inyecciÓn de co2

José Rodríguez

José Rodríguez

•Baja temperatura crítica (88F)•PMM CO2< Gas vaporizante

•U.S Department of Energy (DOE).

“Basin oriented strategies for CO2 EOR”. (2005).

José Rodríguez

•U.S Department of Energy (DOE). “Basin oriented strategies for CO2 EOR”. (2005).

Viscosidad del crudo.Tensión Interfacial.Saturación residual

Presión capilar.Factor de recobro.

José Rodríguez

•U.S Department of Energy (DOE). “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery”.

José Rodríguez

•U.S Department of Energy (DOE). “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery”.

José Rodríguez

•Carbon Council Oklahoma. “The Oil and Gas business of CO2”. México. (2009).

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Aplicación oportunaSecuencia tradicional

•Carbon Council Oklahoma. “The Oil and Gas business of CO2”. México. (2009).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

4820 73

Oil

Rec

ove

ry (

%O

OIP

)

17%

60%

14%

Recobro primario

CO2-EOR

Años de operación

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

4820 73

Años de operación

17%

61%

14%

39%

Recobro primario

Recobro secundario

CO2-EOR42%

Disminuye Sor, viscosidad.<PMM que el NO2

Aumenta el recobro.

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1-Bajas viscosidades de CO2, dificulta el control de la movilidad.

2-Requiere de altas cantidades de suministro.

3-Genera un temprano rompimiento del CO2.

4-Presenta corrosión en los pozos productores.

5-Requiere separar y represurizar el CO2.

6-Puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos.

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Campo Yariguí-Cantagallo y Gala-Llanito [Colombia]

CampoYariguí-

CantagalloLlanito

Petróleo

Producido (Mbbl)2,82 0,256

Caudal de agua

(bbl/día)4.500 3.000

Caudal de CO2

(pcd)90.000 50.000

Volumen poroso

CO2 a inyectar3 3

Tiempo total de

inyección6años 8años

Recuperación

primaria (Mbbl)3,2 0,26

Factor de recobro

final56% 42%

Requerimiento

diario CO2

39 MPC 19 MPC

Requerimiento

total CO2

86.000 MPC 18.200 MPC

Instituto Colombiano de Petróleo. “Factibilidad técnico-económica del uso de de CO2 de la gerencia de Barrancabermeja en el recobro terciario de petróleo de los campos Yariguí-Cantagallo y San Silvestre”. (2005) José Rodríguez

Tratamiento de gases=0,3 USD/KPC

Instituto Colombiano de Petróleo. “Factibilidad técnico-económica del uso de de CO2,…de los campos Yariguí-Cantagallo y San Silvestre”. (2005)

Recolección, licuefacción y compresión=2,5 USD/KPC

Planta= 400 MMUSDEquipos= 2,4 MMUSDPilotos= 5 MMUSD

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Factores considerados para la aplicación de CO2 EOR.

1-Precio del petróleo.

2-Costo del capital y costo de infraestructura y equipos.

3-Costo de producción de CO2.

4-Resultados del proyecto piloto.

Ofrece amplio rango de aplicación (Baja PMM)

Disminuye notablemente la Sor y aumenta el recobro.

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•PARÍS, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro

Data, S.A. 2da Edición. Maracaibo, Venezuela. (2001).

•Fundación Universidad América e Instituto Colombiano de Petróleo. “Factibilidad técnico-

económica del uso de de CO2 de la gerencia de Barrancabermeja en el recobro terciario de

petróleo de los campos Yariguí-Cantagallo y San Silvestre”. (2005)

•ACIPET. Lecciones aprendidas del piloto de estimulación cíclica con CO2 en el campo

Llanito de Ecopetrol S.A. (2009).

Fuente:www.acipet.com/acipet/datos_publicos/148.pdf.

•SIMPSON, M.R. “The CO2 Huff and Puff Process in a Bottomwater Drive Reservoir”,

Chevron USA. INC.SPE 16720.

•Instituto Mexicano del Petróleo. “Enhanced oil recovery by CO2 injection”. México. (2008).

•U.S Department of Energy (DOE). “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery”.

•U.S Department of Energy (DOE). “Basin oriented strategies for CO2 EOR”. (2005).

•Carbon Council Oklahoma. “The Oil and Gas business of CO2”. México. (2009).

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