HSR-3

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCION.La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En la primera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión. En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, además de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación. Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos. Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos.

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La cual se usa para hacer dos cosas – reducir la viscosidad del petróleo para facilitar su flujo, o literalmente exprimir el petróleo a través de los poros de la roca. Para hacer esto, existen tres técnicas siguientes: inyectar vapor en los depósitos para facilitar su flujo; inyectar gas para empujar el petróleo o para alivianarlo; e inyectar productos químicos que liberan el petróleo atrapado. Este proyecto tiene como finalidad incrementar la producción de crudo en el campo Humberto Suarez Roca mediante la utilización de un método de recuperación mejorada, debido a que el campo

está en la última etapa de recuperación por

elevación artificial. Con este proyecto se espera

demostrar que se puede elevar los índices de

producción mediante la utilización de una técnica de recuperación mejorada que permitirá producir mayor cantidad de crudo para el país. Al investigar y definir un método de recuperación mejorada e implementarlo en el campo se tendrá mayor producción de crudo para enviar a las refinerías y así permitir un ahorro en la economía del país reduciendo la importación de diesel. El proyecto cubrirá el área de explotación en la parte de producción, más específicamente la recuperación mejorada de crudo. Para tener una idea clara de propuesta, para el presente proyecto, se debe conocer los conceptos a profundidad de las distintas técnicas de recuperación mejorada, para poder sugerir la aplicación en el campo Humberto Suarez Roca. El proyecto no abarcará específicamente el campo de distribución, producción y entrega de las refinerías del país.

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1.2. ANTECEDENTES.1.2.1. Antecedentes Del Campo Humberto Suarez Roca.El área de Humberto Suarez Roca, abarca los campos Patujusal, Los Cusís y Humberto Suarez Roca, que producen crudo pesado con una densidad que oscila entre los 24 y 25 API, considerados los petróleos mas viscosos del País. Estos Campos se encuentran dentro del denominado Boomerang Hills. 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 2300 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores Sara y Pirai. La producción actual de este campo es de 440 bpd de petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas. El pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzó 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 Pirai del devónico y arenisca Sara del silúrico, considerada como objetivos 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 concentró 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 del petróleo. 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).

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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 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, resultó gasífero, este corresponde al reservorio Sara ‘’BC’’ de 41,4 metros

de espesor productivo. La

presencia de solo gas se debe a la alta posición estructural del pozo (51 metros más alto que el pozo HSR-X1). La perforación del pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo boca pozo

y

permitiendo la evaluación del mismo. Con el pozo HSR-4, se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo del campo en el sector central. El pozo HSR- 6 con 2226 metros de profundidad, cumplió mantener

con el objetivo de

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” correspondientes al cinturón

tiene 26 metros

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 determinó un espesor útil productivo de 5 metros para gas y 20 metros para

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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. En 1997 con la capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) quedó 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 (bombeo hidráulico) y gas (gas Lift) como fluidos motrices. 1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.1.3.1. Identificación Del Problema.El campo Humberto Suarez Roca empezó su producción por el año 1982 , dejó de producir naturalmente aproximadamente por los año1999, a partir de entonces produce mediante recuperación por elevación artificial utilizando el método de bombeo neumático(gas Lift), es sabido que esta recuperación no se dará por mucho tiempo debido a la acelerada declinación de la producción, por ello es que se pretende implementar un método de recuperación mejorada, para evitar la declinación de la producción causada por los bajos caudales de producción, que ocasiona una mínima entrega de crudos hacia las refinerías para ser procesados obteniendo de estos diesel y gasolina especial.

1.3.2. Formulación Del Problema.¿Se podrá mediante un método de recuperación

mejorada

producción de crudo en el campo Humberto Suarez Roca?

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incrementar la

1.4. OBJETIVOS.1.4.1 Objetivo General.

Desarrollar un método de recuperación mejorada para incrementar la producción en el campo Humberto Suarez Roca.

1.4.2 Objetivos Específicos.  

Analizar los criterios necesarios para la producción de hidrocarburos. Analizar los distintos métodos existentes dentro de la recuperación mejorada. Determinar el método más adecuado de acuerdo a las características del campo.

1.5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO.1.5.1. Justificación Técnica.La finalidad del presente proyecto es coadyuvar al incremento de la producción en el campo Humberto Suarez Roca, mediante un método de recuperación mejorada, de esta manera se pretende evitar la declinación de la producción de crudo y lograr recuperar mayor cantidad del mismo. Es preciso mencionar que se cuenta con las herramientas necesarias para llevar a cabo el presente proyecto y que es posible demostrar que se lograrán obtener resultados óptimos.

1.5.2. Justificación Económica.-

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Con el desarrollo de una técnica de recuperación mejorada se espera incrementar la producción en el campo Humberto Suarez Roca, lo que permitirá enviar mayor cantidad de crudo a las refinerías. Para que las mismas trabajen acorde a su capacidad, a su vez incrementar la producción de diesel para cubrir la demanda existente en nuestro país y al mismo tiempo reducir la importación, ya que nuestro país invierte gran cantidad de dinero en este aspecto, esto representara un ahorro significativo en la economía nacional. 1.5.3. Justificación Ambiental.El desarrollo del

proyecto cumplirá con las

normas necesarias que son los

artículos 44 al 49 del reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos. A demás de cumplir con las normas ISO 9001 de calidad, ISO 14001.

1.6. ALCANCES.1.6.1 Alcance Temático.El área de aplicación que abarca este proyecto en la industria petrolera es el de explotación de hidrocarburos, específicamente producción crudos. 1.6.2 Alcance Geográfico.Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HRS) se encuentra ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al Norte 38° Oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los isómeros de Santa Rosa, dentro de la zona de pie de monte del Subandino.

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El centro del campo Humberto Suarez Roca se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HRS-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, (metros sobre el nivel del mar), del contacto agua – petróleo.

1.6.3 Alcance Temporal.El presente proyecto tendrá un alcance temporal de aproximadamente 10 meses, que corresponde al tiempo que se requiere para terminar con la elaboración de la propuesta del proyecto. Al concluir el presente proyecto, se espera realizar un aporte al sector hidrocarburífero y brindar un apoyo a la economía de nuestro País.

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CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1. CONCEPTOS GENERALES.2.1.1. Hidrocarburo.Son compuestos orgánicos formados únicamente por "átomos de carbono e hidrógeno". La estructura molecular consiste en un armazón de átomos de carbono a los que se unen los átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos son los compuestos básicos de la Química Orgánica. Las cadenas de átomos de carbono pueden ser lineales o ramificadas y abiertas o cerradas. 2.1.2. Petróleo.Es de origen fósil, fruto de la transformación de materia orgánica procedente de zooplancton y algas que, depositados en grandes cantidades en fondos anódicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico, fueron posteriormente enterrados bajo pesadas capas de sedimentos. La transformación química (craqueo natural) debida al calor y a la presión durante la diagénesis produce, en sucesivas etapas, desde betún a hidrocarburos cada vez más ligeros (líquidos y gaseosos). Estos productos ascienden hacia la superficie, por su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias. Cuando se dan las circunstancias geológicas que impiden dicho ascenso (trampas petrolíferas como rocas impermeables, estructuras anticlinales, márgenes de diapiros salinos, etc.) se forman entonces los yacimientos petrolíferos. Es un recurso natural no renovable y actualmente también es la principal fuente de energía en los países desarrollados. El petróleo líquido puede presentarse asociado a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre. 2.1.3. Gas.9

El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95% (p. ej., el gas no-asociado del pozo West Sole en el Mar del Norte), y suele contener otros gases como nitrógeno, CO2, H2S, helio y mercaptanos. Como ejemplo de contaminantes cabe mencionar el gas no-asociado de Kapuni (NZ) que contiene hasta 49% de CO2. Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de gas natural. 2.1.4. Trampas.Una trampa petrolífera o trampa de hidrocarburo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del hidrocarburo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El hidrocarburo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén. Los detalles estructurales y génesis de los yacimientos petrolíferos ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la enorme importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural. Trampas estratigráficas: Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las capas supra yacentes a una capa porosa son impermeables, sellándola e impidiendo el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior de la roca almacén.

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Trampas estructurales: Se forman cuando la causa es tectónica. Puede ser una falla (1% de las trampas) que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal, que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo en su lenta migración hacia la superficie. Los anticlinales suponen el 80% de las trampas. Trampas mixtas: Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas petrolíferas.

TIPOS DE TRAMPAS GEOLOGICAS Fig.1. Trampa Estratigráfica

Fuente. Google-trampas de petróleo

Fig.2. Trampa Estructural


FIG.3. Trampa Mixta

Fig.4. Domo Salino



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2.1.5. Reservorio.La acumulación de sedimentos y la materia orgánica atrapada forman los reservorios. El reservorio es un cuerpo de roca que se encuentra en el subsuelo el cual tiene suficiente porosidad para almacenar los fluidos. Los reservorios son estructuras rodeadas por rocas impermeables. De esta manera los fluidos pueden permanecer en el reservorio. Los reservorios de hidrocarburos pueden contener tres tipos de fluidos: gas, petróleo y agua. Adicionalmente, los reservorios pueden ser clasificados con reservorios de gas o petróleo.

Fig.5. Reservorio

Fuente. Google-reservorio

2.1.6. Reservorios de Gas y Petróleo.Como se mencionó anteriormente, existen dos tipos de reservorios de hidrocarburos. Primero, los reservorios de gas los cuales contienen gas; segundo, los reservorios de petróleo los cuales contienen gas, petróleo y agua. El agua de formación siempre está presente es los dos tipos de reservorios. Esta agua generalmente es agua atrapada de los océanos en el proceso de formación de los reservorios.

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En algunas ocasiones el agua puede estar presente en los reservorios debido a filtraciones de agua de fuentes de agua que se encuentran en la superficie. 2.1.7. Producción.Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. 2.2. MECANISMOS DE EMPUJE 2.2.1. Empuje Por Capa de Gas.Un yacimiento con empuje por capa de gas se caracteriza por presentar una capa de gas localiza por encima del petróleo el cual posee una presión de yacimiento mayor o igual a la presión de burbuja, debe existir una buena permeabilidad vertical, ser de gran espesor y extensión.

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Al cumplirse la condición de presiones el gas se va a expandir, chocar con la parte superior de la estructura (trampa) lo que ocasionará un empuje hacia abajo del fluido y este actué como si fuese un pistón desplazando el petróleo hacia la zona donde se encuentre una zona de presión inferior, en nuestro caso al fondo del pozo para su consecuente producción.

2.2.2. Empuje por Agua.En este tipo de yacimiento puede o no existir una capa de gas y no es estrictamente necesario conocer si se encuentra o no por encima de la presión de burbuja, en este caso el yacimiento presenta un acuífero. El empuje hidráulico es considerado el mecanismo natural más eficiente en la extracción del petróleo. La presión del yacimiento debe mantenerse constante para evitar el desprendimiento de gas e inducción de la capa de gas. 2.2.3. Empuje por Segregación Gravitacional.Este tipo de mecanismo se genera por efectos de gravedad y densidad de los fluidos que se encuentran en el yacimiento. Generalmente nuestros yacimientos podemos encontrar tres tipos de fluidos agua, petróleo y gas, el gas por ser menos denso y por condiciones estructurales junto con características de la roca como la permeabilidad, podremos encontrarlo en la parte superior del yacimiento es decir lo más cercano a la superficie, dependiendo de las características de nuestro petróleo, generalmente se encuentra ubicado entre la capa de gas y el volumen de agua en el nuestro yacimiento. 2.3. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA – FLUIDO.La identificación y evaluación de las propiedades del sistema roca-fluido es muy importante para la identificación del reservorio. 14

En la naturaleza no existen dos reservorios iguales por lo tanto es de esperar que cada reservorio tenga propiedades que lo diferencien individualmente de otros. No existen reservorios isotrópicos, es decir, las propiedades no permanecen constantes a lo largo de la estructura geológica y también varían con el tiempo. 2.3.1. Espesor Neto Productivo.Las formaciones que contienen hidrocarburos, consisten de varias capas arenosas y muchas veces estas capas están claramente definidas como unidades geológicas; y están caracterizadas por variaciones en porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. El criterio para definir el intervalo neto productivo es a veces arbitrario, y puede variar de una compañía a otra. Para la determinación del espesor neto de la formación productiva, conocida como “net pay”, se debe seleccionar un valor mínimo de porosidad y saturación de hidrocarburo y así eliminar las capas arcillosas (con baja porosidad efectiva), capas con altas saturaciones de agua y capas de baja permeabilidad. El espesor total de la formación es conocido como “y” y si toda la formación es productiva, el espesor neto es igual al espesor bruto. 2.3.2. Porosidad.La porosidad constituye una parte de la roca, y representa al espacio vacío. La porosidad absoluta se define como la relación del volumen vacío (espacio poroso interconectado y aislado) al volumen bruto de la roca y se puede representar por la siguiente ecuación: øa=

Vp(i−a) Vb

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La porosidad efectiva implica la relación del volumen vacío (solo interconectado) al volumen bruto de la roca y se puede representar por la siguiente ecuación: øa=

Vp(i ) Vb

2.3.3. Permeabilidad.La permeabilidad de la roca reservorio es una propiedad del medio poroso que cuantifica la capacidad de un material para trasmitir fluidos (en otras palabras es una medida de la conductividad de un medio poroso para un fluido). La permeabilidad está referida a su capacidad de permitir el flujo de fluidos a través del sistema de poros interconectados. La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca, mientras que la permeabilidad efectiva es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca. Generalmente, la permeabilidad usada en la industria del petróleo es una constante en la ecuación de Darcy (toma en cuenta la tasa de flujo, gradiente de presión y propiedades del flujo). En este sentido y por definición, una medida directa de la permeabilidad requiere un proceso dinámico de flujo. 2.3.4. Presión Capilar.La roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y las fuerzas que mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre sí y con la roca) son expresiones de fuerzas capilares. Durante el proceso de inyección de agua, pueden actuar junto con las fuerzas friccionales para alterar el flujo de petróleo. Es por lo tanto importante comprender la naturaleza de las fuerzas capilares. Definición: La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interface que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre las fases no-mojante y mojante (la presión capilar siempre será positiva). 16

2.3.5. Mojabilidad.A diferencia de la Presión Capilar que se logra como consecuencia de la interacción de 02 fluidos en presencia de un sólido tal como el tubo capilar o el medio poroso, el concepto de MOJABILIDAD se refiere a la interacción de un sólido y un fluido (líquido o gas). Se define mojabilidad la capacidad de un líquido a esparcirse o adherirse sobre una superficie sólida en la presencia de otro fluido inmiscible. 2.3.6. Humectabilidad.Tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida, en presencia de otros fluidos inmiscibles. Los fluidos pueden ser: Mojantes o No Mojantes. Los mojantes tienen mayor tendencia a adherirse a la roca y los no mojantes no se adhieren. La preferencia mojante de un fluido (sobre otro) determinado sobre la superficie de la roca, se mide en términos del ángulo de contacto. Este ángulo de contacto es el ángulo medido entre una tangente sobre la superficie de la gota trazada desde el punto de contacto y la tangente a la superficie. 2.4. MECANISMO DE PRODUCCION.Los mecanismos de producción son aquellos que aportan las energía necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia donde se encuentra una presión menor a la presión del yacimiento, en este caso los mecanismo de producción hacen que los fluidos se desplacen hacia el pozo, por medio del cual se trasladaran hasta la superficie. Dichos mecanismos se ven influenciados por la presión del pozo, dependiendo si esta está por encima o por debajo de la presión de burbujeo.

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-Compresibilidad de la roca: En este tipo de mecanismo no importa si la presión del yacimiento se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Se ve influenciada por fuerzas tales como: fuerzas capilares debido a la presión capilar, fuerzas gravitacionales debido a la gravedad, y fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo.

-Liberación de gas en solución: Este tipo de mecanismo solo existe cuando P es menor al Pb ya que aquí se libera el gas que se encuentra disuelto en el petróleo. -Segregación gravitacional: Para que se produzca este tipo de empuje el gas debe tener la facilidad para moverse hacia el tope de la estructura y a medida que va subiendo y se va acumulando va desplazando el petróleo hacia la zona de menor presión que es el pozo. -Empuje por capa de gas: En este caso se debe estar por debajo del Pb. El gas que se encuentra en el tope, al reducir la presión actúa como un pistón, se expande y empuja el petróleo hacia el pozo.

-Empuje hidráulico: En este caso se tiene un acuífero el cual no solo puede estar en la base del sistema, también puede ser lateral; al reducir la presión se expande y empuja al petróleo hacia el pozo; si hay un constante suministro de agua al acuífero, significa que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco y el desplazamiento se produce por la constante entrada de agua al sistema, la cual va desplazando el petróleo.

-Inyección de fluidos: Se puede inyectar agua en el fondo de la estructura que se une al acuífero y empuje al petróleo; también se puede inyectar gas en el tope de la estructura y se une a la capa de gas o se forma una capa de gas sino existe una.

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2.5. ETAPAS DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS.2.5.1. Recuperación Primaria.Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca. Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo. La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua. Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas. Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay tres métodos principales de extracción artificial: 19

Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos). Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos. Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie.

2.5.2. Recuperación Secundaria.A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento de presión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son supleméntales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo.

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Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo. La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo. 2.5.2.1. Inyección de Agua.El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua. 1. Inyección periférica o externa: el agua se inyecta a través de pozos ubicados fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. 2. Inyección en arreglos o dispersa: el agua se inyecta en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.

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2.5.2.2. Inyección de Gas.El gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. 1. Inyección de gas interna o dispersa: ocurre en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria. 2. Inyección de gas externa: ocurre en donde está la capa de gas, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

2.5.3. Recuperación Mejorada.La recuperación mejorada de petróleo se refiere a todos los procesos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría por métodos primarios o secundarios. En su mayoría existen en inyección de gases o químicos líquidos y/o en el uso de energía térmica. Entre los primeros, los más utilizados son: los hidrocarburos gaseosos, el CO2, el nitrógeno y los gases de combustión. Entre los químicos líquidos se incluyen polímeros, surfactantes e hidrocarburos solventes, y finalmente, los procesos térmicos típicos se refieren al uso de vapor o agua caliente, o bien, a la generación in situ de energía térmica mediante la combustión de petróleo en la roca yacimiento. Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural presente en el yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor. Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca/fluido, debido, 22

posiblemente, a mecanismos físicos y químicos y a la inyección o producción de energía térmica, a fin de crear condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Tales interacciones pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminución de la tensión interfacial, hinchamiento del petróleo, reducción de su viscosidad, modificación de la humectabilidad o comportamiento favorable de fases. Los procesos de RMP (recuperación mejorada de petróleo), se han usado como una continuación de la recuperación secundaria, por lo que se les ha denominado procesos de recuperación terciaria. Sin embargo, en el caso de petróleos muy viscosos y lutitas petrolíferas, con muy poca o ninguna recuperación primaria ni secundaria, RMP se refiere a las técnicas de recuperación de petróleo empleadas desde el comienzo de la vida productiva del yacimiento, es decir, que no se restringen a una fase particular: primaria, secundaria o terciaria. En otras palabras, el término se utiliza para eliminar la confusión entre el mantenimiento de presión, la recuperación secundaria y la recuperación terciaria. El mayor atractivo de estos métodos es que en los yacimientos que se están explotando todavía queda más de la mitad del petróleo original in situ. Sin embargo, su aplicación depende de los precios del petróleo y de las ganancias, debido a que la tecnología RMP es muy compleja y costosa con respecto a otros procesos. A pesar de lo antes señalado, la utilización de estos métodos se ha incrementado debido a la declinación de las reservas de petróleo.

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2.5.3.1. Clasificación de los Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo.Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Una posible clasificación de estos métodos de alta tecnología la presentan FarouqAlí y Thomas, la cual se muestra en la figura 6 donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los primeros se usan con preferencia para los crudos pesados, los métodos no térmicos se utilizan para crudos livianos, aunque algunos podrían ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo. La geología de los yacimientos y las propiedades de los fluidos determinan cual método se debe usar, aun cuando los conocimientos fundamentales puedan destacarlos. Se han propuesto también métodos de RMP que no aparecen en la figura 6, los cuales son a menudo, combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección de alcalinos con surfactantes y polímeros, igualmente, se han sugerido y probado en los laboratorios muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes. A continuación se discuten los métodos de RMP más prácticos, con algunos comentarios relacionados con su aplicabilidad, es importante notar que se han publicado muchos parámetros de selección que ayudan a definir el método más apropiado para un yacimiento dado.

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Fig.6. Métodos de Recuperación Mejorada METODOS DE (RMP)

No- Térmicos

Térmicos

Invasiones

Desplazamientos Miscibles

Invasión con polímeros

Invasión con Surfactantes

Invasión con Emulsiones

Invasión Micelar

Invasiones Alcalinas

Combinaciones

Gas Inerte

Procesos de Tapones Miscibles

Fracturas/Calentamiento por Conducción

Empuje con Gas Enriquecido

Gas Residual

CO2 Inmiscible

Empuje con Gas Invasiones con Vaporizante Alcohol

Inyección de Agua Caliente (También Estim. De Pozos)

Inyección de Vapor

Estimulación Cíclica con Vapor

Empuje con Gas

Inyección Continua de Vapor

Invasiones con Dióxido de Carbono

Combustión In Situ

Invasiones con Nitrógeno

Calentamiento Eléctrico

Combustión Hacia Combustión en Calentamiento a Altas Adelante (Convencional) Reverso Temperaturas sin Oxigeno

Drenaje por Gravedad Asistido Con

Seca Húmeda

Combinaciones con Químicos y Solventes

Fuente. Elaboración Propia, Datos Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición

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Enriquecida con Oxigeno

Otros Aditivos al Aire

No obstante, tales guías deben utilizarse con precaución, no olvidando que la experiencia y el conocimiento son el insumo más importante en el diseño de los proyectos de RMP. Por otra parte, hay que tener en cuenta que la mineralogía y la geología de la formación son factores en la determinación del éxito en el campo.

2.5.3.2. Métodos de Recuperación No Térmicos.-

Los métodos no térmicos abarcan procesos químicos y los miscibles. Los primeros incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las inyecciones micelar/polímero y combinaciones. Los métodos miscibles incluyen los empujes miscibles a alta presión, usando un gas de hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono, así como el desplazamiento de hidrocarburos líquidos. Muchas variaciones son posibles en la aplicación de estos procesos: una importante ha sido la inyección alternada de agua y gas mejor conocida como proceso WAG (del inglés Water Alernating Gas). Otros métodos, que no caen estrictamente en las categorías de miscibles y químicos, incluyen empujes de gas inmiscible por dióxido de carbono, gases inertes y otros.

2.5.3.2.1. Inyección de Químicos.La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos. Algunos menos conocidos utilizan amonio líquido, alcoholes y un amplio rango de surfactantes y álcalis. 

Inyección de Polímeros.-

La inyección de polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir al agua de inyección un tapón de polímeros, 200 a 1000 ppm, de un alto peso 26

molecular (2 hasta 5 MM) antes de que esta sea inyectada en el yacimiento. Dichas soluciones tiene la ventaja de ser muy viscosas aun cuando sean altamente diluidas. Esta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua – petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo del yacimiento que en la invasión con agua convencional. Con los polímeros, se forma un banco de petróleo que se empuja como la inyección de agua convencional.

Fig. 7 Inyección de Polímeros

Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición

El proceso es engañosamente simple y tanto la selección del polímero como la concentración son los pasos cruciales en el diseño. Se requieren pruebas de laboratorio cuidadosas y aun después de esto los resultados se deben relacionar con el campo.

27

Los polímeros más utilizados son los solubles en agua e insolubles en petróleo o alcohol. Actualmente se usan tres tipos de polímeros; los poliacrilamidas, los polisacáridos y los polióxidos de etileno. Los dos primeros son los más aplicados en pruebas de campo, siendo los poliacrilamidas los más populares, debido a que además de aumentar la viscosidad, alteran la permeabilidad de la roca yacimiento en las zonas productoras. Existen muchos factores que afectan a la recuperación de petróleo al usar polímeros como ser la degradación de estos debido a la salinidad del agua intersticial, la temperatura, el envejecimiento, la formación de geles, Altos esfuerzos de corte y otros es por eso que se presenta un criterio de diseño para este método.

28

Tabla 1. Inyección con Polímeros

Inyección con Polímeros Criterios de Diseño Petróleo Gravedad > 25 API Viscosidad < 150 cp.(preferiblemente < 100) Composición No critica Yacimiento Saturación de petróleo > 10% del VP de petróleo móvil Espesor neto no critico profundidad < 9000 pies Razón de movilidad 2 – 40 Permeabilidad > 20 md Factor de heterogeneidad 0,5-0,85 Temperatura < 175 °F Agua Salinidad preferiblemente baja Litología Areniscas preferiblemente, pero pueden ser usados en carbonos se deben evitar calizas con alta porosidad Factores Favorables condiciones apropiadas para inyección de agua Alta saturación de petróleo móvil Alto Øh Factores desfavorables Fracturas extensivas Empuje fuerte de agua Capa de gas Alto contraste de permeabilidad Agua de formación altamente salina Problema de inyectividad severo Alto contenido de arcilla y calcio Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.



Inyección de Surfactantes.-

Los surfactantes son compuestos orgánicos de petróleo crudo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial.

29

El principal objetivo de este proceso es recobrar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso (VP), puede mejorar la eficiencia del barrido volumétrico. Algunas de las primeras investigaciones con surfactantes se llevaron a cabo con la intención de bajar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua a valores muy pequeños (menos de 0,001 dinas/cm), de modo que el petróleo atrapado se haga móvil y sea desplazado por el fluido inyectado. Los surfactantes utilizados son sulfonatos de petróleo, poco costosos, fáciles de obtener en grandes cantidades y con alta actividad interfacial. Los estudios realizados para entender y controlar la acción de los sulfonatos han demostrado que existe una correlación entre la eficiencia de desplazamiento y su peso equivalente (el peso equivalente es la razón del peso molecular con el número de grupos de sulfonatos presentes en la molécula): los sulfonatos con alto peso equivalente

causan

una

gran

reducción

en

la

tensión

interfacial,

pero

desafortunadamente no son solubles en agua y son rápidamente adsorbidos. Tal como se observa en la fig. 8, generalmente para asegurarse de que la movilidad este bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de la formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato y trifosfato de sodio. Fig. 8 inyecciones de surfactantes


30

Tabla. 2 Inyección con Surfactantes

Inyección con surfactantes. Criterios de Diseño Petróleo Gravedad > 25 API Viscosidad <30 cp.(a condiciones de yacimiento) Composición livianos intermedios son deseables Yacimiento Saturación de petróleo >30% Espesor neto >20 pies profundidad > 8000 pies Permeabilidad > 20 md Temperatura < 175 °F Agua < 5000 ppm de calcio y magnesio ( se requiere pre lavado) < 100000 ppm de solidos totales disueltos ( se requiere pre lavado) Agua suave de baja salinidad, debe estar disponible para un tapón de limpieza Litología solamente arenisca, con bajo contenido de arcillas, sin yeso ni anhidrita Factores Favorables Formación homogénea Barrido de inyección de agua > 50% Alto Øh Factores desfavorables Fracturas extensivas Capa grande de gas Empuje fuerte de agua Alto contraste de permeabilidad Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.



Inyecciones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad.-

La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso emulsificante in situ. Este método de RPM requiere adicionar al agua de inyección ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda caustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contienen el petróleo del yacimiento. A medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas en la interface petróleo – agua, los cuales permiten que el petróleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos: 31

a) Reducción de la tensión interfacial como resultado de la formación in situ de surfactantes. b) Cambio de humectabilidad, de humectado por petróleo a humectado por agua. c) Emulsificación y entrampamiento del petróleo para ayudar a controlar la movilidad. d) Emulsificación y arrastre de petróleo. e) Solubilizacion de las películas rígidas de petróleo en la interface petróleo – agua. El proceso es muy complejo y no es fácil de entender, pero la recuperación mejorada se obtiene cambiando la mojabilidad de la roca y bajando la tensión interfacial, lo cual causa una emulsificacion intermedia. Para petróleos livianos (>30 API), el proceso requiere una concentración alta de agente alcalino (2 – 5%), para petróleos pesados (<25 API) la concentración de álcali es más baja,

(0,1 – 1,0%) y el agua de formación debe tener una concentración

baja del ion calcio.

Fig. 9 Proceso de inyección usando soluciones alcalinas

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Ventajas:    

El proceso es relativamente Económico El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas. El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo. La conversión de inyección de agua a invasión con caustica es relativamente fácil.

Desventajas:  Los problemas de corrosión requieren la protección de tuberías y tanques, así como de la tubería de producción.  El proceso no es para yacimientos carbonatados  El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los pozos de producción.  La mezcla y dispersión de la solución alcalina puede causar una respuesta pobre.  Alto consumo de cautica.



Inyecciones Micelares.-

33

La invasión micelar o micro emulsión es un proceso muy complejo, pero es un método RMP muy promisorio para petróleos livianos. La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar (cerca del 5% del VP) seguido por un volumen de solución de polímero (del orden del 50% del VP), el cual se empuja con agua a menudo se inyecta un reflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y está formada por agua, un hidrocarburo, 10 – 15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado; este último para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase. La solución, así preparada se prueba con interacciones entre el petróleo de yacimiento y la salmuera y también en invasiones de núcleos.

Fig. 10 Inyección Micelar




Inyección de Espuma.-

34

Las espumas son acumulaciones de burbujas de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la prioridad de tener una viscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabiliza y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquidos solos. La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma, habiéndose demostrado que la máxima calidad es 0,96 ya que se requiere un 4% de líquido para producirla. Las que tienen una calidad mayor de 0,8 se denominan secas, presentan una mejor dispersión de las dos fases y son más estables, las que presentan una calidad menor de 0,7 se denominan húmedas y se caracterizan por la presencia de largas cadenas de burbujas cilíndricas separadas por tapones de líquidos.

2.5.3.2.2. Inyecciones Miscibles.Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe interface), el numero capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha (denominada zona de mezcla o zona de transición) que se expande a medida que se mueve en el medio poroso y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón. El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro, cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, en esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG. 35

El desplazamiento de un petróleo por un gas a alta presión es generalmente del tipo de múltiples contactos, esto es la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama de equilibrio de fases. 

Proceso de Tapones Miscibles.-

El desplazamiento de petróleo con un tapón miscible generalmente se refiere a la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con el petróleo del yacimiento. La fig. 11 muestra un esquema del proceso LPG específicamente, en este caso se inyecta un tapón (cerca del 2 – 5% del VP) de propano u otro LPG, el cual empuja congas natural, gas pobre o gas de combustión, seguido de agua.

Fig.11 inyección con tapones miscibles


Ventajas:  Todo el petróleo contactado se desplaza. 36

 Se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.  El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos.  Se puede utilizar como un método secundario o terciario Desventajas:  El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas.  El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión.  El material del tapón es costoso. 

Procesos con Gas Enriquecido o Empuje con Gas Condensante.-

Tal como se observa en la fig. 12, en este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano (10 – 20% VP), empujado por un gas pobre y agua. Estas fracciones son ampliamente transferidas al petróleo cercano a los puntos de inyección. A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo.

Fig. 12 Procesos con gas Enriquecido

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Ventajas:  El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo residual contactado.  La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.  El proceso es más económico que el tapón de propano.  Se desarrollan miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre.  El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de diseño. Desventajas:    

Tiene una pobre eficiencia Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad. El costo del gas es alto. La presencia de canalizadores lleva a la desaparición del tapón.



Empuje con Gas Vaporizante o de Alta Presión.-

38

Este proceso de múltiples contactos que requiere inyección continúa a alta presión de gas pobre como el metano o el etanol y como en el caso de gas enriquecido, se necesitan múltiples contactos entre el petróleo del yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona de miscibilidad. Sin embargo, al contrario del método de gas enriquecido, donde los componentes livianos se condensan fuera del gas inyectado y dentro del petróleo, las fracciones intermedias hasta el hexano son transferidos del petróleo hacia el gas, hasta que se alcance la miscibilidad y la presión de operación sea alta, por encima de unas 2900 Ipc. La Fig.13 muestra cómo se aplica el proceso en el yacimiento. Fig.13 Proceso miscible con gas Vaporizante


Ventajas:  El proceso de gas pobre alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana del 100%.  La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.  Es más económico que el proceso del tapón de propano o gas enriquecido.  No existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua. 39

Desventajas:  Requiere altas temperaturas. Tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico  en fracciones del C2 al C6.  La eficiencia areal y la segregación debido a la gravedad son pobres.  El costo del gas es alto y los sustitutos requieren altas presiones de inyección y ser separados de la corriente gaseosa una vez que ocurre la irrupción y se comience a producir. 

Inyección alternada de agua y gas.-

En este proceso se inyectan tapones de agua y gas alternadamente, los cuales se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en una relación agua – gas determinada, de manera que el tapón de agua no alcance el banco de fluido miscible (gas) donde está ocurriendo el principal desplazamiento. La inyección alternada de agua y gas se espera que convenga las ventajas de un desplazamiento miscible con las de inyección de agua.

Fig. 14 inyección alternada de agua y gas

40




Inyección Usando solventes.-

Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son miscibles. Los agentes miscibles podrían mezclarse en todas las proporciones en el petróleo que será desplazado, pero la mayoría de ellos solo exhibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se les denomina solventes. Muchos de hecho pueden ser miscibles con el crudo en las condiciones adecuadas, pero la mayoría de los solventes comerciales son inmiscibles con fase acuosa. 

Inyección de alcohol.-

Se han realizado operaciones de campo en las cuales se inyecta alcohol como solvente en el petróleo, y se ha demostrado que a pesar del alto costo, este método puede ser aplicado comercialmente. Este proceso difiere de los desplazamientos miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se desplazan si las concentraciones de alcohol en el tapón son suficientemente altas. Si esta cae por debajo de ciertos niveles, se pierde la miscibilidad y el proceso se convertirá en inyección de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para empujar el tapón de alcohol. 41

El uso del alcohol isopropilico está limitado porque inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata y por lo tanto, el contenido de alcohol de la mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para mantener la miscibilidad. El uso de cantidades grandes de alcohol parece prometedor, pero más costoso. 

Inyección de Dióxido de Carbono.-

El dióxido de carbono en estado líquido (temperatura critica 88°F y presión critica de 1073) es el agente miscible preferido para el recobro de petróleo, pero debido a su baja temperatura critica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas Vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C 30. Como resultado la invasión con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos a presiones de miscibilidad mucho más bajas que las requeridas en los procesos con gas Vaporizante. La presión mínima de miscibilidad (PMM) se puede determinar en el laboratorio o bien utilizando las correlaciones presentadas por Holm y Josendal. El CO2 también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto muy importante en crudos pesados) y causa su hinchamiento, pero el principal mecanismo en el caso de petróleos livianos es el desplazamiento miscible. Se han propuesto varios esquemas de inyección con CO 2 y a menos que la permeabilidad del yacimiento al agua sea muy baja un esquema recomendable es la inyección de un tapón de CO2 de 5% del VP, seguido por agua, hasta que se cerca del 20% de CO2 se haya inyectado. Este método se debe usar en yacimientos con crudos desde moderadamente livianos (gravedad API>25°), los suficientemente profundos como para estar por encima de la PMM y si existe disponibilidad de CO2 es una mejor selección que otros métodos miscibles en vista de su alta viscosidad y mayor densidad que el metano.

42

Fig. 15 Inyección de Dióxido de Carbono




Inyección de Nitrógeno.-

Los procesos de recuperación mejorada por inyección de nitrógeno constituyen un método viable si el yacimiento cumple con ciertos requisitos, condiciones que se describen de manera resumida a continuación: El crudo de Yacimiento:  Debe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano (C 2-C6) o hidrocarburos livianos. Estos se caracterizan por ser crudos livianos con gravedades API>35°.  Tienen un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento.  Está saturado de metano (C1). El yacimiento:

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Debe estar a una profundidad igual (o mayor) a los 5000 pies, a fin de mantener las altas presiones de inyección (≥ 5000 Lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el N2 sin fracturar la formación. En general cuando se inyecta N2 en un yacimiento este forma un frente miscible por vaporización de componentes livianos presentes en el crudo. Tabla.3 Procesos Miscibles

Procesos Miscibles Criterios de Diseño Petróleo Gravedad Viscosidad Composición

> 25° API < 15 cp.(a condiciones de yacimiento) Alto porcentaje de hidrocarburos intermedios, especialmente C5 – C12

Yacimiento Saturación de petróleo Presión profundidad Permeabilidad

> 30% > 1100 lpc > 2000 pies no es crítica (> 1 md)

Agua No es critica Litología No es critica Factores Favorables Disponibilidad del gas Buzamiento Alto Espesor alto Baja permeabilidad vertical Formación Homogénea

Factores desfavorables Fracturas extensivas Presencia de un buen acuífero Permeabilidad vertical alta en un yacimiento horizontal Inversión inicial alta Alto contraste de permeabilidad Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.

2.3.3.5. Empuje con Gas.-

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La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más prometedores para recobrar el petróleo residual que quedan en las zonas barridas y no barridas de los yacimientos

después de la inyección de agua debido a la

disminución de la tensión interfacial y las mejoras de la movilidad de crudo, los desplazamientos miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido. 

Inyección Cíclica de Gas.-

La inyección cíclica de gas es un proceso que consiste en la inyección de un volumen determinado de gas (tapón) en un pozo productor. Después de esta inyección, el pozo se cierra durante un periodo (tiempo remojo) para permitir el equilibrio de las fases en la formación y posteriormente, se reabre la producción. El más común de estos procesos es la inyección cíclica de CO 2 también conocido como “CO2huff and puff’’ y a pesar de que fue propuesto inicialmente como una alternativa a la inyección cíclica de vapor. Los mecanismos de producción atribuidos a la inyección cíclica de CO2 son: a. b. c. d. e.

Reducción de la viscosidad del crudo. Hinchamiento del petróleo. Empuje por gas en solución. Disminución de la tensión Interfacial. Cambios en la mojabilidad del medio poroso.



Inyección de Agua Carbonatada.-

Consiste en agregar dióxido de carbono al agua de inyección, con el objeto de lograr una razón de movilidad favorable entre la fase desplazante y la fase desplazada por efecto de la reducción de la viscosidad del petróleo al mezclarse con el CO 2 del agua. La zona de agua carbonatada se desplaza posteriormente mediante la inyección de agua.

Fig. 16 Inyección de agua carbonatada

45


2.3.3.4. Métodos Térmicos.Los métodos de recuperación térmica particularmente la inyección cíclica y continua de vapor han demostrado ser los procesos de recuperación mejorada de mayor éxito en los últimos años. El objetivo básico en la aplicación de tales métodos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo cual son especialmente adecuados para petróleos viscosos (5 - 15° API) aunque también se usan petróleos hasta de 45° API. Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos son: la reducción de saturación de petróleo residual a consecuencia de expansión térmica, el aumento de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razón de la movilidad, destilación con vapor, craqueo térmico y otros. 

Inyección de Agua Caliente.-

La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro y dependiendo de las características del yacimiento pude ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Durante el proceso (Fig. 16), la zona vecina al pozo inyector se va calentando y a su vez parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes.

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El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y como consecuencia su temperatura disminuye además como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

Fig. 17 Inyección de Agua caliente




Inyección Continua de Vapor.-

En principio, como la inyección de agua este es un método de empuje de arreglos, con pozos de inyección y producción. En este caso el comportamiento depende básicamente del tamaño del arreglo ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir gran proporción del calor inyectado. Como se observa en la fig.17, el vapor se inyecta continuamente en el pozo inyector, lo cual genera en la formación una zona de vapor que avanza a una taza siempre decreciente.

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Fig.18 Inyección continúa de vapor


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Tabla.4 Inyección Continua de Vapor

Inyección Continua de Vapor Criterios de Diseño Petróleo Gravedad < 25° API Viscosidad 20 - 1000 cp. Composición No critica Yacimiento Espesor > 20 pies Saturación de petróleo > 500 Bbl (are-pie) profundidad 300 - 3300 pies Permeabilidad > 200md Transmisibilidad kh/μ> 100 md - pies/cp. Agua las propiedades del agua de formación no son criticas el agua para la generación del vapor debería ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxígeno, de sólidos , de petróleo, de H2S y de hierro disuelto

Litología Contenido de Arcillas bajo Factores Favorables Disponibilidad del gas Bajo costo de combustibles Disponibilidad de pozos que puedan ser utilizados Alta calidad del agua Alta densidad de pozos Alto espesor neto con relación al total Factores Desfavorables Fuerte Empuje de Agua Capa grande de Gas Fracturas extensivas Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.



Inyección Alternada de Vapor.-

Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo, un volumen preestablecido de vapor por un período que va de una a tres semanas.

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Después de la inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días, con el propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente alrededor del pozo. Luego se abre nuevamente el pozo para producir hasta que el proceso deje de ser económicamente rentable. A continuación se muestra un esquema del proceso.

Fig. 19 Inyección Alterna de Vapor


El nombre del método se debe a la alternabilidad que existe entre las etapas de inyección de vapor y de producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de inyección, remojo y producción y el tiempo que duran constituyen un “ciclo” en el proceso, por lo que también se denomina Inyección Cíclica de Vapor o Remojo con Vapor.

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El ciclo, también conocido como huff and puff, puede repetirse hasta que la respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del yacimiento y al aumento de la producción de agua. Fig. 20 Respuesta de producción de la inyección cíclica de vapor


Este método RPM se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo, facilitando su movimiento a través de la formación y aumentando la producción de los pozos. Después que el pozo se abre a producción y que se bombea, la tasa de petróleo aumenta y se mantiene así por un período largo (70 BPD en promedio durante seis meses), hasta que el rendimiento se vuelve antieconómico o hasta que el petróleo se toma demasiado frío (viscoso) para ser bombeado. Luego se repite todo el proceso muchas veces, debido a que es económico y conveniente. Este método se utiliza en yacimientos poco profundos, con pozos perforados en espacios cortos.

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Generalmente, después de este proceso se inicia una inyección continua de vapor por dos razones:  

Para continuar el calentamiento y la mejora de las condiciones del petróleo. Para contrarrestar la declinación de la presión del yacimiento.

De tal forma que pueda continuar la producción. Cuando comienza la inyección continua, algunos de los pozos originalmente inyectores se convierten en productores. La inyección cíclica de vapor tiene su mejor aplicación en crudos altamente viscosos, con un buen empuje del yacimiento. Generalmente el comportamiento declina a medida que se aumenta los ciclos lo cual no se realiza si ocurren fracturas. La recuperación de petróleo es relativamente baja, ya que solo se afecta una parte del yacimiento.

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Tabla. 5 Inyección Cíclica o Alternada de Vapor

Inyección Cíclica o Alternada de Vapor Criterios de Diseño Petróleo Viscosidad >400 cp. en condiciones de yacimiento Gravedad < 16° API Yacimiento Profundidad <3000 pies Espesor >50 pies Porosidad >25% Petróleo In situ >1000Bbls (acre – pie) Permeabilidad >100md Transmisibilidad >100md – pies /cp. Temperatura No es crítica Agua Las propiedades del agua connata del yacimiento no son críticas. El agua del generador de vapor deberá ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxígeno, de sólidos, de Petróleo, de H2 S y de hierro disuelto. Litología Contenido de arcillas bajo Factores Favorables Pozos existentes adaptables a la inyección de vapor Disponibilidad de combustible para suplir a los generadores de vapor Disponibilidad de agua, que sea barata y ligeramente alcalina, libre de H2 S, petróleo hierro disuelto Presión de yacimiento adecuada en arenas más finas Formación homogénea Factores Desfavorables Fuerte empuje de agua Capa de gas Fracción de arena total baja Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.



Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor.-

Este proceso fue desarrollado específicamente para la recuperación in situ del bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas. El proceso se aprovecha de la segregación vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales, con el pozo productor horizontal localizado en el mismo plano vertical. Fig.21 Proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor

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El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo es el productor; El objetivo es introducir el vapor continuamente y remover el vapor condensado que se va formando junto con el petróleo que se va calentando. En la figura se muestra como el vapor se introduce cerca del fondo del yacimiento y tiende a elevarse, mientras que el petróleo calentado tiende a caer hacia el fondo. La cámara de vapor que se va formando encima del productor, se mantiene a una presión constante durante todo el proceso y está rodeada por la arena petrolífera fría a través de la cual fluye el vapor hacia la interfase y se condensa; esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.



Combustión In Situ.-

La combustión in situ o “invasión con fuego”, es un método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica. Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento: 54



El primero se denomina Combustión Convencional o “hacia adelante”, debido a que la razón de combustión avanza en la misma dirección del flujo de



fluidos. El segundo denominado Combustión en Reverso o en “contracorriente”, la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas,



limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la Combustión Húmeda, mejor conocida como como proceso COFCAW, en el cuál se inyecta agua en forma alterada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire.

El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

Tabla. 6 Combustión In situ

55

Combustión in situ Criterios de Diseño Petróleo Gravedad < 40° API Viscosidad < 100 cp(Rango normal 100 - 5000) Composición Componentes asfalticos Yacimiento Espesor > 10 pies Saturación de petróleo > 500 Bbl (are-pie) profundidad >500 pies Permeabilidad > 150°F Transmisibilidad kh/μ > 20 md - pies/cp Agua El Agua connata no es critica Litología Contenido de Arcillas bajo Factores Favorables Temperatura del yacimiento alta Buzamiento alto Espesor neto alto en relación con el total Permeabilidad Baja Alto Øh Factores desfavorables Fracturas extensivas Fuerte Empuje de Agua Capa grande de Gas Fluidos producidos altamente constantes Problemas serios con las emulsiones pre-existentes Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.



Combustión Convencional

Este proceso también se denomina Combustión Seca debido a que no existe una inyección de agua junto con el aire. Fig. 22 Esquema de una Combustión In Situ Convencional

56


En la fig.22 se observa como la combustión es hacia adelante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo, abrasión, erosión y otros, además se crea más restricciones al flujo de petróleo en el yacimiento debido a la alta saturación de gas. A medida que el proceso de combustión avanza, se genera calor dentro de una zona de combustión muy estrecha, hasta una temperatura muy elevada (alrededor de 1200°F). Inmediatamente delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo de petróleo, que origina el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se queman para mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante antes de su avance. El petróleo localizado se encuentra a la temperatura original del yacimiento por un período largo y así se va haciendo móvil y puede ser producido.

57

Generalmente existe una segregación por gravedad severa en la zona de combustión y como resultado la misma es más horizontal que vertical. Una vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En contrapartida, la viscosidad de petróleo se reduce, de manera que la tasa de producción de petróleo alcanza un máximo. El enfriamiento de los productores puede ser necesario y la corrosión, un problema inherente a la combustión in situ, se vuelve cada vez más severa. Cuando se usa oxígeno enriqueciendo, la ruptura prematura del oxígeno también es un problema. Las diferentes interacciones que ocurren durante el proceso son las siguientes: 1. Zona de Aire Inyectado y Zona de Agua: Esta zona se extingue a medida que el frente de combustión avanza. 2. Zona de Aire y Agua Vaporizada: El agua inyectada o formada se convertirá en vapor en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona no quemada de la formación ayudando a calentarla. 3. Zona de Combustión: Esta zona avanza a través de la formación hacia los pozos productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la cantidad de petróleo quemado y de la tasa den inyección de aire. Se desarrollan temperaturas que van desde los 600°F hasta los 1200°F. 4. Zona Craqueo: Las altas temperaturas que se desarrollan delante de la zona de combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se vaporicen, dejando un carbón residual formado por las fracciones más pesadas, también denominado “coque”, que actúa como combustible para mantener el avance del frente de combustión. 5. Zona de Vapor: Aproximadamente a los 400°F se desarrolla una zona de vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos livianos vaporizados y vapor. 58

6. Zona de Condensación o de Agua Caliente: En esta zona, debido a su distancia del frente de combustión, el enfriamiento causa que los hidrocarburos livianos se condensen y que el vapor se convierta en una zona de agua caliente (50 a 200°F). Esta acción desplaza el petróleo miscible, el vapor condensado lo adelgaza y los gases de combustión ayuden a que se desplace hacia pozos productores. 7.

Banco De Petróleo: En esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que contiene petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura inicial).

8. Gases Fríos de Combustión: el banco de petróleo se enfriará a medida que se mueve hacia los pozos productores y la temperatura caerá hasta un valor muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El CO 2 contenido en los gases de combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual produce el hinchamiento y la reducción de su viscosidad.

Fig. 23 Zonas Formadas en un Proceso de Combustión In Situ

59


Una ventaja del proceso de combustión convencional es que la parte quemada del crudo en la forma de coque es menor, dejando la arena limpia detrás del frente de combustión. Sin embargo, tiene dos limitaciones: primero, el petróleo producido debe pasar a través de una región fría y si éste es altamente viscoso, ocurrirá un bloqueo de los líquidos, lo cual puede ocasionar la finalización del proceso; segundo, el calor almacenado fuera de la zona quemada no es utilizado eficientemente debido a que el proceso finaliza cuando se detiene la inyección de aire, Porque la zona quemada se haya extinguido o

porque el frente de combustión alcanza los pozos de

producción.

60



Combustión en Reverso

En este caso como en el anterior, existe un pozo inyector de aire y un pozo productor. Pero esta vez la formación se enciende en los productores, no en los inyectores como ocurre en la combustión hacia adelante. La combustión en reverso no es tan eficiente como la convencional, debido a que una fracción deseable del petróleo se quema como combustible mientras que la fracción no deseable permanece en la región detrás del frente de combustión. Además, requiere el doble de la cantidad de aire que una convencional. Otra desventaja de este proceso es la fuerte tendencia a la combustión espontánea.

Fig. 24 Proceso de Combustión en Reverso


61



Combustión Húmeda

También

conocida

como

proceso

COFCAW

(combinación

de

combustión

convencional más inyección de agua), constituye una solución para la segunda limitación del proceso convencional, es decir, la utilización ineficiente del calor almacenado detrás del frente de combustión. En la combustión seca convencional, más de la mitad del calor generado se encuentra entre el pozo inyector de aire y el frente de combustión. Se han realizado muchos intentos para transferir este calor delante de la zona quemada. El agua, debido a su alta capacidad calorífica y a su valor latente de vaporización, puede utilizarse ventajosamente con este propósito. Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, ya sea alternada o simultáneamente con el aire, se logra la recuperación de calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente. Con el objeto de presentar la idea del proceso en su forma más simple, considérese el flujo unidimensional sin pérdidas de calor lateralmente y sin conducción de calor en la dirección de flujo, tal como se presenta en la fig. 25.

62

Fig. 25 Perfiles de Temperatura y Saturación en Combustión Húmeda

Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición.

2.5.3.4.

Factores

que

Intervienen

en

la

Aplicación

del

Método

de

Recuperación Mejorada de Petróleo.-

Estos métodos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el aceite y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante milenarios con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa: adsorción, intercambio iónico etc. Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de no equilibrio.

63

Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables. 

Adsorción y retención de surfactante.-

Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe ser ni demasiado hidrofilíco ni demasiado lípofílico . Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons (para sales de sodio) producen tensiones ultrajabas con muchos crudos; no son sin embargo muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio notable. 

Adsorción.-

La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han realizado estudios acerca de la influencia de la estructura sobre la adsorción, los cuales parecen indicar que una mayor ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la baja tensión y disminuir la adsorción. 

Precipitación y retención.-

El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes de sorbidos de las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones ultrajabas.

64



Intercambio iónico.-

Las rocas almacén contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada con arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en equilibrio con la salmuera connata. Al inyectar una nueva fase acuosa, se produce en general un nuevo equilibrio físico-químico, el cual puede resultar en un intercambio de iones entre la solución inyectada y la roca. Si tal fenómeno resulta en la desorción de cationes polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede producir la precipitación de una parte de los sulfonatos. En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salinidad de la solución inyectada, es decir que cambia la formulación. Se ha pensado eliminar este problema inyectando un cierto volumen de agua antes de inyectar la solución de surfactante. Tal proceso de pre-lavado (preflush) con un agua de salinidad semejante a la solución de surfactante a inyectar debe producir la desorción de los iones divalentes antes del contacto con la solución de surfactante. Parece que este método no ha dado resultados del todo satisfactorios. Una dificultad suplementaria radica en las heterogeneidades del yacimiento, ya que la capacidad de intercambio iónico de la roca puede variar de un punto a otro, dependiendo de la naturaleza química de la roca. 

Problemas de emulsiones.-

En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite atrapada, la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el movimiento en el medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión interfacial ultrabaja, puede ser suficiente para producir emulsiones.

65

Por otra parte, las emulsiones pueden resultar de procesos de no-equilibrio como la emulsiona ión espontánea en presencia de surfactantes, o cuando éste se forme insitu al contactarse un crudo ácido con una solución alcalina. La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las emulsiones son extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones a eso. En este caso la emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco de aceite. Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya que la emulsión formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de masa) que no se produce necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las emulsiones formadas pueden ser a menudo estables y viscosas y pueden taponar el yacimiento. Eso ha ocurrido en ciertos ensayos pilotos, y por lo tanto ha despertado suspicacia acerca del método alcalino. 

Problemas con polímeros.-

El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños. Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente.

66

Tal tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosante.



Taponamiento controlado con espumas.-

Cuando el yacimiento presenta fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, los fluidos inyectados, que sean soluciones acuosas o vapor, tienden a "escaparse" por este camino de menor pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las demás zonas. Esto resulta en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en una baja recuperación. El fenómeno se agrava por sí mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza el petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en consecuencia. Si se pudieran tapar estas zonas después de haber movilizado el petróleo que contienen, los fluidos inyectados tendrían que penetrar en las zonas de menor permeabilidad. Esto es lo que se está intentando hacer con espumas. Como se discutió al principio, Jamin descubrió que una espuma presenta una considerable resistencia al fluir en un capilar. Tal hecho se explicó mediante la ley de Laplace y por la diferencia entre el ángulo de contacto de avance y el de retroceso. Obviamente el problema es mucho más complejo en un medio poroso de forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero cualitativamente es el mismo. 2.5.5. Análisis de la eficiencia de los métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo.-

Estudios recientes de la Agencia Internacional de Energía señalan que 20% de la producción de petróleo del mundo en el año 2030 provendrá del RMP. 67

Este análisis es en base al conocimiento de proyectos en curso y los que pudieran realizarse en el futuro cercano. Sin embargo, conforme los proyectos de RMP sean más exitosos y se vayan masificando en el mundo, su participación probablemente será mayor. Claramente, los proyectos de RMP jugarán un papel clave en el balance oferta-demanda del futuro (y por lo tanto también de los precios). Uno de los temas más relevantes es el incremento en el factor de eficiencia. El uso de métodos de RMP permite extraer importantes volúmenes adicionales a los obtenidos por la producción a través de métodos convencionales. Los métodos térmicos, por ejemplo, han demostrado en campo ser muy exitosos logrando obtener recuperaciones de hasta 60-65%, como es el caso de la inyección de vapor. Así, los yacimientos que sean susceptibles de ser explotados por estos métodos obtendrían recuperaciones que, de otra forma, no podrían obtenerse a pesar de llevar un estricto control operativo. Por otro lado, métodos como la inyección miscible de gas han conseguido recuperaciones incrementales de hasta 20%. La Industria internacional ha documentado ampliamente casos de campos exitosos. Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relación costo/efectividad adecuada que permitan su aplicación. Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación.

68

Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente.

69

CAPITULO III

MARCO PRACTICO

3.1. GENERALIDADES.-

Campo Humberto Suárez Roca(HSR) se encuentra ubicado en la parte central del área denominada Complejo Santa Rosa, del cual forma parte, conjuntamente a los campos Junín, Santa Rosa Oeste, Santa Rosa y Palometas Noroeste. Previo al descubrimiento de la estructura de Humberto Suárez Roca, en 1972, YPFB perforó los pozos SRS-X1 y SRS-X2 con resultados negativos. Considerando este antecedente se efectuó una reinterpretación sísmica cuyo resultado fue la definición de una culminación nueva ubicada entre las estructuras Santa Rosa por el Este y Junín por el Oeste. En 1973, YPFB perforó el pozo SRW-X1, descubriendo gas en reservorios Devónicos y Silúricos. Posteriormente, se perforó el pozo SRW-2 que resulto improductivo. En base a los resultados obtenidos y buscando una mejor ubicación estructural, YPFB decidió perforar el pozo SRW-X3, con resultados altamente positivos en la Arenisca Sara, perteneciente a la Formación El Carmen. YPFB determinó que la culminación donde se perforó el pozo SRW-X3 se denomine Campo Humberto Suárez Roca, por lo que el pozo SRW-X3 fue renombrado como HSR-X1. En el Campo Humberto Suárez Roca se han perforado 10 pozos, 3 de los cuales fueron clasificados como improductivos (HSR-3, HSR-7 y HSR-9). La empresa petrolera Chaco, inicia sus operaciones en este campo en el año 1997 y entre otras actividades se efectuó el registro sísmico 3D sobre una cobertura total de 114 Km2 entre los años 2002- 2003, abarcando las áreas de los campos: Junín, Santa Rosa Oeste, Humberto Suarez Roca y Santa Rosa.

70

3.1.1. Ubicación.El Campo Humberto Suárez Roca se encuentra ubicado en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz, a 120 Km. en línea recta desde la ciudad de Santa Cruz. El acceso al campo puede efectuárselo, en un primer tramo, a través de la carretera nacional Santa Cruz- Cochabamba, hasta la intersección con la ruta de acceso a la localidad de Santa Rosa del Sara. El segundo tramo, comprende un camino con plataforma de ripio de 60 km de longitud, el mismo que conduce hasta el Campo Humberto Suárez Roca. Fig.26. Ubicación del Campo HSR.

Fuente. YPFB Chaco.

71

3.1.2. Antecedentes del Campo Humberto Suarez Roca.Como parte del proyecto de cuantificación de reservas de gas, YPFB perforó el pozo SRW-X2, con resultados negativos. Con este resultado y con el objetivo de mejorar la posición estructural, se perforó el pozo SRW-X3, con resultados altamente positivos, descubriendo gas en el reservorio Piray y petróleo proveniente del reservorio Sara. Como consecuencia de este descubrimiento, se renombró al pozo descubridor como HSR-X1, y la estructura pasó a denominarse Humberto Suárez Roca. En el campo se han perforado 10 pozos, dos fueron abandonados y dos resultaron secos. Los reservorios productores son las areniscas Piray y Sara. Los pozos fueron terminados en al Arenisca Sara, con arreglos simple, con excepción del pozo HSR-4, que fue terminado con arreglo doble; la línea corta para la Arenisca Piray y la línea larga para la Arenisca Sara. La etapa de producción del campo se inició el año 1982, y produjo hasta el año 1985, año en que fue cerrado. El campo se reabrió a fines de 1987, y fue nuevamente cerrado a fines de 1989. En ambas oportunidades el cierre del campo estuvo ligado a la falta de mercado para el petróleo. La producción de los pozos fue habilitada el año 1998, con la puesta en marcha, primero del sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico, y posteriormente, la instalación del sistema de gas lift continúo. En abril de 1998, y con la finalidad de optimizar la producción, se instaló el sistema de elevación artificial hidráulico en los pozos HSR-1, HSR4, HSR-6, HSR-8 y HSR10, pero debido a problemas de índole operativo, y los pobres caudales de producción de los pozos, el campo fue cerrado en mayo del 2003. En diciembre del mismo año, después de un rediseño de las bombas hidráulicas para cada pozo, además del cambio del fluido motriz de petróleo por agua, se habilitó nuevamente a producción. 72

3.1.3. Estado Actual de Los Pozos.El campo actualmente cuenta con tres pozos productores de la arenisca Sara. El pozo HSR-1, produce asistido por bombeo hidráulico, y los pozos HSR-5 y HSR-4, por gas lift continuo. El HSR-6, se encuentra cerrado por problemas de aprisionamiento de la bomba hidráulica y falta de circulación. El HSR-8, se encuentra cerrado por bajo caudal de producción. El HSR-10, intervenido el 2005 con el objetivo de mejorar la producción mediante el proceso de fracturamiento hidráulico, no cumplió su objetivo por lo que el pozo fue cerrado. 3.1.4. Aspectos Geológicos.3.1.4.1. Estratigrafía.La secuencia estratigráfica atravesada en la estructura de Humberto Suárez Roca, está conformada por las formaciones pertenecientes a los sistemas Terciario, Cretácico-Jurásico, Devónico y Silúrico.

Fig. 27. Columna Estratigráfica Campo Humberto Suárez Roca.

73

Fuente. YPFB Chaco.

3.1.4.2. Descripción Litológica.74

3.1.4.2.1. Formación Robore.Arenisca: Piray

Espesor Promedio: 40 m

Conformada por un solo paquete de arenisca cuarzosa, gris clara, grano fino a muy fino, sub-angulosos a subredondeados, buena selección, compacta. La descripción petrográfica realizada del testigo de corona del pozo HSR-X1, clasifica a ésta como Arenita cuarzosa (Ortocuarcita) bien consolidada, con buena selección, de grano fino, clastos sub-angulosos a sub-redondeados. La fracción clástica (90 a 95%) está constituida casi exclusivamente por Cuarzo, mientras que el cemento está compuesto mayormente por sílice formada por crecimiento secundario de cuarzo y presencia de pirita diseminada. En el tope del reservorio se observa un 10 a 15% de matriz arcillosa y abundante pirita rellenando los poros. El reservorio Piray es productor de gas seco, un condensado de 60-62º API. De los acumulados de la producción se determinó un promedio de 3 bbl/MMpc El reservorio fue cerrado en reserva debido a la falta de mercado para el gas. 3.1.4.2.2. Formación el Carmen.Arenisca: Sara

Espesor Promedio: 120 m

La Formación El Carmen comprende dos miembros, la parte superior denominado Arenisca Sara y otro en su parte inferior sin nombre específico, integrado por areniscas con características estratigráficas diferentes a las suprayacentes, está constituida por arenisca cuarzosa, gris blanquecina, grano fino sub-angular, regular selección, cemento silíceo.

75

La descripción petrográfica en los testigos corona extraídos en los pozos HSR-X1, y HSR-5, la arenisca Sara es clasificada como una Arenita cuarzosa (Ortocuarcita) bien consolidada, con buena selección, de grano fino a muy fino, clastos subredondeados. La fracción clástica (90 a 95%) está constituida casi exclusivamente por Cuarzo, mientras que el cemento está compuesto mayormente por sílice formada por crecimiento secundario de cuarzo. La arenisca Sara es un reservorio productor de petróleo de 32º API. El GOC fue definido en -1844 msnm, y el WOC en -1905 msnm. La presión original del reservorio Sara era 2997 psi, y la presión actual es de aproximadamente de 2896 psi, ambas presiones corregidas a la profundidad del datum -1882 msnm. 3.1.4.3. Evaluación de Perfiles La evaluación petrofísica de los reservorios Devónicos y Silúricos, se las realizó considerando un sistema de doble porosidad.

La porosidad de matriz fue

determinada siguiendo la metodología convencional de evaluación. Para los parámetros petrofísicos en las fracturas se empleó el Método de Aguilera. La evaluación petrofísica de los reservorios Ayacucho , Piray y Sara, se la realizó a partir de la calibración de los registros de pozo (SP-GR-INDUCCIÓN-SÓNICODENSIDAD-NEUTRÓN) con los datos de porosidad efectiva, permeabilidad, densidad de grano, curvas de presión capilar y otros, obtenidos de estudios en laboratorio de los testigos corona. También se consideró en la evaluación global, los datos provenientes del control geológico (litología, detección y cromatografía de gases). 76



Determinación del Volumen de Arcilla:

Fueron determinados a partir del perfil GR y calibrados con datos de corona. El volumen de arcilla fue calculado con el algoritmo Larinov para rocas antiguas. 

Determinación de la Porosidad :

Los informes de laboratorio describen la presencia de fracturas en los testigos corona extraídos en el pozo HSR-X1, por este motivo se ha utilizado el Método de Aguilera, el cual se basa en la determinación del Exponente de Doble Porosidad “m” a partir de la ecuación logRT=-mlogØ. Y con el cual se obtienen los valores de la porosidad de la matriz (Øm), la porosidad de las fracturas (Øf) y el coeficiente de partición (V). La porosidad total (ØT) fue calculada a partir del registro de densidad, el mismo que fue previamente calibrado con los valores de porosidad obtenidos en laboratorio sobre coronas extraídas en pozos vecinos. La corrección de la porosidad por efecto de arcilla se realizó utilizando la curva de Vsh calculada a partir de la curva GR. 

Saturación de Agua:

A partir de los registros de pozo se calculó la saturación de agua del sistema utilizando la ecuación de Archie. Para este cálculo se utilizaron valores de a, m y n obtenidos de corona. El valor de Rw del agua de formación utilizado en el cálculo es de 0.19 ohm-m @ 180 °F correspondiente a una salinidad de 15.000 ppm de NaCl, salinidad del agua de formación medida en las pruebas de producción de los pozos.

77

3.1.4.4. Resumen de Propiedades del Reservorio.Tabla7. Parámetros Petrofísicos Campo HSR. Nombre de Zona

Profundidad Tope

Espesor interno

Espesor Neto de La Formación

HSR-5

2088,88

71

54,25

HSR-10

2113

63

43,75

HSR-X1

2118

80

36,75

HSR-8

2092

102

39,50

HSR-4

2097

87

33,50

HSR-6

2111,91

64

43,75

77,83

41,92

Fuente. Elaboración Propia, datos de YPFB Chaco.

3.1.4.5. Geología Estructural.El Anticlinal Humberto Suárez Roca es una estructura originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina. La estructura está orientada en sentido esteoeste, con su eje axial en la misma dirección. La Falla inversa Santa Rosa, convergencia hacia el sur y dirección paralela al plano axial de la estructura, tiene como origen de despegue los sedimentos pelíticos del Silúrico. De la falla principal Santa Rosa se desprenden tres fallas transversales, siendo la más importante la falla ubicada en medio de la estructura. Los hundimientos norte y oeste están truncados por fallas, mientras que los hundimientos sur y este tienen cierre estructural. Los pozos HSR-4 y HSR-5, interceptaron a la Falla Santa Rosa, ocasionando que en bloque bajo de la misma, se repita en su integridad la secuencia atravesada en bloque alto.

78

Fig. 28. Modelo de Fallas Campo HSR.

Fuente. YPFB Chaco.

3.1.5 Sistema Petrolero.3.1.5.1 Roca Madre.En el área del Complejo Santa Rosa, existen por lo menos tres secciones litoestratigráficas que son catalogadas como rocas madre de hidrocarburos:

a) las lutitas de las Formaciones Kirusillas y El Carmen (Silúrico). b) las lutitas del Boomerang Shale e intra-Roboré (Devónico Inferior). c) las lutitas de la base de la Formación Limoncito (Devónico Inferior-Medio). Para la Formación Kirusillas, en el pozo SRW-X7, se ha medido un contenido orgánico total (TOC) de 3%, índice de hidrógeno (HI) de 500 mgHC/gC y S2 de 15 79

mgHC/gC. El espesor neto es una incertidumbre, pero algunos especialistas prefieren asignar un espesor neto de 10-20 %, considerando el espesor total de la Formación El Carmen. La calidad como roca madre del Boomerang Shale es buena, con potencial de generar petróleo y gas, es catalogada como un kerógeno tipo II, con un HI de 350 mgHC/gC (Sullivan, 2000). No se tiene estudios que determinen el espesor neto. La base de la Formación Limoncito presenta propiedades como roca madre similares a las del Boomerang Shale, excepto por el espesor neto más delgado de la primera, menor a 50 m. El hidrocarburo encontrado en el reservorio Sara se interpreta como proveniente de una roca madre de edad Silúrica, Devónico medio y Devónico superior. 3.1.5.2. Rocas Sello.El cuello de lutitas desarrollado por encima del reservorio Piray, constituye el sello de tipo capilar para este reservorio. El reservorio principal Arenisca Sara, de gradiente de presión normal, y una columna de hidrocarburo de aproximadamente 200 m, tiene por sello a las lutitas del Boomerang Shale, siendo el sello del tipo capilar. En el campo Humberto Suárez Roca, considerando la altura de la columna de hidrocarburos de todos los reservorios (=< 200 m), el mecanismo de funcionamiento del sello es por decrecimiento de la permeabilidad (tipo capilar).

3.1.5.3. Generación y Migración de Hidrocarburos.-

80

Fig.29 Mapa de Stress Térmico para la base de la Fm. Kirusillas

Fuente. YPFB Chaco

El mapa de esfuerzo térmico para la base de la Formación Kirusillas en el momento actual, muestra que probablemente el área del Complejo Santa Rosa Monos Araña I, 81

del cual es parte el Campo Humberto Suárez Roca, se encuentra en una zona de inicio de expulsión de gas seco. Este mapa combina los efectos de la temperatura y del tiempo sobre la roca madre y permite entender y a la vez predecir la distribución de los diferentes tipos de hidrocarburos. Este mapa, si bien no involucra al campo Humberto Suárez Roca, puede ser aplicado en virtud a la similitud de las rocas reservorios y rocas generadoras. El gráfico muestra que la Formación Kirusillas estuvo generando petróleo en el área del Complejo Santa Rosa a finales del Paleozoico. Dicho petróleo se perdió durante el Mesozoico al no existir trampas. Finalmente, este mapa a tiempo presente grafica que la roca madre de la Formación Kirusillas se encuentra en etapa de generación de gas seco.

Fig. 30 Cuadro Resumen Sistema Petrolero.

82

Fuente. YPFB Chaco

3.1.6. Reservorio.El reservorio Sara es productor de petróleo de 32º API, con una viscosidad de 2.2 en condiciones de reservorio, y una presión de burbuja de 2985 psi. Tabla 8. Características del Reservorio Sara

RESERVORIO

PROFUNDIDAD TOPE PROMEDIO (mSS)

ESPESOR MEDIO (m)

FLUIDO PRODUCIDO

PRESION DE RESERVORIO PSI

SARA

-1865.0

65.0

PETROLEO

2997

Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.

83

3.1.7. Reservas.Se adjunta el resumen de reservas estimadas por Ryder Scott a Diciembre 2009: Tabla 9. Reservas de Condensado (MM Bbl) Campo HSR

Reservorio Piray Sara (GAS) Sara (Petróleo) Total

Reserva Probada (P1) 0,022 0,479

Reserva Probable (P2) 0,016 -

Reserva Posible (P3) 0,369

0,501

0,016

0,369


Tabla 10. Reservas de Gas (BCF) Campo HSR

Reservorio Piray Sara (GAS) Sara (Petróleo) Total

Reserva Probada (P1) 5,322 -

Reserva Probable (P2) 3,799 -

5,322

Reserva Posible (P3) -

3,799

-


3.2. PRODUCCION DEL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA.3.2.1. Producción Histórica.Primeramente debemos mencionar que 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 producción actual de este campo se realiza mediante recuperación secundaria con los métodos de bombeo Hidráulico y Gas lift continuo, el pozo HSR-X1 con el primer método y los pozos HSR-4 y HSR-5 con el segundo. 84

De esta manera es que se presenta la siguiente producción histórica del campo HSR:

Tabla 11. Producción Histórica del Campo HSR a Diciembre 2011

PETRÓLEO (Mbbl)

GAS (MMpcd)

AGUA (Mbbl)

1903

2648.65

1585.8


3.2.2. Producción Actual a Diciembre 2011.Tabla 12. Producción del Pozo HSR-1

POZO HSRX1 RESERVORIO: SARA TRAMO PROBADO: 21322136 CHOKE

GRAVEDAD

n/64 32

°API 33,5

PETROL EO BPD 721

GAS

AGUA

RGP

PRESION

MPCD 194

BPD

PC/BBL

PSI 250


Tabla 13. Producción en el Pozo HSR-4

POZO HSR-4 RESERVORIO: SARA TRAMO PROBADO: 21432146 m CHOKE

GRAVEDAD

n/64 24

°API 33

PETROL EO BPD 117

GAS

AGUA

RGP

PRESION

MPCD 3046

BPD

PC/BBL 26034

PSI 1280

POZO HSR-4 RESERVORIO: PIRAY TRAMO PROBADO: 195185

1954 m CHOKE

GRAVEDAD

n/64 24

°API 56,3

PETROL EO BPD 76,6

GAS

AGUA

RGP

PRESION

MPCD 3274

BPD

PC/BBL 163794

PSI 1930

GAS

AGUA

RGP

PRESION

MPCD 3274

BPD

PC/BBL 42742

PSI 1210

GAS

AGUA

RGP

PRESION

MPCD 10300

BPD

PC/BBL 631902

PSI 2050


Tabla 14. Producción en el Pozo HSR-5

POZO HSR-5 RESERVORIO: SARA TRAMO PROBADO: 21332136 m CHOKE

GRAVEDAD

n/64 24

°API 41

PETROL EO BPD 76,6

POZO HSR-5 RESERVORIO: PIRAY TRAMO PROBADO: 21132117 m CHOKE

GRAVEDAD

n/64 28

°API

PETROL EO BPD 16,8


3.3. ELABORACIÓN DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETROLEO EN EL CAMPO HUMBERTO SIUAREZ ROCA.3.3.1. Análisis de los Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo para la Selección del método más Adecuado para el Campo Humberto Suarez Roca.Después de haber estudiado los distintos métodos de recuperación mejorada de petróleo a continuación se realizará una tabla comparativa entre los criterios de 86

diseño de los distintos métodos existentes y las características del campo Humberto Suarez Roca para seleccionar el método cuyos parámetros sean adecuados para dicho campo.

Tabla. 17 Criterios de Diseño para le Selección del Método Adecuado Gravedad Viscosidad Composición Criterios del campo °API Cp. Humberto Suarez Roca 33 2,2 Comp. Asfalticos

Sat. de Petro.

Espesor neto

Profundida d pies

Permeab (md

37%

120 m

1865

15%

> 10%

no critico

< 9000

>2

> 30 %

> 20

> 8000

>2

no critico

< 9000

>2

> 2000

no es c

> 50

< 3000

100

> 20

300 a 3300

> 20

>20

>300

>30

> 10

>500

> 10

Invasiones Químicas Invasión con polímeros

> 25

< 100

Invasión con Surfactantes

> 25

< 30

Invasiones Alcalinas

13 a 35

< 200

Desplazamientos Miscibles

> 25

< 15

Empuje con Gas

25 a 45

< 10

no critica livianos intermedios Alto por. de hidro. Inter.

> 30 %

Térmicos Inyección de Vapor Estimulación Cíclica con Vapor Inyección Continua de Vapor Drenaje Gravedad Asistido Con Vapor Inyección de Agua Caliente. Combustión In Situ

> 400

< 16

< 25

20 a 1000

10 a 25

<100

< 40

< 100

no critica

componentes asfalticos

Fuente. Elaboración Propia. Datos YPFB, Inyección de agua y Gas

87

> 500 bbl

> 500 bbl

Este es el método seleccionado porque cumple con las

3.3.2. Desarrollo del Método de Combustión in situ y Cálculos.La combustión in situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por éste método da lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos de producción. Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ en un yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante (forward combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; y combustión en reverso o contracorriente (reverse combustión) debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, originándose la denominada combustión húmeda, la cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en combustión húmeda normal, incompleta y súper húmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento, reduciendo así los costos del proceso. Aunque el proceso de combustión convencional es más común que el proceso de combustión en reverso, ambos procesos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas.

COMBUSTIÓN CONVENCIONAL En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables, las cuales se indican en detalle en la figura 30. 88

Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, petróleo y gas. En la combustión convencional, la ignición se induce en el pozo inyector, y una vez lograda, la temperatura aumenta gradualmente hasta que se alcanza el punto de vaporización del agua. El vapor de agua generado se mezcla con la corriente de gases, y fluye a través del yacimiento a la misma tasa con la que se transfiere calor desde el frente de combustión. A esta temperatura ocurre el desplazamiento por destilación, de parte del petróleo. Una vez que toda el agua se ha vaporizado, la temperatura en este punto aumenta progresivamente y la viscosidad del crudo in situ disminuye, asimismo los volúmenes de petróleo y gas aumentan por expansión térmica. Este mecanismo resulta en un incremento del flujo de petróleo dentro de la corriente líquida. Puede ocurrir también vaporización del petróleo cuando la presión de vapor de sus componentes exceda la presión del sistema. Cuando la temperatura supera los 350°C (límite que depende del tipo de crudo y de las características del yacimiento) ya la mayor parte del petróleo ha sido desplazado de allí hacia las zonas menos calientes del yacimiento y en el material pesado depositado comienza a operarse la desintegración catalítica, de la que se origina un volumen adicional de hidrocarburos livianos. Finalmente, la parte más pesada del crudo (coque) se consume como combustible, alcanzándose la máxima temperatura de combustión. Las dimensiones de las zonas de altas temperaturas (combustión, deposición de coque, desintegración catalítica y evaporación) son en realidad pequeñas y su movimiento dentro del yacimiento obedece principalmente a dos mecanismos de transferencia de calor: la conducción a través de la matriz sólida del yacimiento y la convección por los gases que fluyen desde la zona caliente hacia la zona inalterada.

89

A continuación de esta zona se encuentra la zona de condensación, la cual también se conoce como meseta de vapor pues en ella la temperatura es más o menos constante y cercana en magnitud al punto de ebullición del agua, a la presión parcial del agua en la fase de vapor. Finalmente se identifican los denominados bancos de agua y petróleo, cuya existencia es posible solamente a expensas de una deficiencia en la saturación de gas en dichas zonas. Esto se debe al movimiento de los fluidos, entre las zonas de combustión y condensación entre las cuales existe una marcada diferencia de viscosidades. Esto afecta la movilidad de los líquidos, favoreciéndose el incremento de saturación de los mismos. Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son muy variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la vaporización y la condensación. 90

Estos mecanismos son auxiliados por importantes reacciones, tales como la oxidación, destilación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión, coque y desintegración catalítica indicadas en la figura 30. En estas zonas ocurre también un incremento en la presión debido principalmente al aumento en el volumen de los fluidos por expansión térmica, lo cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores. La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco profundos, entre 200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por los costos de compresión e inyección de aire), para crudos cuya gravedad oscile entre 8° y 26° API, pues ello garantiza suficiente deposición de coque para mantener activo el frente de combustión. Sin embargo, se ha estudiado la posibilidad de aplicar este proceso a yacimientos de crudos más livianos (hasta 40°API), siempre y cuando se trate de crudos de base nafténica o parafínica. A continuación se discutirán las variables básicas envueltas en un proceso de combustión convencional. Datos Generales Q de petróleo = 96 BPD Ø = 15,2% Soi = 37% V g =2,1 Mpcd ρf =279,47

lb bl

91

CONTENIDO DE COMBUSTIBLE El contenido de combustible, Cm, es la masa de coque o residuo rico en carbono que resulta del craqueo térmico y de la destilación del crudo residual próximo al frente de combustión. Se expresa en lb/pie3 y su valor varía en el rango de 1,5 a 3 lb/pie3. Depende de una variedad de factores relacionados a: Las propiedades de los fluidos (viscosidad del petróleo, gravedad específica, características de destilación, saturación de agua y saturación de gas), las propiedades de la roca (permeabilidad, porosidad y contenido de mineral), la tasa de inyección de aire, la concentración de oxígeno, la temperatura y presión prevaleciente. Dado que la cantidad de combustible presente por unidad volumétrica total del yacimiento es un factor de gran importancia en las operaciones de combustión, pues generalmente determina el aire requerido para quemar una unidad volumétrica del yacimiento, la manera más común para determinar el combustible que se quemaría en un cierto yacimiento es mediante la experimentación. Como resultado del experimento, la composición (en base seca, o sea, excluyendo el vapor de agua) y el volumen de gas producido en la prueba son conocidos, por lo que el análisis consiste en determinar: El porcentaje en volumen de CO2 en el gas producido, %CO2. El porcentaje en volumen de CO en el gas producido, %CO. El porcentaje en volumen de N2 en el gas producido, %N2. El porcentaje en volumen de O2 en el gas producido, %O2.

  

Oxígeno 2% Dióxido de carbono 14% Monóxido de carbono 1% 92

a.- Valor de m, razón de moléculas de CO2 a moléculas de CO. . %CO 2 m= %CO

m=

14 =14 1

b.- Número de átomos de hidrogeno a átomos de carbono (n). m ) m+1 %CO 2= ∗100 4,761−Y 2 m+1 n 1+( )( + ) Y 2 m+2 4 (

Donde al sustituir, m y Y, se obtiene:

n=

106.3+2∗%CO−5.06∗( O2+%CO+%CO2 ) %CO+%CO 2

n=

106.3+2∗1−5.06∗(2+1+14) =1,485 1+14

c.- Fracción del oxígeno utilizado (Y) Y=

100+ 4.761∗%O2 %O 2 100−%O 2− R

R=

n + ) ( 2m+1 2m+2 4

R=

1 1.485 + =1,338 ( 2∗14+ 2∗14+ 2 4 )

93

Y=

100−4.761∗2 =0.909 2 100−2+ 1.338

El porcentaje en exceso de aire será: exceso de aire=

1−Y ∗100 Y

exceso de aire=

1−0.909 =0.100 0.909

d.- contenido de combustible

Cm =

4Vg 21 5 ∗ ∗ N 2− O2+2 CO 2 + %CO 379∗100 V b 79 2

(

)

Dónde: V g =volumen de gas producido , pie 3 V b=volumen de la arenaempacada en el tubode combustion

Dato de campo V g =2,17∗103 pie3 2

V b=3 ¿ 10 pie

3

94

4∗(2,17∗103) 21 5 lb Cm = ∗ ∗83−2+2∗14 + ∗1 =0,0386 2 2 379∗100(3 ¿ 10 ) 79 pie 3

(

)

e.- Requerimiento de Aire (a)

Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible depositado en un pie3 de roca. Muchas veces se acostumbra expresar el requerimiento de aire en millones de pies cúbicos normales (MMPCN) por acre- pie de formación. Desde el punto de vista económico es un factor importante, puesto que determina la relación aire/petróleo, Fao, la cual se define como el volumen de aire a ser inyectado en orden a desplazar un BN de petróleo, y se expresa en PCN/BN .El requerimiento de aire, a, en PCN/pie3 de roca, se obtiene a partir de los datos del análisis seco y viene dado por:

379 ∗100Cm 21∗Y a= ∗R ( 12+n )

379 ∗100∗0,0386 21∗0.909 a= ∗1.338=7,604 PCN / pie 3 de roca (12+1.485 )

f.- Cálculo de la cantidad de agua formada por la combustión, V w

V w=

36 21 1 ∗ ∗ N 2− O2− CO 2− %CO 379∗350∗100 79 2

(

95

)

V w=

36 21 1 Bl ∗ ∗83−2−14− =0.000015098 379∗350∗100 79 2 PCN

(

)

g.- Cálculo de la saturación de petróleo consumido como combustible, Sr Datos campo: Ø = 15,2% Soi= 37 % ρf =279,47 Sr =

lb bl

Cm ρ f∗∅

Dónde: S o=es la saturación inicial de petróleo S r =es la saturación de petroleo consumido como combustible ρf =densidad delcombustible

Sr =

lb bl

0,0386 =0,0051 279,47 ∗0.152 5.615

h.- cálculo de la relación aire inyectado/petróleo desplazado, (

96

Fao ¿

S ¿ oi−S (¿ r )∅ R ( 5.615 ) a Fao = ¿ : Fao =

( 5.615 )∗7,604 =769,80 PCN /Bl ( 0.37−0.0051 )∗0.152

i.- Calor de Combustión

Es el calor que se genera durante la combustión de una determinada cantidad de combustible. En general se expresa en BTU/lb de combustible consumido y se determina mediante:

∆ H=

174.000 m 52.500 61.500 n + + (m+1)(n+12) (m+1)(n+12) ( n+12)

∆ H=

174.000∗14 52.500 61.500∗1.485 BTU + + =19.076 lb (14+1)(1,485+12) (14+1)(1,485+12) (1,485+12)

j.- Cálculo de la velocidad del frente de combustión, V f Es la velocidad con la cuál viaja el frente de combustión en un determinado punto del yacimiento. Así, si la tasa de inyección de aire es ia, PCN/día, entonces para flujo radial a una distancia rf del pozo inyector, la velocidad del frente de combustión, pie/día. 97

Al aplicar el proceso al campo, en el cual el espesor de la formación es de 394 pies y se asume una tasa de inyección de aire igual a 1,2 x 106 PCN/día. Se calculara la velocidad del frente de combustión a una distancia de 88 pies, la posición del frente de combustión al final de 1 año y la velocidad del mismo a ese tiempo. . 1,2∗10 6 PCN U a= =5,51 2 π∗88∗394 pie 2−d

Vf=

5,51 =0,72 pie 7,604

k.- cálculo de la posición del frente de combustión U=

1,2∗10 6 =63,75 pie/ d 2 π∗7,604∗394

R2f =2∗63,75∗1∗365=46537,5 Rf =√ 46537,5=215,725

l.- Cálculo de la velocidad del frente de combustión V b=

63,75 =0,295 215,72

98

m.- Eficiencia Areal y Vertical Una revisión de una gran cantidad de proyectos sobre combustión llevadas a cabo en diferentes partes del mundo, revela que las eficiencias areal y vertical varían ampliamente: de 40% a 85% para areal y de 20% a 100% para vertical. La eficiencia volumétrica, definida como el producto de la eficiencia areal por la eficiencia vertical: Ev=EA x E 1 Ha sido reportada en el rango de 30% a 100%. En este caso particular se utilizara una eficiencia Areal de 62,6% y una eficiencia Vertical del 100% Ev=62,2 x 100 =0,6=60

Ha sido reportada en el rango de 30% a 100%.

n.- Calculo del volumen de petróleo producible por acre-pie de yacimiento

Np=7758[

(

∅ S OI Ev CmF ∅ SOI − + ( 1−Ev )( 0,40 ) ] Boi ρf Boi

)

Dónde: ∅ : Porosidad de la formación, fracción

99

ρf : densidad del combustible quemado (coque), lb/ pie3. Soi : saturación inicial de petróleo, fracción Boi : factor volumétrico del petróleo, BY/BN Cm : contenido de combustible, lb/ pie3. F: factor de corrección, adimensional. El factor de corrección F, está dado por:

F=

(1−∅) (1−∅ p)

Donde,

∅ p es la porosidad del empaque de arena en el tubo de combustión,

fracción. Se pudo

observar que las características del campo Humberto Suarez Roca,

presentas características similares a la de otros campos a nivel mundial de esa manera es que se define la

∅p

como un 10% mas alta que la

Reservorio.

F=

(1−0,152) =1,13 (1−0,252)

Np=7758∗[

0,0386∗1,13 0,152∗0,37 − + ( 1−0,6 )( 0,40 ) ] ( 0,152∗0,37∗0,6 ) 1,39 62,4 1,39

Np=233,13

Bl Acre− pie

100

∅

del

CAPITULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 INVERSIÓN.La inversión total del proyecto se encuentra en análisis final posteriormente para el borrador final se contara con la misma. 4.2. INGRESOS.La propuesta planteada para este proyecto contempla el diseño de la elaboración de un proyecto de recuperación mejorada de petróleo en el campo Humberto Suarez Roca Analizando el ingreso Bruto los costos de producción, transporte y de impuestos y regalías.

Precios: (P crudo): [27 $us/bbl], pero ahora con el nuevo Decreto Supremo 1202 el valor haciende a 57,11$us/bbl Costos: (Cp) Costo de Producción.: [51 $us/bbl de BOE] (Ct) Costo de Transporte.: 0 (Cir) Impuesto y Regalía: 0.52 Relaciones promedio en función al caudal pronosticado: Petróleo = 233,3 Bpd

101



El Barril Equivalente de Petróleo (BOE) está dado por la siguiente ecuación:

BOE=( Qc )∗t [bbl]

BOE=233,3

Bl ∗1 dia Dia

BOE=233,3 Bbl

Con estos valores podemos empezar a calcular los indicadores económicos utilizando las siguientes ecuaciones:



Ingreso bruto:

Ingresobruto =Qc∗Pc Ingresobruto =233,3∗57,11

Ingresobruto =13323,76 $ us



Costo de Producción:

Costo Produccion =BOE∗Cp Costo Produccion =233,3∗51

Costo Produccion =11898,3 $ us /dia 102



Costo de Transporte:

CostoTransporte =0



Costo de Impuestos y Regalías: Costo Impuestos y Regalias =Ingreso bruto∗0,52 Costo Impuestos y Regalias=13323,76∗0,52 Costo Impuestos y Regalias=6928,35 $ us/dia



Egresos: Egresos=Costo Produccion +CostoTransporte + Costo Impuestos y Regalias

Egresos=11898,3 +0+6928,35 Egresos=18826,65 $ us/ dia

103

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones.Después de Haber realizado el presente proyecto se llegaron a las siguientes conclusiones:



Se pudo adquirir un amplio conocimiento de los distintos métodos de recuperación mejorada de petróleo con lo cual posteriormente se pudo realizar la aplicación de un método en el Campo Humberto Suarez Roca.



Se escogió un método de recuperación mejorada denominado combustión in – situ con el cual se Realizó

el estudio para lograr el

incremento de la

producción en el campo Humberto Suarez Roca. 

El recobro de crudo mediante el uso del proceso de combustión in situ permite realizar un recobro adicional alrededor del 70%.

104



Se demuestra que el trabajo de intervención en el campo Humberto Suarez roca es muy positivo, ya que se logra disminuir la caída del índice de productividad.

5.2. RECOMENDACIONES.Con la finalidad de mejorar la calidad de los resultados en futuras experiencias, y de ampliar los alcances de este estudio, se recomienda: 

Ampliar el Proyecto de Recuperación Mejorada de Petróleo a los demás Campos petroleros que presentan problemas de declinación de la producción en Bolivia



Considerar el uso de aditivos para disminuir el tiempo de ignición del crudo, y paralelamente mejorar la inyectividad del aire.

105

BIBLIOGRAFIA.-



ALVARADO-D-A-and-Banzer-C-Recuperación-Térmica-de Petróleo. pdf, Caracas 2002. 259 - 284.



BARANDIARAN CARRILLO Lucio, Ingeniería de Reservorios, Editor Universidad Nacional de Ingeniería 2006. 45 - 60.



BERRY, V.J. Jr. Y Parrish, D.R.: A Theorical Análisis of Heat Flor Simulation Studies of the Wet Combustión Recovery Process”, JCPT (Julio-September) 44-45.



BUTLER, R. M.: “Thermal Recovery of Oil and Bitumen”, GravDrain Inc,

 

Calgary, Alberta, 2.004. FAYERS, F. J. - Enhanced Oil Recovery, September 21, 1981. 527 – 573. FINOL ALBERTO, Notas Sobre Recuperación Térmica, Universidad de Zulia, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería del Petróleo, Enero 1978. 134 -163.

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PARIS DE FERRER, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo, Venezuela. 2001. 106

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PDVSA-CIED,

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Químicos, Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas, 1998. SALAGER J. L., Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP

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S357-C, Universidad de Los Andes, 2005. YPFB CHACO. Informe Final Campo Humberto Suarez Roca 2010. YPFB. Plan de Desarrollo, Campo Humberto Suarez Roca. Año 2010



ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2008/12/mecanismos-de-empuje

Métodos

de

Recuperación

Mejorada

con

Aditivos

en-yacimientos-de.html 

www.slideshare.net/daviddesing/propiedades-petrofisicas-de-los



hidrocarburos. http://www.veneconomia.com/site/combustionInsitu/files/articulos/artEsp

  

2995_2160.pdf http://www.petroleumworldve.com/ http://www.shell.com.ar/ http://www.pdfqueen.com/

107

TEMARIO TENTATIVO CAPITULO I GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN 1.2 ANTECEDENTES 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.4 OBJETIVOS 1.5 JUSTIFICACIÓN 1.6 ALCANCE CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1 CONCEPTOS GENERALES 2.2 MECANISMOS DE EMPUJE 2.3. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO 2.4. MECANISMO DE PRODUCCIÓN 2.5. ETAPAS DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS CAPITULO III MARCO PRACTICO 3.1 GENERALIDADES 3.2 PRODUCCIÓN DEL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA 3.3. ELABORACIÓN DEL PROYECTO DE EOR EN EL CAMPO HUMBERTO SIUAREZ ROCA CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS

108

4.1 INVERSIÓN 4.2 INGRESOS 4.3 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES 5.2 RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFIA ANEXOS

109

HSR-3

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