Clases Yacimientos III UNIDAD I

FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO CICLO FORMATIVO

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III

Ingeniería de Yacimientos III Ing Carlos Martinez ING. PABLO E. CHINCHILLA P.



CONTENIDO DE LA MATERIA UNIDAD I. PROCESO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS . UNIDAD II DESPLAZAMIENT DESPLAZAMIENTOS OS INMISCIBLES. Duración 1 semana. UNIDAD III. ARREGLO DE POZOS Y FACTOR DE RECOBRO. Duración 1 semana. UNIDAD IV MÉT MÉTODOS ODOS DE PREDICCIÓN PARA PARA LA INYECCIÓN DE AGUA. UNIDAD V RECUPERACIÓN TÉRMICA DE HIDROCARBUROS UNIDAD VI MÉT MÉTODOS ODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO (EOR)



Unidad I Introducción al Proceso de Recuperación de Hidrocarburos



Introducción al Proceso de Recuperación de Hidrocarburos Recuperación Adicional Son todos los procesos que incrementan económicamente el recobro de hidrocarburos. Recuperación Primaria, Secundaria y Terciaria/Mejorada primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía La etapa primaria, natur tural exist istent ente en el yacim acimie ien nto, mas un métod étodo o de levant antamie amien nto respectivamente. La segu segund nda a etap etapa a se implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria, tradicionalmente son los procesos de inyección de agua y gas. recupe perració ación n terc tercia iari ria a o mejo mejora rada da es Por ultimo, la recu es la que se obtiene después de la inyección de agua o gas y utilizan procesos no convencionales de recobro adicional.



Introducción al Proceso de Recuperación de Hidrocarburos



Técnicas de Recuperación Adicional de Hidrocarburos



Métodos Convencionales de Recobro Adicional Inyección de Agua Es un mecanismo secundario de recobro mediante el cual los fluidos del yacimiento son desplazados hacia los pozos productores por la acción del agua inyectada.



Métodos Convencionales de Recobro Adicional Inyección de Agua Consideraciones Generales •

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Se descubrió accidentalmente en 1870 al oeste de Pennsylvania. Actualmente es el principal y mas conocido de los métodos convencionales de recobro secundario. Es el proceso que mas ha contribuido al recobro de petróleo adicional. Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazar los hidrocarburos y aumentar rápidamente la presión del yacimiento. Se considera que después de la inyección de agua todavía queda en el yacimiento más de la mitad del petróleo original en sitio. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.



Inyección de Agua

Esquema del desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo



Inyección de Agua Tipos de Inyección De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, ésta puede ser: Inyección de Agua en Arreglos: Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo, posteriormente el agua invade esta zona y desplaza a los fluidos (petróleo/gas) hacia los pozos productores. También se conoce como inyección interna de agua, ya que el fluido se inyecta a través de un numero de pozos inyectores formando un arreglo geométrico con los pozos productores. La selección del tipo de arreglo depende de la estructura presente, limites, continuidad de las arenas, variación de permeabilidad, porosidad y del numero y posición de pozos existentes.



Inyección de Agua en Arreglos

Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos.



Inyección de Agua en Arreglos Ventajas •

Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña se invaden mas rápido.

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Rápida respuesta del yacimiento.

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Elevada eficiencia de barrido areal.

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Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.

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Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro

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El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo de tiempo corto.



Inyección de Agua en Arreglos Desventajas •

El numero de pozos inyectores es alto, por ello la invasión es mucho mayor.

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Es mas riesgosa que la externa.

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Requiere un mayor seguimiento y control que la inyección externa y, por lo tanto, mayor requerimiento de recursos humanos. Requiere mejor descripción del yacimiento.



Inyección de Agua Periférica o Externa

Es cuando se inyecta al agua fuera de la zona de petróleo en los flancos del yacimiento. También se conoce como inyección tradicional o de mantenimiento de presión. En este caso, el agua se inyecta en el acuífero. Se utiliza cuando no se posee buena descripción del yacimiento .









Inyección de Agua Periférica o Externa Ventajas •

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Se utilizan pocos pozos. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la ultima fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las facilidades de producción de superficie para la separación agua/petróleo.



Inyección de Agua Periférica o Externa Desventajas •

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Generalmente, se sustituye por una inyección por arreglos a medida que amplia la información del yacimiento. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como lo es en la inyección por arreglos. En algunos yacimientos, la inyección periférica de agua no es capaz de mantener la presión en la parte central del mismo y es necesario efectuar una inyección en arreglos en esa parte del yacimiento. La inyección periférica puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la invasión es a largo plazo.



Factores que Gobiernan la Recuperación por Inyección de Agua •

Profundidad del yacimiento.

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Localización y arreglos de los pozos.

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Permeabilidad de la formación.

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Propiedades humectantes de las rocas.

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Saturación de gas inicial.

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Saturaciones de los fluidos.

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Razón de movilidad.

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Tasa de inyección y buzamiento de la formación.



Factores que Gobiernan la Recuperación por Inyección de Agua Profundidad del Yacimiento: Técnicamente debe tomarse en cuenta debido al gradiente de presión Económicamente hay que cuidar el costo de la perforación. Localización y arreglos de los pozos: El tipo de arreglo a usar va a depender del conocimiento geométrico que se tenga del yacimiento y debe ser seleccionado de manera que se obtenga una alta eficiencia de barrido. Permeabilidad: Según su Magnitud ésta va a controlar, en alto grado, la tasa de inyección de agua. Ya que una K baja retardaría la recuperación y aumentaría los costos. Según su Variación ya que hace imposible considerar el yacimiento como un sistema homogéneo e impide asignarle una K promedio.



Factores que Gobiernan la Recuperación por Inyección de Agua Propiedades Humectantes: Este factor es muy importante ya que, en una roca humectada por agua, el petróleo ocupa la parte mas conductiva de los espacios porosos y el agua la menos conductiva. En caso contrario las rocas humectadas por petróleo sucede lo contrario y debe esperarse, por lo tanto una menor recuperación. Saturación de Gas Inicial: Produce una reducción de la saturación de petróleo residual y, por lo tanto, un aumento de la eficiencia del desplazamiento. Saturación de Petróleo: Es necesario que sea alta y la residual baja para que sea rentable ya que, la diferencia en la saturación de petróleo al comienzo y al final de la inyección determinara la cantidad de petróleo recuperado. Saturación de Agua: Debe ser baja para que pueda producirse un banco de petróleo, ya que si la roca es mas permeable al agua que al petróleo el proyecto será menos eficiente.



Factores que Gobiernan la Recuperación por Inyección de Agua Razón de Movilidad: Una razón de movilidad igual a 1.0 indica que el petróleo y el agua se mueven a la misma velocidad relativa. Cuando M < 1.0, el agua se mueve mas lenta que el petróleo, conduciendo a altas saturaciones de agua en la ruptura y a altas eficiencias de desplazamiento. Valores de M> 1.0 indican que el agua detrás del frente se mueve mas rápido que el petróleo que se encuentra delante del frente, la eficiencia de desplazamiento se reduce y el petróleo que queda detrás se recupera después de haber inyectado grandes volúmenes de agua. Viscosidad del Petróleo: La recuperación de petróleo es inversamente proporcional a su viscosidad, por lo tanto afecta la movilidad. Solo puede establecerse en general que la recuperación aumenta mientras menor sea la viscosidad del petróleo. Tasa de inyección y buzamiento de la formación: Están relacionados entre si, ya que, Buzamiento arriba se obtiene mejor eficiencia a bajas tasas de inyección. Buzamiento abajo se debe inyectar altas tasas, para que el agua tenga menos oportunidad de canalizarse a través del petróleo.



Métodos Convencionales de Recobro Adicional Inyección de Gas Es un mecanismo secundario de recobro mediante el cual el petróleo del yacimiento es desplazado hacia los pozos productores por la acción del gas inyectado.

Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en el medio poroso.



Ventajas de la Inyección de Gas •

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Como el gases mas liviano que el petróleo, el gas inyectado tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. El gas se dispone en muchas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes. Siendo el gas un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede ser inyectado sin presentar mayores dificultades. En algunos casos. Es deseable conservar el gas producido para futuros mercados, por lo tanto, se inyecta a un yacimiento para almacenarlo.



Desventajas de la Inyección de Gas •

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Si la arena del yacimiento tiene alta permeabilidad en algunas partes y permeabilidad pobre en otras, el gas puede pasar rápidamente a través de los estratos de alta K a los pozos productores, y puede dejar una buena cantidad de petróleo atrapado en los estratos menos permeables. El costo de instalación y mantenimiento de la planta compresora de gas es, por lo general, mas alto que el de una planta de inyección de agua. Esto tiende a reducir el numero de yacimientos que sean adecuados para que la inyección de gas sea rentable. Debido a que el gas no moja la arena del yacimiento como lo hace el agua, forma un pistón menos eficiente para empujar el petróleo hacia el pozo productor y deja una mayor cantidad de petróleo atrapado en los espacios porosos



Mecanismos que influencian en el aumento de flujo de petróleo por inyección de gas





Inyección de Gas

Tipos de Inyección: Las operaciones de inyección de gas se clasifican en: Inyección Interna o Dispersa de Gas

Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. Generalmente, se requiere un alto numero de zonas de inyección. La selección de los pozos de inyección y el tipo de arreglo depende de la configuración del yacimiento, variación de porosidad y permeabilidad, entre otros. La permeabilidad efectiva debe ser preferiblemente baja.



Inyección de Gas



Inyección Interna o Dispersa de Gas Ventajas

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Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas mas apropiadas. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas.



Inyección Interna o Dispersa de Gas Desventajas •

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La eficiencia del recobro mejora muy poco o nada, como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. La eficiencia areal del barrido es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacen que la eficiencia del recobro sea inferior a la esperada por la inyección externa. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción.



Inyección Externa de Gas Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación, es decir, existe una capa de gas sobre la zona de petróleo. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales > 200 md. Los pozos de inyección se colocan de manera que lleven a cabo una buena distribución areal del gas inyectado y así obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad de cada pozo y del numero de pozos necesarios para obtener una adecuada distribución areal del gas inyectado.



Inyección Externa de Gas



Inyección Externa de Gas Ventajas •

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La eficiencia areal del barrido en este tipo de inyección es superior a la que se obtiene por inyección interna. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad hacen que se obtenga un mayor recobro. La eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor que el que se obtiene por inyección interna.



Inyección Externa de Gas Desventajas

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Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.

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Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.

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La intercalaciones de lutitas, así como las barreras son inconvenientes para la inyección de gas externa.



Factores que Gobiernan la Recuperación por Inyección de Gas










Clases Yacimientos III UNIDAD I

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