627 𝑝𝑠𝑖


75

4.1.3 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP)

Para determinar la MMP entre el CO2 y el petróleo se calcula de la siguiente forma:

En la Figura B.2 del anexo B: Temperatura/bubble-point pressure of CO2 MMP

Correlation (Yellin and Metcalfe).

Como dato tenemos la temperatura del yacimiento 155°F con la cual leemos:

MMP = 1930 psi

4.2 DETERMINACION DE LA PRESION EN CABEZA EN LA LINEA VERTICAL

A partir de los datos se determinará la presión en cabeza con las siguientes ecuaciones:

𝜌𝐶𝑂2 =𝑃𝑚 ∗ 𝑀𝐶𝑂2

𝑧 ∗ 𝑅 ∗ 𝑇𝑚

(4.1)

𝑇𝑚 =𝑇𝑟𝑒𝑠 + 𝑇𝑐𝑎𝑏

2 (4.2)

𝑃𝑚 =2

3(𝑃𝑐𝑎𝑏 + 𝑃𝑖𝑛𝑦 −

𝑃𝑐𝑎𝑏 ∗ 𝑃𝑖𝑛𝑦

𝑃𝑐𝑎𝑏 + 𝑃𝑖𝑛𝑦

) (4.3)

𝑃𝑐𝑜𝑙 =𝜌𝐶𝑂2 ∗ 𝐻

144 (4.4)

𝑅𝑒 = 0.0004778(𝑃𝑏

𝑇𝑏

) (𝑆𝐺 ∗ 𝑄

𝜇 ∗ 𝑑) (4.5)

𝑓 = {−2 ∗ 𝐿𝑜𝑔 [(𝜖/𝐷

3.7) −

5.02

𝑅𝑒 ∗ 𝐿𝑜𝑔 [(𝜖/𝐷3.7

) −14.5𝑅𝑒

]]}

−2

(4.6)

𝛥𝑃𝑓 = 12.6 ∗ [𝑆𝐺 ∗ 𝑄𝑔

2 ∗ 𝑧 ∗ 𝑇𝑚 ∗ 𝑓 ∗ 𝐻𝑇

𝑃𝑐𝑎𝑏 ∗ 𝑑5] (4.7)

𝑃𝑐𝑎𝑏 = 𝑃𝑖𝑛𝑦 + 𝛥𝑃𝑓 − 𝑃𝑐𝑜𝑙 (4.8)


76

Algoritmo de cálculo:

Suponer Pcab, sup

Calculo de la Pm y Tm promedios con ec. 4.2 y 4.3

Determinación del factor Z y viscosidad de la figura B.1 y B.3 del anexo B

Calcular la Densidad en cabeza y densidad promedio con ec. 4.1

Calcular el Re y factor de fricción con la ec. 4.5 y 4.6

Calculo de la caída de presión debido a la fricción con ec. 4.7

Calculo de la presión de cabeza con ec. 4.8

Comparación de Pcab, sup = Pcab, cal

En la siguiente tabla se muestras los resultados los cálculos:

Prof. (m) 2250

T yac (°F) 155

ṁ CO2 (lb/dia) 637920

ρ2 (lb/ft3) 46.52

Prof. (mi) 1.39809 T cab (°F) 91

M CO2 44

P2 (psi) iny 3627

H (pie) 7382.25

T media (°F) 123

SG 1.5172

g (pie/s2) 32.2

He (m) 50 T media (°R) 583

D int (pulg) 1.995

R (psi*ft3/lb-mol*R) 10.731

He (pie) 164.05

T media (°C) 50.6

є (rugosid), pulg 0.0012

ρ CO2,STAND (lb/ft3) 0.1234

HT (pie) 7546.3

leido

leido

P1, sup (psi) Pprom (psi) Pprom (MPa) z ρ1 (lb/ft3) ρ prom (lb/ft3) Q CO2 (SPCD) µ (mPa*s = cp) µ (lb/pie*s) Re f P 1,cal

1800 2816 19.4 0.453 27.95 37.23 5169530 0.055 3.69584E-05 1436846.6 0.017436784 2030

2000 2892 19.9 0.455 30.91 38.72 5169530 0.054 3.62864E-05 1463454.9 0.017436368 1924

1950 2873 19.8 0.4555 30.11 38.31 5169530 0.054 3.62864E-05 1463454.9 0.017436368 1952

Tabla 4.1 Calculo de Presión de Inyección y la Presión en Cabeza. (Elaboración propia)


77

Entonces la presión requerida en cabeza de pozo es: 1952 psi.

4.3 DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO EN LA LINEA HORIZONTAL

En este punto se procederá a calcular el diámetro de la línea de transporte de CO2, se

tomará en cuenta que para el cálculo del diámetro se lo hará con la máxima capacidad de la

planta de gas Santa Rosa, para cubrir futuras previsiones de transporte de CO2.

Para la determinación del diámetro se utilizara las ecuaciones siguientes: (con estas ec. se

obtendrá diferentes valores de las cuales se elegirá el más óptimo para transporte de CO2)

Ecuación de General de Flujo

𝑄 = 38,77 ∗1

√𝑓∗ (

𝑇𝑏

𝑃𝑏) ∗ (

𝑃12 − 𝑒𝑠 𝑃22

𝐺 ∗ 𝑇𝑓 ∗ 𝐿𝑒 ∗ 𝑍)

0,5

∗ 𝐷2,5 (5.5)

Q = Caudal de gas, PCD

Pb = presión base, psia (14.7)

Tb = temperatura base, °R (520)

P1 = presión aguas arriba, psia

P2 = presión aguas abajo, psia

G = gravedad especifica del gas (aire = 1)

Tf = temperatura promedio de flujo, °R

Le = longitud equivalente de tubería, millas

Z = factor de compresibilidad del gas promedio, adimensional

D = diámetro interno de la tubería, pulg

f = factor de fricción

e = base de logaritmo natural

s = parámetro de ajuste de elevación, adimensional

𝑠 = 0.0375 ∗ 𝐺 (𝐻2 − 𝐻1

𝑇𝑓 ∗ 𝑍) (5.6)


78

𝐿 𝑒 =𝐿 ∗ (𝑒𝑠 − 1)

𝑠 (5.7)

H1= elevación aguas arriba, pies

H2= elevación aguas abajo, pies

L = longitud de la línea de tubería, millas

Re = Numero de Reynolds

є = rugosidad absoluta de la tubería, pulg

µ = viscosidad absoluta promedio del gas, lb/pies-s

Los resultados están tabulados en la siguiente tabla:

LINEA HORIZONTAL

Ecuación de general tomando en cuenta la diferencia de altura

є (rugosidad), pulg 0.0018 L (m) 5000

Tm, tub (°F) z µ (mPa*s = cp) µ (lb/pie*s)

L (millas) 3.107

91 0.4 0.06 4.03182E-05

M CO2 (lb/lb-mol) 44.010

91 0.4 0.06 4.03182E-05

SG 1.518

91 0.4 0.06 4.03182E-05

ΔP recomendado 70 P entrada (psi) 2022

S Le D sup (pulg) Re

P cab (psi) 1952

0.022874 3.1427 4 460109.2364

P prom (psi) 1987

0.022874 3.1427 3 613478.9819

P prom (MPa) 13.7

0.022874 3.1427 2.9 634633.4295

∆H1-2 (ft) 88.59 T ent a tub (°F) 102

f D cal (pulg) T m, amb (°F) 80

0.016395373 2.752

T m, tub (°F) 91

0.017457746 2.787 Qmax (MMPCD) 3.62

0.017590991 2.796

Tabla 4.2 Calculo del Diámetro de tubería. (Elaboración propia)

Se elegirá el diámetro mayor para mayor seguridad y confiabilidad del transporte.

4.3.1 Determinación de material tubular

La especificación para la determinación del material del ducto, se basara en la norma:


79

ASME 31.4 (Sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos por ductos de

tubería). De acuerdo al párrafo 423.2.6 de la norma que se menciona: En las líneas de

dióxido de carbono, se deben usar materiales que estén en conformidad con ASTM A333 y

ASTM A420 (para accesorios).

Entonces la tensión admisible para el uso del sistema de tubería se basará de igual forma en

la norma ASME 31.4, donde se determina la Resistencia Mínima a la Fluencia que es de:

35000 psi, grado de material ASTM 333 GR 6. Como indica la tabla 402.3.1 (a), de la

norma.

Tabla 4.3 Estándares de materiales. (ASME 31.4)


80

Tabla 4.4 Tensiones admisibles. (ASME 31.4)

4.3.2 Determinación del espesor nominal de la tubería.

El espesor requerido para secciones rectas de tubería se determina de acuerdo a la siguiente

ecuación según norma ASME 31.8 párrafo 841.11.

𝑡 =𝑃 ∗ 𝑑

2 ∗ 𝑆 ∗ 𝐹 ∗ 𝐸 ∗ 𝑇 (5.8)

t = Espesor nominal de la tubería, pulg

d = diámetro nominal exterior de la tubería, pulg, que es = 3 pulg

S = tensión mínimo de fluencia (cedencia) del material, psi, que es =35000 psi

(obtenida de la tabla 402.3.1(a))

P = presión de diseño, psig = 1987 psi= 1972 psig


81

F = factor de diseño depende de la clase de localización, en este caso es = 0.80

(Localización clase 1, lugares poco poblados y menos de 10 edificios)

T = factor de disminución de temperatura que es = 1.00 (obtenida de la tabla

841.116 A)

E = factor de junta longitudinal que es =1.00 ( obtenido de la tabla 841.115 A)

𝑡 =1972 ∗ 3

2 ∗ 35000 ∗ 0.8 ∗ 1 ∗ 1= 0.106 𝑝𝑢𝑙𝑔

4.4 EQUILIBRIO DE FASES

Para el cálculo del equilibrio de fases se utilizan dos métodos, uno es mediante la ecuación de

estado de Soave Redlich Kwong (SRK) y la Ecuación Semiempirica de Whitson y Torp.

Ecuación de estado SRK:

𝑍3 − 𝑍2 + (𝐴 − 𝐵 − 𝐵2)𝑍 − 𝐴𝐵 = 0 (5.9)

𝐴 =𝑎 ∗ 𝑃

(𝑅 ∗ 𝑇)2 ; 𝐵 =𝑏 ∗ 𝑃

𝑅 ∗ 𝑇 (5.10)

𝑎 = ∑ ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑦𝑗 ∗ √𝑎𝑖 ∗ 𝑎𝑗 ∗ (1 − 𝐾𝑖𝑗) (5.11)

𝑏 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑏𝑖 (5.12)

𝑎𝑖 =0.42748(𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖)2

𝑃𝑐𝑖[1 + 𝑚𝑖(1 − √𝑇𝑟𝑖)]

2 (5.13)

𝑏𝑖 =0.08664(𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖)

𝑃𝑐𝑖 (5.14)

𝑚𝑖 = 0.480 + 1.57𝑤𝑖 − 0.17𝑤𝑖2 (5.15)

Ф𝑖 = 𝑒𝑥𝑝 [(𝑍𝑖 − 1)𝑏𝑖

𝑏− ln(𝑍 − 𝐵) −

𝐴

𝐵(

2√𝑎𝑖

√𝑎−

𝑏𝑖

𝑏) 𝑙𝑛(

𝑍 + 𝐵

𝑍)] (5.16)

𝐾𝑖 =Ф𝐿

𝑖

Ф𝑉𝑖 (5.17)


82

Correlación de Whitson y Torp:

𝐾𝑖 =𝑃𝑐𝑖

𝑃𝐸𝑋𝑃 [5.37(1 + 𝑤𝑖) (1 −

𝑇𝑐𝑖

𝑇)] (5.18)

∑ 𝑥𝑖 = ∑𝑧𝑖

𝑛𝐿 + 𝑛𝑉 ∗ 𝐾𝑖= 1 (5.19)

𝑦𝑖 = 𝑥𝑖 ∗ 𝐾𝑖 (5.20)

Algoritmo para el cálculo del punto de roció:

Para el cálculo flash:

(5.21)

𝐹 = 𝑉 + 𝐿 ; 𝜑 = 𝑉/𝐹 (5.22)


83

Calculo del Cp:

𝐶𝑝𝑚𝑜 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝐶𝑝𝑖

𝑜 (5.23)

𝐶𝑝 = 𝐶𝑝𝑜 + ∆𝐶𝑝 (5.24)

𝐶𝑝𝑜𝑖 = 𝐴𝑖 + 𝐵𝑖 ∗ 𝑇 + 𝐶𝑖 ∗ 𝑇2 + 𝐷𝑖 ∗ 𝑇3 (5.25)

∆𝐶𝑝 = 𝑅 ∗ [(∆𝐶𝑝/𝑅 )(𝑜) + 𝜔𝑖 ∗ (∆𝐶𝑝/𝑅 )(1)] (5.26)

Las constantes A, B, C, D son datos para cada componente.

Los valores de estados correspondientes se determinan con las Pr y Tr. Con estos valores reducidos

se entra a la tabla B.7 y B.8 del anexo B.


84

En la siguiente tabla se muestra el cálculo flash manualmente realizado en Excel. Dando un valor de fracción de vapor de 0.924

T

P

°F 100

psig 70

Calculo Flash Isotérmico 1

°R 560

psia 84.7

vapor 0.9236

liquido 0.0764

Comp. Zi Mwi Pc Tc Tb zi*MWi Tr w Ki calculo de fv Separación Flash

psi °R °R 0.9236 xi yi

H2O 0.08258 18 3200.1 1165.1 1.4864 0.4806 0.3443 0.0155 0.896444 0.910536 0.014092

CO2 0.9089 44 1070.2 547 350.7 39.9916 1.0238 0.4255 15.0924 -0.913871 0.064848 0.978720

N2 0.00022 28 492.2 227 139.5 0.0062 2.4670 0.0417 161.7601 -0.000237 0.000001 0.000238

C1 0.00506 16 666.4 344 201.3 0.0810 1.6279 0.0012 62.5921 -0.005384 0.000087 0.005471

C2 0.0007 30.1 706.5 550 332.5 0.0211 1.0182 0.1017 9.2706 -0.000670 0.000081 0.000751

C3 0.00025 44.1 616 666.1 416.3 0.0110 0.8407 0.1585 2.2378 -0.000144 0.000117 0.000261

i-C4 0.00005 58.1 527.9 734.5 470.8 0.0029 0.7624 0.1898 0.8512 0.000009 0.000058 0.000049

n-C4 0.00011 58.1 550.6 765.6 491.1 0.0064 0.7315 0.2063 0.6027 0.000069 0.000174 0.000105

i-C5 0.00011 72.2 490.4 829.1 542.1 0.0079 0.6754 0.2329 0.2404 0.000280 0.000369 0.000089

n-C5 0.0001 72.2 488.6 845.8 556.9 0.0072 0.6621 0.2569 0.1841 0.000331 0.000406 0.000075

C6 0.00015 86.2 436.9 913.6 615.7 0.0129 0.6130 0.3046 0.0619 0.001054 0.001123 0.000069

C7+ 0.00177 119.7 351.6 1043.2 737.3 0.2119 0.5368 0.5830 0.0027 0.022372 0.022433 0.000061

1

41.85

0.000252208 1.0002 1.0000

Tabla 4.5 Calculo del FLASH a la entrada del sistema de compresión. (Elaboración Propia)


85

4.5 DISEÑO DEL SISTEMA DE COMPRESION Y AEROENFRIADO.

DISEÑO DE COMPRESION POR ETAPAS

Parámetros de diseño de compresión

Temperatura de succión al sistema de compresión Ts = 100 °F

Presión de entrada al sistema de compresión Ps = 70 psig = 84.7

Presión de Salida del sistema de compresión Pd = 2055 psi

Caudal máximo a comprimir = 5.2 MMscfd

Composición del gas de entrada a ser comprimido, tabla A.2 del anexo A

El procedimiento de cálculo está en el Anexo D y los resultados del sistema de

compresión están en la tabla 4.7

DISEÑO DE LOS AEROENFRIADOR

Los datos para el diseño del aeroenfriador, como ser la T y P de descarga del compresor

serán tomados en cuenta para este cálculo, y también el flujo máximo de gas.

Parámetros de diseño del aeroenfriador

- Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 474.7 °F

- Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 200 °F

- Temperatura ambiente del lugar = 100 °F (37.8 °C, asumiendo para el cálculo el día

más cálido).

- Presión del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 704 psia

- Máximo flujo de gas de CO2 a ser enfriado = 5.2 MMscfd (14670.1 lbmol/d)

El procedimiento de cálculo está en el Anexo D y los resultados de los dos

aeroenfriadores están en la tabla 4.8


86

RESULTADOS DEL DISEÑO:

CALCULO DEL Cp del GAS REAL

H2O CO2 CH4 C7H16

Ti, prom (°F) Ti, prom (°R) Ti, prom (°C) Ti, prom (°K) P (psi) Tpc (°R) Ppc (psi) Tpr Ppr

A A A A

337.4 797.4 169.7 442.8 704 553.9 1089.8 1.44 0.65

32.24 19.774 25.3596 -5.6191

254 714.0 123.3 396.5 2055 553.9 1089.8 1.29 1.89

B B B B

100 560.0 37.8 310.9 553.9 1089.8 1.01 0.00

1.924E-03 7.337E-02 1.687E-02 6.769E-01

245 705.0 118.3 391.5 553.9 1089.8 1.27 0.00

C C C C

415 875.0 212.8 485.9 553.9 1089.8 1.58 0.00

1.655E-05 -5.602E-05 7.131E-05 -3.639E-04

410 870.0 210.0 483.2 553.9 1089.8 1.57 0.00

D D D D

-3.596E-09 1.716E-08 -4.084E-08 7.407E-08

H2O CO2 CH4 C7H16

Leído Leído

w w w w

Cpi (J/mol°K) Cpi (J/mol°K) Cpi (J/mol°K) Cpi (J/mol°K) Cp° (J/mol°K) (∆Cp/R)° (∆Cp/R)' (∆Cp/R) Cp ( J/mol°K)

0.334 0.239 0.011 0.349

36.02 42.77 43.27 229.20 43.18 0.5 0.436 0.6042 48.20

yi yi yi yi

35.38 41.13 40.71 210.17 41.50 3.572 1.296 3.8817 73.77

0.0113 0.98 0.0061 0.0026

34.33 37.69 36.27 171.89 37.99 0.0000 37.99

35.31 40.94 40.44 208.05 41.31 0.0000 41.31

36.67 44.17 45.71 245.88 44.62 0.0000 44.62

36.63 44.08 45.55 244.83 44.53 0.0000 44.53

Tabla 4.6 Determinación del Cp en condiciones ideales y reales . (Elaboración Propia)


87

Ps1 (ps i ) Pd1 (ps i ) Ps2 (ps i ) Pd2 (ps i ) Ps3 (ps i ) Pd3 (ps i ) Rc1 Rc2 Rc3

84.7 245.6 241 704 694 2055 2.89 2.92 2.96

1ra 1da 1ra 2da 2da

2da

Ts1 (°F) MCp (J/mol -K) k Td1 (°F) MCp (J/mol -K) k k prom Td1 (°F) Zs1 Zd1 Td1 (°F)

100 37.99 1.2802 246.7 41.31 1.2520 1.2661 240.2 0.98 0.955 246.5

1ra 1da 1ra 2da 2da

2da


246.5 41.31 1.2520 415.0 44.62 1.2290 1.2405 408.1 0.955 0.94 414.7

1ra 1da 1ra 2da 2da

2da


Sin Aeroenfriador 414.7 44.62 1.2290 606.2 47.68 1.2112 1.2201 599.5 0.94 0.93 606.0

1ra 1da 1ra 2da 2da

2da

Ts3 (°F) MCp (J/mol -K) k Td3 (°F) MCp (J/mol -K) k k prom Td3 (°F) Zs3 Zd3 Td23(°F)

Con Aeroenfriador 200.0 40.33 1.2597 361.7 43.61 1.2356 1.2476 355.0 0.875 0.84 370

Calculo de la Potencia Requerida 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa

1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa

Z prom Z prom Z prom

BHP BHP BHP

0.9675 0.9475 0.8575

351 433 372

Tabla 4.7 Diseño del sistema de Compresión. (Elaboración Propia)


88

Diseño de los Aeroenfriadores

DATOS

RESUMEN DE LOS AEROENFRIADORES

t1 amb (°F) 100 tubo OD " 1

Equipo 1 Equipo 2

Rows (filas) N 3

∆Pt (psi) 2.482 0.156

ṁ (lbmol/hr) 611.2523

A. s. e. (ft2) 2672 26181

ṁ (gmol/hr) 277264.0

Nf 2 2

MW (lb/lbmol) 43.7

Df (ft) 3.0 9.0

Elev. (m) 290

BHP/fan 0.490 1.464

Elev. (ft) 951

Asumido

T1 ent (°F) T1 ent (°K) T2 sal (°F) T2 sal (°K) T prom (°F) P (psi) Ux ∆ ta (°F) t2 (°F) LMTD (°F) P (adim) R (adim)

474.7 519.1 200 366.5 337.35 704 3.23 100.40 200.4 172.7 0.268 2.736

474.7 519.1 200 366.5 337.35 704 4.94 140.99 241.0 157.5 0.376 1.948

404 479.8 104 313.2 254 2055 4.2 80.08 180.1 54.6 0.263 3.746

404 479.8 104 313.2 254 2055 2.4 52.36 152.4 59.8 0.172 5.730


89

Leído

Calculado

Leído

Asumido

Leído

f correc CMTD (°F) Cp (J/mol°K) Q (J/hr) Q (BTU/hr) Ax (ft2) APSF Fa (ft2) L (ft) Width (ft) factor APF Nt

0.992 171.35 48.20 2039672102 1933229 3492.9 80.4 43.4 20 2.17 5.58 32

0.93 146.48 48.20 2039672102 1933229 2671.6 80.4 33.2 15 2.22 5.58 32

0.9 49.17 73.77 3408961412 3231059 15644.2 81.4 192.2 20 9.61 5.58 141

0.86 51.42 73.77 3408961412 3231059 26181.4 82.4 317.7 20 15.89 5.58 235

Leído Asumido

Leído Leido

Leído Leído Leído Leído

At (ft2) Np Wt (lb/hr) Gt (lb/ft2-s) µ (cp) Di (plg) Nr fricción f factor ø Y (psi/ft) B (psi/Np) ∆Pt (psi)

0.3526 4 26711.7 378.78 0.024 0.67 10574 0.0013 1 19 0.25 2.976

0.3526 4 26711.7 378.78 0.024 0.67 10574 0.0013 1 19 0.25 2.482

0.3526 4 26711.7 85.96 0.025 0.67 2304 0.0015 1 1 0.03 0.240

0.3526 4 26711.7 51.58 0.025 0.67 1382 0.0017 1 0.85 0.01 0.156

Leido

Leido Leido Leido

Leido Calculado

J ht (BTU/hr-ft2-°F) Wa (lb/hr) Ga (lb/ft2-hr) ha AR Do (plg) Ax/Ai rdt Ux Comparar

0.031 25000 1156.7 80231 1846.8 7 21.4 1 31.94 0.001 4.94 No

0.031 25000 1156.7 57134 1719.4 6.6 21.4 1 31.94 0.001 4.74 SI

0.031 7000 323.9 168116 874.7 4.8 21.4 1 31.94 0.001 2.95 No

0.031 4500 208.2 257119 809.2 4.3 21.4 1 31.94 0.001 2.39 SI

asumido

Leído Leido

Leido ACFM / fan

Nf FAPF (ft2) D fan (ft) ta,prom (°F) Dr a ta, prom Fp ∆pa ( plgH2O) Dr a ta1 ACFM (ft3/min) PF (plgH2O) BHP A. s.e. (ft2)

2 6.65 3.0 170.49 0.82 0.055 0.2012 0.92 6909 0.2901 0.490 2672

2 63.55 9.0 126.18 0.88 0.05 0.1705 0.92 31094 0.1927 1.464 26181

Tabla 4.8 Diseño de los Aeroenfriadores. (Elaboración Propia)


90

4.6 CONTROL DEL PUNTO DE ROCIO

Calculo del Punto de Roció antes de la Compresión

T

P

T roció (°F) fracc

°F 176.5

psig 70

176.5 1

°R 636.5

psia 84.7

Componente zi Mwi Pc Tc Tb zi*MWi w Ki calculo de fv

psi °R °R 1

H2O 0.08258 18 3200.1 1165.1 1.4864 0.3443 0.0941 0.794927

CO2 0.90890 44 1070.2 547 350.7 39.9916 0.4255 37.0734 -0.884384

N2 0.00022 28 492.2 227 139.5 0.0062 0.0417 212.4364 -0.000219

C1 0.00506 16 666.4 344 201.3 0.0810 0.0012 93.0932 -0.005006

C2 0.00070 30.1 706.5 550 332.5 0.0211 0.1017 18.6378 -0.000662

C3 0.00025 44.1 616 666.1 416.3 0.0110 0.1585 5.4457 -0.000204

i-C4 0.00005 58.1 527.9 734.5 470.8 0.0029 0.1898 2.3305 -0.000029

n-C4 0.00011 58.1 550.6 765.6 491.1 0.0064 0.2063 1.7472 -0.000047

i-C5 0.00011 72.2 490.4 829.1 542.1 0.0079 0.2329 0.7810 0.000031

n-C5 0.00010 72.2 488.6 845.8 556.9 0.0072 0.2569 0.6269 0.000060

C6 0.00015 86.2 436.9 913.6 615.7 0.0129 0.3046 0.2443 0.000464

C7 0.00177 119.7 351.6 1043.2 737.3 0.2119 0.5830 0.0182 0.095670

1

41.85

0.000600836

Tabla 4.9 Punto de Roció antes del tratamiento. (Elaboración Propia)


91

Control del Punto de Roció en las Inter-etapas de Compresión

InterEtapa 1 - 2 InterEtapa 2 - 3 Etapa 3 de salida

P (psia) 245.6 P (psia) 704 P (psia) 2055

T (°F) 144.8 T (°F) 198.4 T (°F) 267.3 interEtapa

interEtapa

interEtapa

T (°R) 604.8 T (°R) 658.4 T (°R) 727.3 (1 - 2)

(2 - 3)

salida

Componente zi Mwi zi*MWi w Ki calculo de fv Ki calculo de fv Ki calculo de fv

1 1 1

H2O 0.014092 18 0.2537 0.3443 0.0162 0.853821 0.0176 0.787848 0.0202 0.683831

CO2 0.978720 44 43.0637 0.4255 9.0566 -0.870653 5.5515 -0.802420 3.4740 -0.696994

N2 0.000238 28 0.0067 0.0417 65.9891 -0.000234 27.3123 -0.000229 11.2323 -0.000217

C1 0.005471 16 0.0875 0.0012 27.5693 -0.005273 12.3369 -0.005028 5.5150 -0.004479

C2 0.000751 30.1 0.0226 0.1017 4.9168 -0.000598 2.6580 -0.000469 1.4543 -0.000235

C3 0.000261 44.1 0.0115 0.1585 1.3351 -0.000066 0.8136 0.000060 0.5060 0.000255

i-C4 0.000049 58.1 0.0029 0.1898 0.5461 0.000041 0.3583 0.000088 0.2411 0.000155

n-C4 0.000105 58.1 0.0061 0.2063 0.4005 0.000157 0.2724 0.000280 0.1905 0.000445

i-C5 0.000089 72.2 0.0064 0.2329 0.1714 0.000428 0.1252 0.000619 0.0945 0.000849

n-C5 0.000075 72.2 0.0054 0.2569 0.1351 0.000478 0.1016 0.000660 0.0792 0.000869

C6 0.000069 86.2 0.0060 0.3046 0.0497 0.001327 0.0411 0.001622 0.0353 0.001897

C7+ 0.000061 119.7 0.0073 0.5830 0.0030 0.020067 0.0035 0.017427 0.0043 0.014190

1.0000

43.48

-0.000503545

0.00045934

0.000566592

Tabla 4.10 Punto de Roció en las Inter-etapas. (Elaboración Propia)


92

4.7 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES FLASH

Ecuaciones utilizadas en el dimensionamiento de los separadores de acero inoxidable:

𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑃𝑜𝑝 ; 𝑄𝐴,𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑄𝐴 (5.27)

𝑉𝑡 = 𝐾√𝜌𝐿 − 𝜌𝑔

𝜌𝑔

; 𝐾 = 𝑘 ∗ 𝐶 (5.28)

𝑄𝐴 =ṁ

𝜌𝑔

; 𝐴 =𝑄𝐴

𝑉𝑡

; 𝐷𝑣 = √4 ∗ 𝐴

𝜋 (5.29)

𝑡 =𝑃 ∗ 𝑅𝑖

𝑆 ∗ 𝐸 − 0.6𝑃 (5.30)

t = espesor de pared del tanque, ft

P = presión de diseño en el separador, psi

Ri = radio de diseño del separador igual a Dv/2, ft

S = máxima esfuerzo admisible, psig

E = eficiencia conjunta

QA =caudal de la fase dominantes (que es la de gas), ft3/s

A = área transversal interior del separador, ft2

K = constante empírica para el tamaño del separador, ft/s

ṁ = flujo másico del gas, lb/s

ρg =densidad de la fase gas, lb/ft3

ρL =densidad de la fase liquida, lb/ft3

Nota: Los factores k y C los obtenemos en la tabla B.9 del anexo B. para determinar la

altura el separador hay que utilizar la relación H/D=4 en el caso de los dos separadores. En

cuanto al espesor de las bridas se determinara como el doble del espesor del separador. En

cuanto al espesor de cabeza se utilizara esta relación 1.5 veces el espesor del separador.

(GPSA; Campbell John M.)


93

Dimensionamiento de los Separadores Flash

calculado leido ctte

Pop (psi) Pdiseño (psi) T (°F) MWg z R ρg (lb/ft3)

84.7 101.6 100 43.7 0.97 10.7314 0.635 2055 2466.0 104 43.9 0.32 10.7314 46.579

calculado leido calculado

ctte ctte

ρL (lb/ft3) µ (cp) ṁ (lb/hr) ṁ (lb/s) g KCR Dp (ft) 62.4 0.015 26695 7.4153 32.2 18.3 0.103 62.4 0.06 26580 7.3833 32.2 18.3 0.098

leido

leido K Vt (ft/s) QA (ft3/s) QA, diseño (ft3/s) S (MPa) S (psi) A (ft)

0.3325 3.279 11.68 14.01 165 23931 4.27 0.2345 0.137 0.16 0.19 165 23931 1.39

asumido

leido

Dv (ft) Rv (ft) hT/D hT (ft) E espesor (ft) brida (ft)

2.33 1.17 4 9 0.85 0.0058 0.0117

1.33 0.67 4 5 0.85 0.0870 0.1740

Tabla 4.11 Dimensionamiento de los Separadores . (Elaboración Propia)

4.8 CALCULO REALIZADOS EN EL SOWFWARE CHEMCAD

Figura 4.1 Diagrama de equipos. (Elaboración Propia en Chemcad)


94

Los resultados obtenidos manualmente son:

Línea Inicial

Salida Flash 1

Inter-Etapa 1-2

Inter-Etapa 2-3

Salida AirCooler 1

Salida Etapa 3

Salida AirCooler 2

Salida Flash 2

P (psi) 84.7 84.7 246 704 704 2055 2055 2055

T (°F) 100 100 246.5 414.7 200 370 104 104

T rocio (°F) 176.5 100 144.8 198.4 198.4 267.3 267.3 104

Compresores Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3

Flash Etapa 1 Etapa 2 HP 351 433 372

Fracción Vapor 0.9236 0.9514

Los resultados obtenidos en chemcad son:

Línea Inicial

Salida Flash 1

Inter-Etapa 1-2

Inter-Etapa 2-3

Salida AirCooler 1

Salida Etapa 3

Salida AirCooler 2

Salida Flash 2

P (psi) 84.7 84.7 256 704 704 2055 2055 2055

T (°F) 100 100 270.4 474.7 200 404 104 104

T rocio (°F) 176.8 100 136.8 178.4 178.4 220 220 104

Compresores Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3

Flash Etapa 1 Etapa 2 HP 376 490 420

Fracción Vapor 0.928 0.972

Tabla 4.12 Resultados obtenidos. (Elaboración Propia)

4.9 DETERMINACIÓN DE LOS VOLUMENES DE PETROLEO A RECUPERAR

Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Campo HSR han sido calculados

con el software “CO2 Prophet and Waterflood”, en el cual se introduce primero los datos

petrofísicos del reservorio Sara A para luego definir las condiciones de operación y

finalmente se calculará el volumen como se muestra en las siguientes figura 4.2

Una vez que se introdujo todos los datos requeridos, el mismo nos da como resultado la

cantidad de petróleo a recuperar en un periodo de 18 años, para una inyección de CO2 de

3.6 MMSCFD y 2.5 MMSCFD como se aprecian en las Tablas 4.14 y 4.15.


95

Prueba 1 Q = 3,6 MMSCF/d

INCREMENTAL

ER OIL OIL WATER HC GAS SOLVENT GOR WOR

Años % OOIP MSTB MSTB MMSCF MMSCF MSCF/STB STB/STB

0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1 500,6 15,5 215,3 103,6 637,0 0,0310

2 250,4 5,7 107,7 713,1 3280,0 0,0228

3 155,8 3,5 67,0 940,6 6470,0 0,0225

4 120,5 2,8 51,8 1025,1 8940,0 0,0232

5 101,5 2,5 43,6 1070,6 11000,0 0,0246

6 90,6 2,2 38,9 1096,9 12500,0 0,0243

7 82,8 2 35,6 1115,8 13900,0 0,0242

8 76,0 1,8 32,7 1132,0 15300,0 0,0237

9 70,4 1,7 30,3 1145,4 16700,0 0,0241

10 66,0 1,6 28,3 1156,0 18000,0 0,0242

11 62,6 1,5 26,9 1164,3 19000,0 0,0240

12 59,7 1,5 25,6 1171,3 20400,0 0,0251

13 56,8 1,4 24,4 1178,2 21200,0 0,0246

14 53,8 1,3 23,1 1185,4 22500,0 0,0242

15 50,6 1,3 21,8 1193,0 24400,0 0,0257

16 47,5 1,2 20,4 1200,5 25700,0 0,0253

17 44,5 1,2 19,1 1207,6 27600,0 0,0270

18 41,8 1,1 18,0 1214,2 29500,0 0,0263

Tabla 4.13 Producción de Petróleo años para una inyección constante de CO2 de 3.6

MMSCFD. (Elaboración propia)

Prueba 2 Q = 2,5 MMSCF/d

INCREMENTAL

ER OIL OIL WATER HC GAS SOLVENT GOR WOR

Años % OOIP MSTB MSTB MMSCF MMSCF MSCF/STB STB/STB

0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1 370,0 11,9 159,1 16,8 0,4754 0,0322

2 247,8 6,3 106,6 316,2 1,7062 0,0254

3 148,3 3,3 63,8 556,9 4,1854 0,0223

4 110,1 2,5 47,4 648,5 6,3206 0,0227

5 90,5 2,1 38,9 695,6 8,1160 0,0232

6 78,5 1,9 33,8 724,3 9,6573 0,0242

7 70,2 1,7 30,2 744,2 11,0313 0,0242

8 64,7 1,6 27,8 757,4 12,1360 0,0247

9 60,6 1,5 26,1 767,3 13,0924 0,0248

10 56,9 1,3 24,5 776,2 14,0721 0,0228

11 53,7 1,3 23,1 784,0 15,0298 0,0242

12 50,8 1,2 21,8 791,0 16,0000 0,0236

13 48,3 1,2 20,8 796,9 16,9296 0,0248

14 46,2 1,1 19,9 802,0 17,7900 0,0238

15 44,4 1,1 19,1 806,3 18,5901 0,0248


96

Tabla 4.14 Producción de Petróleo años para una inyección constante de CO2 de 2.5

MMSCFD. (Elaboración propia)

4.10 COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CO2 - FLUIDOS DEL

RESERVORIO

La inyección de CO2 a un reservorio de petróleo, mediante un proceso miscible, se da por

Miscibilidad por Múltiple Contacto (MCM). La miscibilidad dinámica se puede alcanzar

por la vaporización del petróleo crudo o la condensación del CO2 (Metcalfe y Yarborough;

Leach y Yellig). La vaporización es el proceso más común en los yacimientos. La

condensación ocurre generalmente en yacimientos de baja temperatura (T<=150°F). 1 y 2

Cuando el CO2 se disuelve en el aceite, altera las propiedades de éste tales como densidad,

viscosidad, movilidad y saturación, de una manera favorable que facilita la movilización

del aceite en el yacimiento.

A altas temperaturas y presiones (3000 psi), el CO2 actúa como un hidrocarburo, similar al

etano y propano. Sin embargo a diferencia de solventes del hidrocarburo, el CO2 no es

inicialmente miscible con el crudo bajo la mayoría de condiciones del yacimiento, pero el

CO2 puede desarrollar miscibilidad con el crudo después de varios contactos. A presiones

por encima de 5000 psi, el CO2 puede llegar a ser totalmente miscible con el aceite, y se

comporta como un líquido miscible al primer contacto.

El recobro total de aceite por inyección de CO2 puede llegar hasta un 50-60 % del OOIP y

lograr un recobro incremental sobre la inyección de agua en el rango de 10-20 %. 3

4.10.1 Comportamiento de fases del petróleo con CO2

El CO2 en la mayoría de los casos no puede formar miscibilidad solo, sino a través de un

proceso de vaporización, cuando se inyecta CO2 vaporiza algunos de los componentes

ligeros en el petróleo. Estos son posteriormente re-condensados en el frente de

desplazamiento creando una zona enriquecida con características favorables de movilidad,

esto se conoce como un mecanismo combinado de vaporización y condensación.


97

También se comprobó que la inyección de CO2 es más efectiva que otros gases para la

recuperación de gas condensado retrogrado por su efectividad de vaporización del mismo.

Para corroborar todo esto se hizo cálculos con los datos disponibles para ver el

comportamiento de fases con la inyección de CO2 con el software Chemcad 6.0, y de esta

manera hacer una evaluación fisicoquímica.

A continuación se presentan la termodinámica mediante el diagrama de fases de la mezcla

de hidrocarburos en interacción con el CO2, esto en función de los caudales de producción

de petróleo, gas y CO2 a diferentes tiempos de producción desde la inyección de CO2.

Datos necesarios para el cálculo de composición molar.

d oil (lb/ft3) 55,05

d gas (lb/ft3) 0,0516

d CO2 (lb/ft3) 0,1235

M oil (lb/lbmol) 175,00

M gas (lb/lbmol) 20,29

M CO2 (lb/lbmol) 44,00 OIL HC GAS CO2 OIL HC GAS CO2

Años MSTB MMSCF MMSCF Mlbmol Mlbmol Mlbmol

0 0,0 0,0 0,0 0 0 0

1 500,6 215,3 103,6 643 547 291

2 250,4 107,7 713,1 322 274 2001

3 155,8 67,0 940,6 200 170 2639

4 120,5 51,8 1025,1 155 132 2876

5 101,5 43,6 1070,6 130 111 3004

6 90,6 38,9 1096,9 116 99 3078

7 82,8 35,6 1115,8 106 90 3131

8 76,0 32,7 1132,0 98 83 3176

9 70,4 30,3 1145,4 90 77 3214

10 66,0 28,3 1156,0 85 72 3244

11 62,6 26,9 1164,3 80 68 3267

12 59,7 25,6 1171,3 77 65 3286

13 56,8 24,4 1178,2 73 62 3306

14 53,8 23,1 1185,4 69 59 3326

15 50,6 21,8 1193,0 65 55 3347

16 47,5 20,4 1200,5 61 52 3368


98

17 44,5 19,1 1207,6 57 49 3388

18 41,8 18,0 1214,2 54 46 3407

Tabla 4.15 Caudales de Producción en base molar. (CO2 Prophet)

Figura 4.2 Datos de producción expresada en caudales volumétricos. (Elaboración

propia)

Para saber el comportamiento de fases del sistema hidrocarburos - CO2, se hizo un cálculo

para cada año y de esta manera hacer un control de la condensación retrograda del sistema

en el caso de caer la presión y cambiar la composición con la inyección de CO2.

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

1100,0

1200,0

1300,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

PR

OD

UC

CIO

N

VO

LU

ME

TR

ICA

AÑO

OIL

GAS

CO2-SOLV


99

Figura 4.3 Diagrama de fases a tiempo Cero de Inyección de CO2. (Chemcad)

Figura 4.4 Diagrama de fases en el Primer Año de inyección de CO2 y producción.


100

Figura 4.5 Diagrama de fases en el Segundo Año de inyección de CO2 y producción

Figura 4.6 Diagrama de fases en el Tercer Año de inyección de CO2 y producción


101

Figura 4.7 Diagrama de fases en el Cuarto Año de inyección de CO2 y producción

Figura 4.8 Diagrama de fases en el Octavo Año de inyección de CO2 y producción


102

Figura 4.9 Diagrama de fases en el 13avo Año de inyección de CO2 y producción

En todos los diagramas se ve tres fenómenos termodinámicos:

Una es que la curva de roció cubre mayor parte de la envolvente por ende la zona de

condensación retrograda de gas (zona que abarca desde el punto crítico hasta el punto

cricondentermico) aumenta con la inyección de CO2.

Y la segunda es que tanto la curva de roció como la de burbuja disminuyen respecto a la

temperatura y presión del sistema.

Por otra parte a partir del octavo año, la mezcla de hidrocarburos con CO2 en condiciones

de reservorio, pasa a la fase gaseosa debido al aumento de CO2 y disminución de petróleo.

Si la temperatura y la presión se mantiene constantes, entonces no habrá problema de

condensación retrograda. Puede caer la presión hasta 2400 psi sin que pase la zona de

condensación retrograda, cosa que no ocurriría debido a los motivos de la mantención de


103

presión según el historial de presión y a la inyección continua de CO2 a una presión

superior a la del reservorio.

Para comprobar la siguiente sección desarrolla un análisis y comportamiento de presiones

del reservorio.

4.11 COMPORTAMIENTO DE LA PRESION DEL RESERVORIO

Para el cálculo de la presión del sistema se utiliza una la ecuación de estado de Soave Redlich

Kwong (SRK) el cual se describe a continuación incluyendo el procedimiento de cálculo.

Ecuación de estado SRK:

P𝑃𝑉𝑇 =𝑅𝑇

𝑣 − 𝑏−

𝑎

𝑣(𝑣 + 𝑏) (5.31)

𝑎 = ∑ ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑦𝑗 ∗ √𝑎𝑖 ∗ 𝑎𝑗 ∗ (1 − 𝐾𝑖𝑗) (5.32)

𝑏 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑏𝑖 (5.33)

𝑎𝑖 =0.42748(𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖)2

𝑃𝑐𝑖∗ 𝛼𝑖 (5.34)

𝛼𝑖 = [1 + (0.480 + 1.57𝑤𝑖 − 0.17𝑤𝑖2)(1 − √𝑇𝑟𝑖)]2

(5.35)

𝑏𝑖 =0.08664(𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖)

𝑃𝑐𝑖 (5.36)

Otras ecuaciones utilizadas:

𝑣 =𝑉

𝑀𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 (5.37)

P𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 = 𝑃𝑝𝑣𝑡 + 𝑃𝑎𝑐𝑢𝑖𝑓𝑒𝑟𝑜+𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑔𝑎𝑠 (5.38)

ALGORITMO DE CÁLCULO

- DATOS. Tr, zi, V y n

- Calculo de las propiedades pseudocriticas

- Calculo del parámetro αi

- Calculo del parámetro ai


104

- Calculo del parámetro bi

- Calculo de a y b con regla de mezclado

- Calculo de P pvt

- Calculo de P promedio

- Hacer los mismos pasos para cada composición y masa del sistema

Componente zi MW Pc (psia) Tc (ºR) w

H2O 0,56142 18,00 3200,1 1165,1 0,3443 CO2 0,00984 44,01 1070,0 547,8 0,2239

C1 0,22273 16,04 667,0 343,3 0,0115 C2 0,00833 30,07 707,0 549,7 0,0994 C3 0,00626 44,10 617,0 665,6 0,1529

i -C4 0,00162 58,12 527,9 734,1 0,1865 n-C4 0,00592 58,12 548,8 765,2 0,2003

i -C5 0,00361 72,15 490,4 828,6 0,2284

n-C5 0,00615 72,15 488,1 845,4 0,2515

C6 0,01098 86,18 436,9 913,5 0,2993 C7 0,01616 100,20 396,8 972,5 0,3483 C8 0,01526 114,20 360,7 956,4 0,3977

C9 0,01302 128,26 330,9 610,8 0,4421 C10+ 0,11870 210,00 257,8 1369,4 0,7006

SUMATORIA 1,00000

Los datos en rojo fueron calculados para la fracción pesada

Figura 4.16 Propiedades Pseudicriticas de la mezcla del sistema de fluidos en el

reservorio. (Elaboración propia)


105

Q inyección CO2 (MMSCF/d) 3,6

Análisis PVT

Aporte de Energía

por Acuífero y Capa de Gas

P total

promedio

año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 10 año 13

T (°R) 615 615 615 615 615 615 615

Año P (psi) psia psia

n (lbmol) 32293383 33419564 34119115 34660181 35115672 36843962 37644205

0 2289 501 2790

V (ft3) 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000

1 2078 501 2579

V (MMft3) 40 40 40 40 40 40 40

2 2394 501 2895

v (ft3/lbmol) 1,2386 1,1969 1,1724 1,1541 1,1391 1,0857 1,0626

3 2593 501 3095

P (psi) 2078 2394 2593 2750 2884 3400 3645

4 2750 501 3251 5 2884 501 3385

10 3400 501 3902

13 3645 501 4146

Historial de Presiones

Presión promedio

Años (psia)

1987 2900

2000 2880 2004 2868 2014 2790 2015 2579 2016 2895 2017 3095 2018 3251 2019 3385

2024 3902

2027 4146

Figura 4.10 Comportamiento de la Presión del reservorio antes y después de la inyección prueba 1. (Elaboración propia)

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Presio

n d

e R

eservo

rio

(psia

)

Tiempo (años)

P res

historial


106

Q inyección CO2 (MMSCF/d) 2.5

Análisis

PVT Aporte de Energía por Acuífero y Capa de Gas

P total

promedio año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 10 año 13

T (°R) 615 615 615 615 615 615 615

Año P (psi) psia psia

n (lbmol) 31704628 32821382 33487793 33982280 34388450 35872115 36555581

0 2289 501 2790

V (ft3) 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000

1 1927 501 2428

V (MMft3) 40 40 40 40 40 40 40

2 2231 501 2732

v (ft3/lbmol) 1,2616 1,2187 1,1945 1,1771 1,1632 1,1151 1,0942

3 2417 501 2918

P (psi) 1927 2231 2417 2557 2673 3108 3312

4 2557 501 3058 5 2673 501 3174

10 3108 501 3610

13 3312 501 3814

Historial de Presiones

Presión promedio

Años (psia) 1987 2900 2000 2880 2004 2868 2014 2790 2015 2428 2016 2732

2017 2918

2018 3058

2019 3174

2024 3610

2027 3814

Figura 4.11 Comportamiento de la Presión del reservorio antes y después de la inyección prueba 2. (Elaboración propia)

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Presio

n d

e R

eservo

rio

(psia

)

Tiempo (años)

P res

historial


107

La presión adicional de 501 psi es una aproximación de la energía dada por el acuífero y

capa de gas, esta presión fue determinada de la siguiente forma:

- Primero se calculó la P pvt a tiempo cero de inyección, o sea con la composición

original de fluidos en el reservorio que son hidrocarburos y agua.

- Luego a la presión de dato de 2790 psi actual se lo resto la presión calculada

mediante el análisis PVT la cual es 2289 psi, tal diferencia nos dio 501 psi.

- Esta presión hay que sumarle a cada presión calculada mediante el análisis PVT

para cada composición y numero de moles.

En el análisis de los resultados de presión se deduce lo siguiente:

En ambos casos de inyección de CO2, tanto de 3.6 como de 2.5 MMSCFD la presión del

sistema aumenta con los años de operación.

En ningún caso la presión baja más de 2400 psi, lo cual quiere decir que no habrá

condensación retrograda en todo el proceso de recuperación mediante inyección de CO2.

Dando de esta manera un margen de seguridad que no caerá la presión con condensación

retrograda, en la cual en caso de caer en esa zona hay pérdida de petróleo por ahogamiento

del reservorio por caída de presión drástica.

EVALUACION ECONOMICA Guiver Suarez Vasquez CAPITULO 5

108

CAPITULO 5

EVALUACION ECONOMICA

Para determinar la rentabilidad del proyecto sobre inyección de CO2 en el Campo HSR es

necesario hacer un análisis económico. Y si justifica la inversión para este método de

Recuperación Mejorada.

Para la evaluación económica existen dos criterios de evaluación, uno es Criterios

Subjetivos, basado en características intangibles por lo que es difícil cuantificarlos, pero

son importantes en procesos de selección por lo que no hay que ignorarlo. El segundo son

los Criterios Objetivos, basados en parámetros que pueden ser determinados a través de

métodos de evaluación.

5.1 PARÁMETROS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS.

Los principales parámetros o indicadores que se toman en cuenta para la evaluación

económica de un proyecto y sus definiciones son:

Inversión. (I)

La inversión se define como la cantidad inicial de dinero que es necesario emplear para

poner en marcha el proyecto.

La inversión puede provenir de un capital propio de la empresa, como también puede ser

financiado en parte por un banco o alguna otra entidad financiera.

Valor Actual Neto (VAN)

El Valor Actual Neto (VAN), es un criterio financiero para el análisis de proyectos de

inversión que consiste en determinar el valor actual de los flujos de caja que se esperan en

el transcurso de la inversión, tanto de los flujos positivos como de las salidas de capital

(incluida la inversión inicial), donde éstas se representan con signo negativo, mediante su

descuento a una tasa o coste de capital adecuado al valor temporal del dinero y al riesgo de


109

la inversión. Según este criterio, se recomienda realizar aquellas inversiones cuyo valor

actual neto sea positivo.

Tasa Interna de Retorno (TIR)

La Tasa interna de Retorno (TIR), es el tipo de descuento que hace que el VAN (valor

actual o presente neto) sea igual a cero, es decir, el tipo de descuento que iguala el valor

actual de los flujos de entrada (positivos) con el flujo de salida inicial y otros flujos

negativos actualizados de un proyecto de inversión. En el análisis de inversiones, para que

un proyecto se considere rentable, su TIR debe ser superior al coste del capital empleado.

Flujo de Caja o de Fondos

Es un estado de resultados que abarca períodos de tiempo futuros y que ha sido modificado

para mostrar solamente el efectivo: los ingresos de efectivo y los egresos de efectivo, y el

saldo de efectivo al final de períodos de tiempo determinados.

Es una excelente herramienta, porque le sirve para predecir las necesidades futuras de

efectivo antes de que surjan.

5.2 EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO.

Para la evaluación de este proyecto se tomo en cuenta los costos de los equipos,

requerimiento de energía, construcción y otros como mantenimiento, etc.

Se realizo la evolución económica mediante la generación de un flujo de caja en el cual se

realizaron las comparaciones entre los ingresos (venta de petróleo), egresos (pago de

impuestos y regalías, gastos de operación y gastos de mantenimiento) y la inversión que

requerirá el proyecto y así de esta manera obtener el valor estimado de Utilidad Neta.

Los datos de las inversiones estimadas fueron extraídos de otros proyectos de parecido fin y

de libros referidos a los precios y costos de montaje de línea y compresores.


110

5.2.1 Inversión

La inversión que requerirá el presente proyecto para el montaje y costo del material se

describen en la siguiente tabla:

ITEM Costo de Equipo ($us) Costo de Instalación ($us) Costo TOTAL ($us)

Compresor 1 de 376 HP, incluido el motor y el manejo 402461.00 120738.30 523199.3



Aeroenfriador 1 31000.00 9300.00 40300

Aeroenfriador 2 293000.00 87900.00 380900

Separador Flash 1 16890.00 5067.00 21957

Separador Flash 2 10295.00 3088.50 13383.5

Línea de 3" 425000.00 127500.00 552500

Gastos Previos para 1 año 857619

TOTAL $3,566,801

Tabla 5.1 Costos de de inversión. (PETROSUR, Chemcad)

5.2.2 Pago de Impuestos y Regalías Departamentales

Considerando la nueva ley de hidrocarburos, donde se debe tributar 32% + 12% de regalías

departamentales y 6% al TGN y YPFB.

IMPUESTOS fracción

Regalías 12% 0.12

TGN-YPFB 6% 0.06

IDH 32% 0.32

TOTAL 0.50

Tabla 5.2 Impuestos. (YPFB)


111

5.2.3 Precio del petróleo

El precio del petróleo es 28 $us/bbl, con el cual podremos calcular el ingreso por la venta

del petróleo estimado a recuperar. Extraídos de la página oficial de la Cámara Boliviana de

Hidrocarburos y Energía (CNHE) y consultados en la Secretaria de Hidrocarburo de la

Gobernación de Chuquisaca.

5.2.4 Gastos de mantenimiento y Operación

En cuanto a los gastos de mantenimiento se hizo con el cálculo del 1% de la inversión y en

cuanto a los gasto de operación igual se hizo una aproximación reflejadas ambos en la tabla

del flujo de caja.

5.2.5 Costos de CO2

Costo del CO2 ($us/t) flujo masico (lb/d) flujo masico (t/año) CO2 ($us/año)

5 637920 104150 $520,751

Tabla 5.3 Costo de CO2. (Elaboración Propia)

5.2.6 Pago de personal requerido

PERSONAL Pago c/u ($us/mes) Total (Sus/mes) Carga social ($us) TOTAL/mes TOTAL/año

12 700 8400 4200 12600 $151,200

Tabla 5.4 Pagos al personal de trabajo. (Elaboración Propia)

5.2.7 Flujo de caja

En función a las consideraciones anteriores se presenta el flujo de caja, en las cuales se

tiene el cálculo de venta de petróleo en función al precio mencionado en un lapso de 13

años; así como el cálculo de la TIR y el VAN para el proyecto y la Utilidad Neta estimada

que generara el proyecto para una TASA DE RETORNO REQUERIDA (TRR) de 4%.

Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Bloque 146 del Campo Petrolero

HSR han sido calculados en el capítulo anterior y se utilizaran en estos cálculos.


112

Tabla 5.5 Flujo de Caja. (Elaboración Propio)

DESCRIPCION UNID INICIO AÑOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Producción de petróleo anual bbl 500600 250400 155800 120500 101500 90600 82800 76000 70400 66000 62600 59700 56800

INGRESOS

Venta de petróleo $us 14016800 7011200 4362400 3374000 2842000 2536800 2318400 2128000 1971200 1848000 1752800 1671600 1590400

TOTAL INGRESOS $us 14016800 7011200 4362400 3374000 2842000 2536800 2318400 2128000 1971200 1848000 1752800 1671600 1590400

INVERSION TOTAL $us -$3.566.801

EGRESOS

Impuestos

Regalías 12% 0,12 $us

1682016 841344 523488 404880 341040 304416 278208 255360 236544 221760 210336 200592 190848

TGN - YPFB 6% 0,06 $us

841008 420672 261744 202440 170520 152208 139104 127680 118272 110880 105168 100296 95424

IDH 32% 0,32 $us

4485376 2243584 1395968 1079680 909440 811776 741888 680960 630784 591360 560896 534912 508928

Gastos anuales

Gastos de Mant. Anuales (incremento del

0.1%)

0,001 $us 85668 85754 85839 85925 86011 86097 86183 86269 86356 86442 86529 86615 86702

Costos de CO2 capturado por año $us

520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751 520751

Pago del personal por año $us

151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200 151200

TOTAL EGRESOS $us -3566801 7766019 4263305 2938990 2444876 2178962 2026448 1917334 1822221 1743907 1682393 1634880 1594366 1553853

UTILIDAD $us -3566801 6250781 2747895 1423410 929124 663038 510352 401066 305779 227293 165607 117920 77234 36547

ACUMULADA $us -3566801 2683980 5431875 6855285 7784409 8447446 8957798 9358864 9664643 9891937 10057544 10175464 10252698 10289245

EVALUACION ECONOMICA CAITULO 5

113

El alcance del proyecto, económico, es de 13 años debido a que en el año 13 los egresos

son mayores a los ingresos. Entonces el valor del VAN y del TIR es hasta el año trece,

obteniendo uno valores en la siguiente tabla:

AÑO 13

VAN $us $8,938,648

TIR % 121.69%

Precio del petroleo $us 28 Tasa de Retorno Requerida % 4

Tabla 5.6 VAN y TIR. (Elaboración Propio)

CONCLUSIONES Guiver Suarez Vasquez

114

CONCLUSIONES

Luego de una evaluación de los Procesos de Recuperación Mejorada Aplicados al

Reservorio Sara A del Campo Humberto Suarez Roca, se llegó a obtener una selección

jerarquizada mediante dos filtros, que tomaron en cuenta las propiedades y características

del reservorio, y también la disponibilidad de fluidos de inyección, aspectos económicos,

proyectos exitoso y otros, en esta parte se llegó a la conclusión de que la Inyección de CO2

Miscible, es uno de los procesos más viable a aplicar a este reservorio, obteniendo en

segundo lugar a la Inyección de Hidrocarburos, en tercer lugar la Inyección de Químicos y

por último en cuarto lugar a la Combustión In-Situ.

Gracias a la cercanía de la Planta de Gas Santa Rosa, la cual procesa gas con alto contenido

de CO2, se hizo los cálculos de volúmenes de producción de CO2, que son emitidos a la

atmosfera, tomando en cuenta la capacidad máxima de procesamiento de la planta, dando

como resultado un caudal de 6 MMPCD con contenido real de CO2 en 92%.

Se hizo el diseño de inyección de CO2 recuperado de la planta al pozo inyector HSR-10, el

cual se describe de la siguiente manera: Antes del proceso de compresión se diseñó un

Separador Flash 1 para sacar el condensado de la corriente de gas y de esta manera asegurar

que no entre liquido al compresor, posteriormente se hizo necesario el diseño de tres etapas

de compresión los cuales fue necesario un Aeroenfriador entre la etapa 2 y 3 y otro a la

salida de la etapa 3 para bajar la temperatura y transportar el fluido en condiciones

favorables según norma.

Después de bajar la temperatura a una presión de operación de 2055 psi se formó líquido

por condensación otra vez, para lo cual se diseñó otro Separador Flash 2 para bajar el punto

de roció y evitar que se transporte liquido en las tubería horizontal. En los dos separadores

flash se quitó casi todo el agua y otros compuestos condensables dando un flujo de salida

con 99% de CO2.

Para el transporte horizontal de CO2 hasta el punto de inyección dando una distancia

aproximada de 5 km y un diámetro calculado de 3 pulg, se aseguró condiciones

supercríticas de CO2 a 2050 psi y 90°F como temperatura promedio. Y para el transporte

CONCLUSIONES Guiver Suarez Vasquez

115

vertical se tomó en cuenta la caída de presión por fricción y el aporte de presión

hidrostático para una tubería ya existente de 2 pulg.

Se usaron dos programas para el desarrollo del estudio. Uno es el Software CO2 Prophet

para cálculos los volúmenes de petróleo recuperados para 15 años, dándonos un total de

1798,1 Mbbl en los 15 años, que nos sirve para hacer la evaluación económica. Y el otro es

el software Chemcad 6.0, el cual nos sirvió para todo el cálculo de respaldo de equilibrio de

fases, calculo flash, compresión, aeroenfriadores y otros necesarios.

Por otra parte el proyecto está limitado para trece años, debido a que en el treceavo año los

egresos son mayores a los ingresos, por ende ya no es viable la vigencia del proyecto.

Después tendría que aplicarse otros métodos o hacer otros estudios.

Por último se hizo la evaluación económica para determinar la viabilidad del proyecto

mediante inyección de CO2 al reservorio HSR. Para este punto se tomó en cuenta el precio

actual del petróleo para determinar los ingresos por año. La inversión para implementar el

proyecto (costo de equipo y maquinaria, construcción, montaje y gastos previos para un

año), pago de regalías e impuestos al estado y gastos de mantenimiento, que llegarían a ser

los egresos, dando así un VAN de $us 8,938,648 y un TIR de 121.69%.

En el flujo de caja podemos verificar que en el primer año recuperamos toda la inversión.

El valor actual neto de 8.9 millones de dorales que representan nuestra ganancia actual en

trece años de vigencia del proyecto, que como se puede ver es alto, lo que hace muy estable

y rentable la inyección de dióxido de carbono, sin embargo esto sería realidad si el precio

del petróleo se mantiene en ese precio o sube más aun.

Con todos estos análisis se hace viable el proyecto de inyección de CO2 al Campo HSR.

Solo cabe mencionar que este es un estudio preliminar. Para una implementación futura

tendría que hacerse un estudio más riguroso, pruebas de laboratorio y una planta piloto para

una mayor confiabilidad. Sin embargo, este trabajo es un respaldo para proyectos de este

rubro y guía para estudio académicos, análisis de otros proyectos a futuro aplicados a este

campo o a otros.

RECOMENDACIONES Guiver Suarez Vasquez

116

RECOMENDACIONES

Se recomienda que, para que haya más precisión en los cálculos, se debe contar con

información fiel y actualizada del reservorio a aplicar, haciendo comparaciones entre

alternativas de procesos y modelos de inyección, con programas más complejos, así de esta

manera evitar suposiciones e implicaciones en el diseño que afectan en los resultados.

Se recomienda a las empresas encargadas de evaluar e implementar los procesos EOR,

profundicen estudios de utilización de CO2 como fluido de inyección, ya que en países

como Estados Unido, México, países Europeos y otros, son uno de los proyectos de más

éxito en cuanto a Recuperación Mejorada dando buenos resultados.

Se recomienda que luego de la inyección y producción, se vuelva a hacer un estudio de

recuperación de CO2 producido, para darle un uso útil en el mismo rubro que llegaría a

hacer un reinyección u otro uso industrial, porque el CO2 con el tiempo se acumulación y si

no se lo daría otro uso posterior tendría que ventearlo a la atmosfera nuevamente, el cual

estaríamos incurriendo en el mismo problema ambiental.

Debido a los beneficios de la recuperación de CO2 para darle uso en la recuperación

mejorada y otros rubros, contribuyendo de esta forma a la disminución de la contaminación

ambiental por emisiones descontrolas de este gas de efecto invernadero y que además son

exigidos por los protocolos, normas y leyes de los países y para cuidar nuestro mundo y

medio ambiente, es que se recomienda que se priorice el estudio de este tipo de trabajos en

la industria petrolera de nuestro país, aplicando los procesos con inyección de CO2.

BIBLIOGRAFIA Guiver Suarez Vasquez

117

BIBLIOGRAFIA

1. Paris de Ferrer, M. (2001) Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos,

Segunda Edición, Maracaibo, Venezuela, Astro Dala S.A.

2. Latil M. (1980) Enhanced Oil Recovery, Editions Technip, Paris.

3. Bidner, M. S., (2001) Propiedades de la Roca y los Fluidos en Reservorios de

Petróleo Primera Edición, Buenos Aires, Eudeba.

4. Tarek Ahmed, (2001) Reservoir Engineering Hand Book, 3ra Edición, USA.

5. Salager, J. L., (2005) Recuperación Mejorada del Petróleo, Editada y publicada

por Laboratorio FIRP, Escuela de Ingeniería Química, Universidad de los Andes,

Merida.

6. Escobar, F. H., Ph. D., (2006) Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos.

7. CNH, (2012) El futuro de la Producción de Aceite en México: Recuperación

Avanzada y Mejorada IOR-EOR, Edición Comisión Nacional de Hidrocarburos,

México.

8. Mata A., J. J. (2010) Procesos de Recuperación Mejorada viables a Aplicar

Mediante un Criterio de Selección Jerarquizado, Tesis, México D.F., Universidad

Nacional Autónoma de México.

9. López A., F. (2010) Implantación de un Proceso de Recuperación Mejorada en

AKAL, Tesis, México D.F., Universidad Nacional Autónoma de México.

10. Documento del Grupo de Trabajo de CONAMA 10 (2011), “CAPTURA Y

ALMACENAMIENTO DE CO2”.


118

11. Cuevas R., Rob A. (2002) Estudio de Ajuste y Aplicación de Correlación para la

Inyección de Nitrógeno, Trabajo Especial de Grado, Caracas-Venezuela,

Universidad Central de Venezuela.

12. Talavera G., J. (2012) Recuperación térmica de petróleo por combustión In situ

mediante inyección directa de aire, Tesis de Grado, Sucre, Universidad San

Francisco Xavier.

13. Morales, H., Torres C., (2008) Tecnologías de Captura y Secuestro de CO2, Tesis,

Pontificia Universidad de Chile, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Chile.

14. Informe especial del IPCC, (2005) “La Captación y el Almacenamiento de Dióxido

de Carbono”, Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático

(IPCC).

15. M. Sc Oil and Gas Technology, “Experimental studies of CO2 injection for

Enhanced Oil Recovery Technique”, Aalborg University Esbjerg.

16. Shashi Menon E., (2005) “GAS PIPELINE HYDRAULICS”, Taylor & Francis.

17. Robertson, Eric P., (2007) Analysis of CO2 Separation from Flue Gas, Pipeline

Transportation, and Sequestration in coal, Idaho National Laboratory.

18. Godoy S., Rodríguez N., Scenna N., Determinación de estado de equilibrio de

fases, Facultad Regional Rosario, UTM, 2008.

19. Reid Robert C., Prausnitz John M., Poling Bruce E., The Properties of Gases &

Liquids, 4ta Edición, Chemical Engineering, Mc Graw Hill, New York.

20. Campbell John M., (1992) GAS CONDITIONING AND PROCESSING, Volumen 2,

The Equipament Modules, 7ma Edición, Campbell Petroleum Series, USA.

21. Ortiz L., Miguel (2009) Apuntes de Ingeniería del Gas Natural I y II, Universidad

San Francisco Xavier de Chuquisaca, Sucre.


119

22. GPSA (2004), Gas Processors Suppliers Association, Duodécima Edición-FPS,

Volumen I y II, Tulsa, Oklahoma, E.E.U.U.

23. Rivero S., Jose L., (2007) Análisis Nodal y Explotación de Petróleo, Santa cruz,

Bolivia

24. Rivero S., Jose L., (2004) Explotación del Gas y Optimización de la Producción,

Santa cruz, Bolivia

25. METCALFE, R.S. and YARBOROUGH, L. The effect of phase equilibria on the

CO2 displacement mechanism. SPEJ, Aug. 1979.

26. LEACH, M.P. and YELLIG, W.F. Compositional model studies – CO2 – oil

displacement mechanisms. JPT, Feb. 1981.

27. STALKUP Jr., F.Ii. Miscible displacement. Monograph Series, SPE. Richardson,

TX, 1992.

28. Software “CHEMCAD 6.0”

29. Software “CO2 Prophet”

30. Google Earth

31. Norma ASME 31.4 y ASME 31.8

32. YPFB, Bolivia Nueva Etapa de Exploración, 2012

33. Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE)

34. www.hidrocarburosbolivia.com

35. www.hidrocarburosbolivia.com/downloads/bloques_campos/campos_norte/

“mapas de bloques y campos” (30/10/13)

http://www.hidrocarburosbolivia.com/

http://www.hidrocarburosbolivia.com/downloads/bloques_campos/campos_norte/

Documents

Tesis_evaluación y Aplicación Del Método Eor “Proceso de Inyeccion de Co2”Al Campo Humberto Suarez Roca