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INTRODUCCION
El 85% de la producción mundial de petróleo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria secundaria con un recobro promedio del 35% de petróleo rn sffu. Como esta recuperación es todavía baja, para incrementarla se han desarrollado nuevos métodos técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (Enhanced Oil Recovery), los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas líquido, dentro del yacimiento.
Hoy en día, la inyección de agua es el principal más conocido de los métodos EOR, hasta la fecha es el proceso que más ha contribuido la recuperación extra de petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ.
1. Produccién primaria, secundaria terciaria Históricamente las técnicas de recuperación de petróleo han sido clasificadas en función al momento, dentro de la vida productiva del yacimiento, en que "tradicionalmente" se esperaba su implementación. Esta clasificación basada criterios cronológicos originó la tradicionalmente conocida división de los mecanismos de recuperación en primaria, secundaria terciaria.
La producción primaria es la generada por los mecanismos de drenaje energía naturalmente existente en los yacimientos de hidrocarburos tales como la expansión monofásica, la presencia de gas disuelto, casquetes de acuíferos, segreEación gravitacionaf, etc.
La recuperación.. secundaria ha sido tradicionalmente implementada en una segunda etapa, fundarnentalmente para contrarrestar el declino de la producción primaria. Dentro
de esta categoría se incluyeron inicialmente la inyección de agua la inyección de gas, procesos cuya finalidad principal es la de mantener la presión del yacimiento. Por su ITCCTIeRÍR DE RESERVoRIoS
Pá9.1
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La producción terciaria es producto de las técnicas de recuperac¡ón implementadas con poster¡oridad al "waterfloodingf'. Estas técnicas por lo general conslsten en la inyección cje materiales prodt-rctos normalmente no presentes en el yacimiento como
diversos gases miscibles, productos químicos, solventes, energía térmica, etc. La figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producciÓn de petróleo.
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Figura 1.1 Mecanismos de producción de petróleo
Esta clasificación "cronológica" presenta el inconveniente de que en muchas ocasiones estos procesos no se aplican en el orden mencionado. Un claro ejemplo, lo const¡tuyen los yacimientos de petróleos pesados (viscosos) donde sLl explotaciÓn es viable únicamente partir de !a irnplementación de procesos térmicos desde un primer momento. Como este, existen muchos otros ejemplos donde técnicas de producciÓtt
terciaria deben ser aplicados en una primera o segunda etapa del desarrollo de un campo. por estos motivos el termino"recuperación terciaria" ha caído en desuso paulatinamente en su ugar se ha adoptado el termino"Enhanced Oil Recovery' (EOR). r¡lce¡rtrRin
MSc Osner
DE RESERVoRIoS lll .lalil Grrifcras
Pá9,2
EOR es el de incre ma del alcanzable vía procesos de fgcuperaciÓn pri El obietivo de los
factor de recuperación ria. En promedio
cuando estas dos técnicas iniciales son aplicadas exitosamente (simultánea
un 50% del petróleo original in situ. El petróleo remanente constituye el objetivo de las técnicas EOR. Algunos autores estiman que potencial existente en la actualiclad, es decir la cantidad de petróleo sobre el que se podrían apticar técnicas EOR, es del orden del 70% del POIS descubierto, por lo que aún pequeños incrementos en el factor de recuperación global significarían enormes sucesivamente) es posibte recuperar entre un 30%
volúmenes adicionales de producciÓn.
Existen numerosos procesos rnetodologías de aplicación de técnicas EOR. Su clasificación no es una tarea trivial diversas opiniones se encuentran al respecto en la literatura especializada. Una clasificación general divide los procesos EOR en tres grandes categorías: térmicos, solventes químicos. Hay que destacar que cada una de estas categorías puede subdividirse su vez en procesos técnicas muy diferentes entre si que incluso algunos procesos pueden incluirse en mas de una categoría. Finalmente se debe apreciar que hay proce$os como el "microbial enhanced oil recovery" (MEOR) que podrían constituir una categoría totalmente independiente. A continuación se presenta una clasificación general de los procesos EOR.
La figura 1.2 muestra los diferentes procesos de recuperación de petrÓleo, estos se clasifican en convencionales
procesos EOR.
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Hidrocarburos Nitrógeno
Inyecc¡ón cl6 agua calier¡te Inyección cicl¡ca de vapor Inyección contínua de vapor
Gases Inertes VU¿
Soluciones alcalinas lÍmeros Soluciones micelares Surfactantes
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Espumas
Figura 1"2 Difereñtes procesos de recuperación de petróleo III
Pág
2" Mecanisrnos de producc!én primaria Los fluidos eontenidos en una roca reservorio deben disponer de una cierta cantidad de energía para que puedan ser producidos. Esa energía, que recibe el nombre de
eneroía natural
primaria, es
el resultado de todas las situaciones
geolégicas por las cuales el yacirniento pasó hasta formarse completamente.
Para conseguir vencer toda la resistencia ofrecida por los canales porosos, con sus tortuosidades estrangulamientos desplazarse para los pozos de producción, es necesario que los fluidos estén sometidos una cierta presión, que es la manifestación rnás sensible de la energía del reservorio.
Para que exista producciérr, es necesario que otro material venga llenar el espacio poroso ocupado por los fluidos producidos. De un modo general, la producción ocurre debido
dos efectos prineipales:
1.- la descompresión (que causa la expansión de los fluidos contenidos en el contracción del volumen poroso); el desplazamiento de un fluido por otro fluido (por ejemplo, la invasión de la zonel
reseryorio
2.-
de petróleo por un acuífero). El conjunto de factores que hacen desencadenar esos; efectos se le da el nombre de Mecanismo de Producción de Reservorio.
Estos mecanisnnos de prodt¡cción primaria son: el empuje con agL¡a, el empuje por gas en solucién, la expansión de la roca los fluidos, el empuje por capa de gas el drenaje pro gravedad.
2"1 Hmpuje con agua Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento Ltna roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de
todo el yacimiento sJe parte de é1. menudo los acuíferos se encuentraR en el rnargen del campo, corno se observa en la figura 1.3 El agua en un acuífero está comprimida, pero rnedida que la presién del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande crea una invasión natural de agua en et límite yacimiento-acuífe¡'o. La energfa del yacimiento también aumenta por la Pá9.4
compresibilidad de
la roca en el acuífero. Cuando este es rnuy grande
contiene
suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua.
Figura 1"3 Yacimiento con empuje de agua
El factor de recuperación de este tipo de reservorio es normalmente alto, cerca del 30*50%, del petróleo original in situ. Este valor relativamente alto se debe principalmente
al hecho de que la presión permanece alta, además los caudales también permanecen altos, se mantienen las características de los fluidos próximas
las originales.
En la flgura 1"4, la relacién agua-petróleo aumenta continuamente, comenzando los pozos ubicados en las partes mas bajas de la estructura. Los pozos deben ser terminados en la zana de petróleo en una posición un poco apartada del contacto petréleo-agua para evitar la producción prematura de agua.
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Presión R'i ¡t
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Figura 1,4 Mecan¡smo con empuje de agua
Tiempo
S¡ ef acuífero no puede sum¡n¡strar suficiente energía para alcanzar los caudale$
deseados de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacim¡ento, se puede irnplementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplernentar su energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de ag ua.
Hmpuje por gas en $olucién El petróleo crudo bajo clertas condiciones de pres¡ón
temperatura en los yac¡m¡entos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la pres¡ón del yacimiento
disminuye, debido la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande desplaza el petróleo del yacinriento hacia los pozos productores, tal como se observa en la figura 1.5.
Un aspecto del problema es que el gas comienza fluir muy temprano. Debido sus característieas de densidad viscosidad, el gas ya corn¡enza fluir en el medio poroso para saturaciones todavía pequeñas. El problema se amplia rápidamente, mientras el gas
va fluyendo cada vez mas fácilmente el petróleo va teniendo una dificultad creciente de moverse por la roca.
Figura 1-5 Empuje por gas en solución
Al ser producido en grandes cantidades desde muy temprano, el gas lleva cons¡go la energía del reservorio, haciendo con que la presión decline rápida
continuamente. Esta es una característica marcante de los reservorios que producen bajo este mecanismo. La rápida caída de presién provoca una grande liberación de gas de solución, lo que hace que el GOR, generalmente bajo en un inicio, crezca también rápidanrente, alcanzando un valor máximo que corresponde un nivel ya bien bajo de presión. La continua caída de la presión hace con que el caudal de producción de gas se reduzca con la consecuente reducción de la relación gas-petróleo.
La figura 1.6 presenta curvas de relación gas-petróleo producción típica de este tipo de reservorio.
presión vs. 1-iernpo de
Pá9.7
Relación Gas-PetrÓleo
-=a
Presión
Figura 1.6 Mecanismo tle gas en solución
Otro aspecto marcante de este mecan¡smo son las bajas recuperac¡ones, tÍpicamente inferiores al 2Ao/o del volumen original in sifu. La energía se agota rápidamente, haciendo que los caudales de producciÓn caigan muy temprano para
valores antieconómicos. Esto lleva al abrandono de reservorio, mismo cuando la cantidad de petróleo restante todavía es bastante significativa. Las grandes cantidades de petróleo dejadas en estos reservorios se vuelven fuertes candidatos proyectos de inyección de ag ua.
Expansión de la roca de los fluidos Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar e! petróleo la presión temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca de los fluidos; como consecuencia, la presiÓn declina rápidamente medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces, este empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos.
Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento mediante un
pVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyecciÓn de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento para incrementar la
comportam¡ento
recuperación de PetrÓleo.
Empuje Por capa de gas Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, corrlo se muestra en la figura 7.7, debe existir una gran cantidad rJe energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayudado por el drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.
Figura 1.7 Yacimientos con empuje por capa de gas
La figura 1.8, presenta curvas que representan el comportamiento típico de este mecanismo de producción.
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Presión
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!--,./
Relación Gas-Petróleo
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figura 1.8 Mecanismo de caPa de gas
Tiempo
El tamaño relativo de la capa de gas es de mayor importancia para el desempeño del mecanismo. Cuanto mayor fuera el volumen de gas de la capa cuando comparado con el
volumen de petróleo, ambos medidos en condiciones de reservorios, mayor será
la
actuación de la capa, que se traduce principalmente por el mantenimiento de la presiÓn en niveles elevados durante un tiempo mayor. La presiÓn cae continuamente, sin embargo de forma mas lenta que en el mecanismo de gas en solución.
Existe un crecimiento continuo de al relación gas-petréleo del reservorio, siendo que indlvidulalmente ese crecimiento es mas acentuado en los pozos localizados en la parte superior de al estructura.
En este tipo de
se espera recuperaciones entre 20%
30% del petrÓleo
original in situ.
La recuperacién del petróteo es funcién del caudal de producciÓn. Es necesario un cierto tiempo para que la caída de presión se transmita de la zona de petréleo para la capa para esta expandirse, lo que no ocurre apropiadamente con un caudal de produccién muy alta.
Los yacimientos con capa de gas rnuy grande no se consideran como buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyecciÓn de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyeccjón de agua gas, Pá9.10
tal como se muestra en la figura {.9. Se deben tomar precauciones con estos programas combinados de inyeccién, ya que existe el riesgo de que el petrÓleo sea desplazado hacia la región de la capa de gas quede atrapado al final de la invasiÓn.
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igura 1.9 Empuje combinado de inyección cle agua gas
Drenajeporgravedad it
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El drenaje por gravedad puede ser un metodo primario de producciÓn en yacimientos de gran espesor qure tienen una buena comunicación vertical en los que tienen url
marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debei migrar ta parte más alta de ta estructura al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo crear una capa secundaria de gas. La migraciÓn del gas es relativamente rápida connparada con el drenaje del petrÓleo, de forma que lo:i cauclales de petróleo son controladas por el caudal de drenaje del petrÓleo.
La tabta 1"1 rnuestra un resumen
algunas caracteristicas importantes de los
mecanisrnos de producción primaria presentes en los yacirnientos
petrÓleo.
Pá9.
11
Mecanismo
Empuje
agua
por
Presión del
Yacimiento
Permanece alta, la presión
es sensible
Permanece baja, si
la
PresiÓn
pennanece alta.
los caudales de petróleo, agua Declina ráPida
Empuje por gas en solución
continuamertte.
de de los
continuamente.
Expa
nsrón
la roca
fluidos
Empuje
capa de gas
Drenaje
gravedad
por
Decl",a ráP,d Pi>Pb
Cae suave
continuamente.
Eficiencia
Otros
Aumelrta
35-80% promedio 50%
balance
de aqua
apreciablemente
los Pozos producen agua
buzamiento abajo
por de materiales aumenta cuando We no se
considera
Prinrero baja, luego un máximo cae nuevamente
Ninguna
(excePto
en yacimientos con e_l_tg
Qw)
5^35%
Promedio 20%
constante.
Ninguna
(excePto en yacimietrtos con alta Sw)
1-10% Promedio 3%
Aumenta
Ausente insignificante
2040%
Ausente insignificante
40-BO% Promedio 60%
Permanece baja
continuamente en
pozos buzantiento
Promedio
25o/"
arriba.
Declina rápida continuamente.
calculado
temprano
sube Y-
Prod ucc¡ón
Pertnanece baja en pozos buzamiento
abajo
alta en
pozos buzamiento
gInba.--
Requiere bombeo
al comienzo de la lroducción
La ruptura del gas
en los pozos buzamiento abajo indica un empuje ggpq_qq ges
uando es >200 md el buzamiento
es
10"
baja (<
cp)
la Uo
Referencias bibliográficas
1.- MAGDAL.ENA pARtS DE FERRER, 2.- JOSE EDUARDO THOMAS,
tnyección de agua
gas en yacim¡entos petrolíferos, 2001
Fundamentos cle Engenharia de petróleo, Petrobras, 2001
Pá9. 12
