Definición y clasificación de los mecanismos de recuperación mejorada

PET – 420 TEMA 1: DEFINICI DEFINICION ON Y CLASIFICACION CLASIFICACION DE LOS MECANISMOS MECANISMOS DE RECUPERACION MEJORADA

TEMA 1 DEFINICION DEFINI CION Y CLASIFICACION CLA SIFICACION DE LOS MECANISMOS DE RECUPERACION MEJORADA CONCEPTOS GENERAL GENERALES ES Recuperación Re cuperación prim primaria aria (Primary (Primary recovery) La recuperación de petróleo y gas de un yacimiento empleando sólo la presión natural del yacimiento para forzar la salida del petróleo o gas.

Recuperación Secundaria (Secondary recovery) Técnica que consiste en la inyección de agua o gas a un reservorio con el objeto de mantener su energía (presión del yacimiento) e incrementar la recuperación final de hidrocarburos

Recup Re cuperación eración terciari t erciariaa o mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery) La recuperación de petróleo de un yacimiento utilizando otros medios aparte de la presión natural del yacimiento. Esto puede ser incrementando la presión (recuperación secundaria), o por calentamiento, o incrementando el tamaño de los poros en el yacimiento empleando productos químicos (recuperación terciaria).

Fig. 1.1

RECUPERACIÓN NATURAL El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciada por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso. La explotación convencional, incluye la recuperación natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento.


Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial.

RECUPERACIÓN PRIMARIA

Fig. 1.2

La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansión de la roca y el fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo denominado exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz a la fractura. Durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada.


Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones. Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar superficie, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecánico, neumático y electrosumergible, los cuales permiten ayudar a vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo. Si aún así, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión, ó bien, de desplazamiento.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA SECUNDARIA

Fig. 1.3


Para evitar que la presión del yacimiento caiga por debajo de los niveles requeridos para llevar los fluidos al pozo a través del medio poroso, se requiere implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada, según las características de cada yacimiento. La recuperación secundaria es toda actividad encaminada a una recuperación de hidrocarburos adicional a la que se obtendría con la energía propia del yacimiento (producción primaria), impartiendo al yacimiento la restitución de la energía de desplazamiento de petróleo en la formación productora. La recuperación secundaria básicamente consiste en la inyección de agua en el acuífero o la inyección de un gas natural en la cima de la estructura, con el propósito fundamental de mantener la presión o, bien, de desplazar los hidrocarburos de la zona de petróleo, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y productores. Comúnmente, esta energía se imparte al yacimiento en forma mecánica, la energía en forma mecánica se suministra al yacimiento cuando se inyectan a éste fluidos líquidos o gaseosos que desplazarán al petróleo remanente en el yacimiento.

MANTENIMIENTO DE PRESIÓN: Con base en el análisis de muchos casos particulares de yacimientos ya explotados en etapas avanzadas, se logro determinar que es muy conveniente proporcionar esa energía adicional al yacimiento desde etapas tempranas de la vida productiva anteriores al agotamiento, esta energía nos permite dar un mantenimiento de presión para los fines económicos y los de recuperación buscados.

DIFERENCIA ENTRE RECUPERACIÓN SECUNDARIA SECUNDARIA Y MANTENIMIEN MA NTENIMIENTO TO DE PRESIÓN Am Ambos son procesos de iny inyección ión de flu fluido idos al yacimien iento; to; la dife iferencia radica ica en la planificación operativa y objetivo final. En la Recuperación Secundaria el diseño, cálculos, distribución de pozos inyectores y sistemas de inyección están destinados para incrementar la energía del yacimiento, desplazar el petróleo y dirigirla hacia los pozos productores para facilitar su recuperación. En el mantenimiento de presión como su nombre lo indica, el diseño y operación de los pozos inyectores tiene como único objeto el mantener la energía o presión del yacimiento.

ASPECTOS DE APLICACIÓN Y ECONOMÍA EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA


Los siguientes factores son importantes en determinar las condiciones óptimas y periodo de aplicación de una inyección de fluidos: a) Viscosidad del petróleo en el yacimiento.- Es deseable tener una viscosidad mínima de petróleo, que puede existir en el periodo de punto de burbujeo de presión. b) Saturación de gas libre en la zona de petróleo. •

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Para inyección de agua es deseable tener una saturación de gas equilibrada, que posiblemente en alrededor de 10% puede ocurrir a presiones menores al punto de burbuja. Para inyección de gas es deseable tener una saturación de gas mínima o cero en la zona de petróleo, puede obtenerse a una presión de yacimiento mayor al punto de burbuja.

c) Costo del equipo de inyección.- Es una función de la presión del yacimiento, pues a altas presiones el costo del equipo incrementa y en tal caso es recomendable iniciar la inyección a la más baja presión posible del reservorio. El requerimiento básico para afrontar cualquier proyecto de inyección de fluidos, es que se tenga una apreciable y suficiente reserva recuperable de petróleo después de la explotación primaria.

IMPORTANCIA IMPORTANCIA ACTU A CTUAL AL DE LA RECUPERACI RECUPERACIÓN ÓN MEJORADA Un análisis estadístico efectuado sobre los alcances de la Recuperación Mejorada, se tiene en USA que un 45% corresponde a la recuperación mejorada y solo un 15% a la recuperación primaria.

Fig. 1.4


As Asimism ismo, una grafic ficación ión de la producción ión diar iaria de los los años de explot lotación ión, muestra tra que en USA la tendencia desde 1980 es un incremento de la recuperación mejorada (secundaria + terciaria).

Fig. 1.5

La importancia cada vez mayor del incremento de la recuperación secundaria y terciaria de petróleo se debe a: • • •

Incremento cada vez mayor de costos de exploración. La cada vez más difícil y rara secuencia de descubrimientos de grandes yacimientos. La gran declinación de la producción primaria.

FACTORES QUE ESTABLECEN UNA RECUPERACIÓN ECONÓMICAMENTE Y TÉCNICAMENTE RECOMENDABLE •

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Eficiencia de desplazamiento (viscosidad, fuerzas capilares del petróleo y del fluido inyector, porosidad, permeabilidad, mojabilidad). Eficiencia de barrido. Parámetr Parámetros os económicos Monto de reservas de petróleo Costo de operación Precio del petróleo


RECUPERACIÓN TERCIARIA (RECUPERACIÓN MEJORADA):

Fig. 1.6

Los procesos de Recuperación Mejorada surgen como una alternativa para incrementar la recuperación de hidrocarburos, modificando las características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre ellos. La Recuperación Mejorada se fundamenta principalmente en técnicas sofisticadas en la operación; suele ser de alto costo, pero muy efectivas, la Recuperación Mejorada de hidrocarburos se define como la producción de hidrocarburos, mediante la inyección de un fluido que, además de desplazar el petróleo, modifica favorablemente los mecanismos de recuperación recuperación de hidrocarburos. Las técnicas pueden ser aplicadas en cualquier etapa durante la explotación del yacimiento; existen formaciones que por sus características geológicas y petrofísicas, sólo pueden ser explotadas mediante técnicas de Recuperación Mejorada. La Recuperación Mejorada, llamada también recuperación terciaria, queda descrita por procesos térmicos, inyección de gas miscible e inmiscible y los químicos; para cada uno de éstos se tiene una amplia gama de procesos de aplicación, los cuales deben ajustarse y ser acordes a las características del yacimiento en el que se quiera implantar.


Comprende tres grupos de tecnologías: • • •

-

Desplazamiento Termal Desplazamiento Químico Desplazamiento Miscible

LA RECUPERACIÓN TERMAL

Fig. 1.7

Es una de las técnicas más comunes de la recuperación terciaria, se usa mayormente en reservorios donde el petróleo es pesado y altamente viscoso. El proceso básico consiste en inyectar vapor de agua por medio del pozo productor hacia el reservorio, luego el pozo es cerrado por varios días. El calor del vapor actúa en el reservorio reduciendo la viscosidad del petróleo y facilita su flujo cuando el pozo es reabierto. Hay 3 métodos de inyección termal: a) Estimulación Estimulación por “ fas fasee vapor” vapor” , donde el vapor es inyectado al pozo productor por 2 o 3 semanas. El pozo es cerrado por algunos días y luego es puesto en producción.


b) La “ inyección de vapor” vapor” se aplica en forma similar a la inyección de agua. Un arreglo de pozos productores e inyectores es estabilizado cuando se inyecta vapor a ciertos pozos, el petróleo es reducido de los pozos adyacentes. c) La “combustión in situ”, es un proceso en el cual el petróleo en el yacimiento es encendido y el aire es inyectado para ayudar el proceso de combustión. El aire continúa en su inyección para que el “frente de combustión” avance hasta el pozo productor. -

LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN INYECCIÓN QUÍMICA

Fig. 1.8

Está diseñado para mejorar los resultados de una simple inyección de agua. Se efectúa en 2 sistemas: a) Haciendo “más móvil” el petróleo entrampado. b) Haciendo “más efectivo el barrido” del frente de agua inyectada para empujar el petróleo. La movilización del petróleo entrampado se puede lograr en porosidades complejas con el empleo de agentes Surfactantes y Cáusticos. Los agentes químicos reducen las fuerzas capilares entre el petróleo y la roca reservorio saturado de agua intersticial, liberando el petróleo “pegado” en el reservorio. La eficiencia de barrido se logra con polímeros que facilitan el avance de agentes químicos y agua inyectada evitando los canales o pasos que se forman a través de zonas más permeables y canales en petróleos más pesados, que de otra manera comunicarían directamente el pozo inyector con el productor y anularían un eficiente barrido en todas las zonas vecinas al pozo productor.


Los polímeros pueden formar “tapones” provisionales que evitan la canalización y dirigen el flujo hacia otras áreas y los químicos limpian las obstrucciones en estas áreas. -

LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN MISCIBLE

Fig. 1.9

Usa sustancias miscibles las cuales pueden disolverse mutuamente. El desplazamiento miscible involucra la inyección de un líquido o gas que forma una solución con el petróleo en la form formación, ación, la la mezcla mezcla resultante puede puede ser dirigida dirigida a través de la formación, formación, recuperando recuperando mucho del petróleo existente. La inyección de CO2 es el proceso miscible más comúnmente usado y en USA genera el 45% del petróleo recuperado por inyección miscible. Otros agentes miscibles usados son el gas natural, gas inerte, solvente, alcoholes, hidrocarburos refinados y gases de combustión.

DETERMINACIÓN DE LA RECUPERACIÓN BAJO OPERACIONES DE INYECCIÓN La evaluación del volumen a ser recuperado de un reservorio por medio de la inyección de fluidos, requiere la siguiente secuencia de cálculos y trabajos: 1. Determinar Determinar el volumen volumen original original del petróleo en el yacimiento (volum (volumen en in situ). 2. La recuperación por agotamiento primario que se obtiene previamente al inicio de cualquier inyección. 3. La saturación de petróleo al iniciar la inyección y la saturación residual de petróleo después de los procesos de desplazamiento y como se distribuye en todo el yacimiento. 4. La fracción de yacimiento que será barrido. 5. Los caudales de inyección y de producción.


El análisis de ingeniería para establecer una predicción de comportamiento bajo inyección, comprende: 1. Preparar y estimar el volumen de petróleo a ser desplazado por la inyección. 2. Definir los caudales de inyección y producción y establecer la relación Volumen Inyectado vs. Tiempo. El volumen volumen de de petr petróleo óleo recuperado por la inyección inyección se deter determ mina del balance de material aterial y las ecuaciones y cálculos de este sistema. El caudal de inyección y caudales de producción se calculan con ecuaciones o medidas en modelos. En la figura podemos observar los procesos de recuperación que están considerados como convencionales y de Recuperación Mejorada, dentro de esta última, también llamada recuperación terciaria, tenemos la de inyección de gas miscible o, bien, inmiscible, dentro de los que cabe la inyección de hidrocarburos, CO2, nitrógeno y gas de combustión.

Fig. 1.10 Esquema de explotación de los yacimientos de hidrocarburos

Definición y clasificación de los mecanismos de recuperación mejorada

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