Métodos de recuperación de hidrocarburos
Las técnicas de recuperación de petróleo han sido clasificadas en función al momento, dentro de la vida productiva del yacimiento, en que "tradicionalmente" se espe espera raba ba su impl implem emen enta taci ción ón.. Esta Esta clas clasifific icac ació ión n basa basada da en crit criter erio ioss cronológicos originó la tradicionalmente conocida división de los mecanismos de recuperación primaria y secundaria… •
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Primaria !uando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. ecu ecund ndar aria ia !uan !uando do se iny inyecta ecta gas gas y#o y#o agua agua para para rest restab able lece cerr las las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.
1) Recu Recupe perac ració ión n prima primari ria a
$l hablar de recuperación primaria de petróleo se refiere a aprovechar al m%&imo los mecanismos de producción que se encuentran en el yacimiento, es decir, recuperar el petróleo económicamente. El comportamiento de recuperación primaria est% regido por las fuer'as que intervienen en el flu(o de fluidos a través de un medio poroso fuer'as visc viscosa osas, s, grav gravititaci aciona onale less y capi capila lare res. s. Este Este proce proceso so es carac caracte teri' ri'ad ado o por por la variación de la presión en el yacimiento, los ritmos de producción, la relación gas) aceite, aceite, la afluencia afluencia del acu*fero acu*fero y la e&pansión del casquete casquete de gas los factores factores que afectan el yacimiento son las caracter*sticas geológicas, las propiedades roca fluido, la mec%nica de los fluidos y las instalaciones de producción. La calidad de la administración del yacimiento también es muy importante ya que un mismo yacimiento e&plotado de diferentes formas se permite obtener diferentes porcenta(es de recuperación. Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al po'o, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del po'o. El caudal con que el petróleo fluye hacia el po'o depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el po'o, 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 po'os de producción a la superficie, pero a medida que se e&traen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comien'a a descender. La producción, aun cuando est% declinando, se puede
mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como e&pansión del casquete de gas y el empu(e del agua. +istóricamente la producción primaria se basa de dos mecanismos que son lu(o natural y levantamiento artificial. Flujo Natural
e refiere al rendimiento de un po'o por la fuer'a propia del yacimiento. Por lo general, la producción por flu(o natural se logra en algunos campos durante la etapa inicial de su desarrollo, y comprende los siguientes tipos • • • • •
Empu(e hidr%ulico -E+. egregación gravitacional -./. !apa de gas -!./. /as en solución -0. E&pansión roca)fluido.
Empuje hidráulico (EH).
Es la fuer'a necesaria para provocar la e&pulsión del petróleo del yacimiento con el empu(e de agua acumulada deba(o de él, ya que en sus condiciones originales la mayor*a de los yacimientos de hidrocarburos muestran un contacto con un cuerpo de agua, llamado acu*fero. Este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy a(ustada entre el régimen de producción de petróleo que se estable'ca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El contacto agua)petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va de(ando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Este empu(e por agua es considerado el mecanismo natural m%s eficiente para la e&tracción del petróleo. u presencia y actuación efectiva puede lograr que se produ'ca hasta 12 3 y qui'%s m%s del petróleo en sitio. $dem%s, hay casos de acu*feros tan activos que rehabilitan y estabili'an la presión del yacimiento sin tener que cerrar la producción. Esto ocurre cuando el caudal de agua que alimenta al acu*fero es equivalente al volumen de todos los fluidos que se est%n produciendo en el yacimiento.
aracter!stica del EH" • •
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La presión en el yacimiento permanece alta por influencia del acu*fero. e produce por la apreciable e&pansión de agua del acu*fero que debe formar parte del sistema. $ medida que se reduce la presión, el agua se e&pande, e invade yacimiento, reempla'ando parcialmente los fluidos e&tra*dos del mismo. En este tipo de yacimientos no e&iste capa de gas y la producción de agua inicia muy temprano e incrementa en cantidades apreciables. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente est% en el rango de 42 al 123 del P5E.
#e$re$ación $ra%itacional (#.&).
Este mecanismo es caracter*stico de los yacimientos que presentan un alto bu'amiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo as* una f%cil migración del gas hacia el tope. La ./ solo ocurre cuando el gas que se est% liberando tiene mayor facilidad de flu(o hacia el tope de la estructura que hacia el po'o productor, y esto se produce cuando los estratos tienen un %ngulo de bu'amiento relativamente grande, en donde las fuer'as gravitacionales son m%s grandes que las fuer'as viscosas, es decir, al e&istir una configuración del sistema petrolero favorable en la cual e&ista mayor permeabilidad vertical y el arreglo de los granos presente mayor facilidad para el flu(o vertical que en dirección al po'o, el petróleo tender% a escurrirse bu'amiento aba(o y el gas a dirigirse al mismo tiempo bu'amiento arriba por ra'ones de diferencia de densidad. aracter!sticas de la #.&" •
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/eneralmente no poseen capa de gas, pero la recuperación ser% mayor si e&iste alguna. La presión tiende a mantenerse. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente est% en el rango de 67 al 823 del P5E. Es el mecanismo de empu(e primario m%s eficiente. +$9$
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apa de $as (.&).
e produce cuando el gas acumulado que se encuentra por encima del petróleo e inmediatamente deba(o del techo de la trampa genera un empu(e sobre el petróleo hacia los po'os. Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es e&actamente igual a la presión del punto de burbu(a. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe e&istir el equilibrio entre el petróleo y el gas, con la capa de gas, el petróleo est% manteniendo la m%&ima cantidad de gas en solución. $ medida que la presión del reservorio se reduce -por efecto de la producción, la capa de gas se e&pande causando un despla'amiento inmiscible del petróleo. aracter!sticas de la .&"
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Este mecanismo de empu(e se produce porque a medida que se reduce la presión, la capa de gas se e&pande causando un despla'amiento inmiscible del petróleo. La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbu(eo. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente est% en el rango de 62 al ?23 del P5E.
&as en solución (Rs).
Este empu(e también se genera gracias a la e&pansión y liberación de gas disuelto en el petróleo. $ medida que se reduce la presión en el yacimiento el volumen de petróleo se comien'a a e&pandir hasta alcan'ar el punto de burbu(a, una ve' all* comien'a la liberación de gas, en una primera etapa son burbu(as de gas aisladas que todav*a no forman una fase continua -igual se genera un peque@o empu(e de petróleo hacia 'onas de menor presión, al continuar la diminución el gas alcan'a la saturación cr*tica y pasa a formar una fase continua y por efectos de la permeabilidad el gas empu(a el petróleo hacia el po'o. !uando en un yacimiento hay empu(e por gas en solución no e&iste capa de gas o empu(e por agua, ya que la saturación promedia de agua est% cerca al valor irreducible. $simismo, la presión inicial del yacimiento est% sobre o igual a la presión del punto de burbu(eo. La presión declina r%pida y continuamente con la producción. >espués que la saturación de gas e&cede la saturación cr*tica, este se hace móvil.
aracter!sticas de Rs"
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Es el principal mecanismo de empu(e para apro&imadamente un tercio de los reservorios de petróleo del mundo. Ao e&iste producción de agua ya que la saturación de agua est% cerca del valor irreducible. La presión inicial del yacimiento est% sobre o igual a la presión de burbu(eo y declina r%pida y continuamente.
La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente est% en el rango de 7 al 623 del P5E ……….
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E'pansión rocaluido.
La compresibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de e&pulsión de hidrocarburos, al comen'ar la e&plotación de un yacimiento y caer la presión se e&pande la roca y los fluidos, esta e&pansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La e&pansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su ve' causó la ca*da de presión. $mbos efectos van en la misma dirección, la cual es e&pulsar fluidos del espacio poroso interconectado. Este mecanismo de e&pulsión es especialmente importante en la producción de yacimientos subsaturados sin empu(e de agua hasta que la presión ba(a hasta la presión de saturación. >e hecho, en el caso de la compresibilidad es la Bnica fuente de energ*a de producción. aracter!stica del mecanismo rocaluido"
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La e&pansión de la roca ocurrir% en la dirección en que sea m%s f%cil, de manera que puede ser en la dirección e&terna o en la dirección del poro. !uando esto sucede el volumen despla'ado se dirigir% al po'o. La recuperación del petróleo mediante el empu(e por compactación es significante solo cuando la compresibilidad de la formación es alta.
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EL
Este mecanismo se produce cuando los fluidos en el reservorio, presentan un incremento de diferencial entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que originar% una reducción del volumen poroso del yacimiento y la e&pansión de los fluidos presentes en el mismo.
AZUL DE
JUAN HASTA
ACA………………………………
*ombeo mecánico (*M).
Es un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie, considerando que el yacimiento posee una determinada presión, la cual es suficiente para que el petróleo alcance un determinado nivel en el po'o. La bomba se ba(a dentro la tuber*a de producción y se asienta en el fondo con el uso de empacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten el movimiento desde el aparato de bombeo -éste consta de un balanc*n al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, éstas se accionan a través de una ca(a reductora movida por un motor. El balanc*n de producción imparte un movimiento de sube y ba(a a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del po'o. La v%lvula fi(a permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la carrera descendente de las varillas, la v%lvula fi(a se cierra y se abre la v%lvula via(era para que el petróleo pase de la bomba a la tuber*a de educción. Por el otro, e En la carrera ascendente, la v%lvula via(era se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que est% en la tuber*a y la v%lvula fi(a permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el flu(o hacia la superficie. La bomba consiste en un tubo de C8, C? D 688, 88F pulgadas de largo con un di%metro interno de , 7 D 6, 67 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo e&tremo superior est% unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se alo(a dentro o se enrosca en el e&tremo de la tuber*a
+entajas
El dise@o es poco comple(o.
El sistema es eficiente, simple y f%cil de operar por personal de campo
Puede bombear crudos viscosos y a altas temperaturas.
e puede aplicar a completaciones sencillas y mBltiples. Puede utili'ar gas o electricidad como fuente de energ*a.
,es%entajas
usceptibles de presentar bloqueo por e&cesivo gas libre al entrada de la bomba. En po'os desviados la fricción entre las cabillas y las tuber*as pueden generar fallas en el material. La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y obstrusiva al ambiente. !uando no se usan varillas de fibras de vidrio la profundidad puede ser una limitante.
-e%antamiento artiicial por $as (-&).
El sistema natural de L$/, utili'a gas de una formación subterr%nea para e&traer fluidos producidos en el po'o. e emplea una v%lvula especial de control de flu(o, a(ustable en la superficie, para controlar el flu(o de gas inyectado. !onsiste en inyectar gas a presión en la tuber*a, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la tuber*a, a través de v%lvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido autom%ticamente. ;n po'o que produce por L$/, la presión de la tuber*a de producción en el fondo del po'o es una función de la cantidad de gas inyectado, las propiedades de los fluidos, la tasa de flu(o y los par%metros de los po'os y del yacimiento. La tasa de producción de petróleo que puede obtenerse en un po'o dado es función de la tasa de inyección de gas de superficie. La tasa de inyección incrementara al igual que el petróleo producido, hasta cierto punto en donde el
volumen de gas producido reemplace el petróleo producido, as* se obtiene una producción de petróleo m%&ima. +entajas.
/ran fle&ibilidad para producir con diferentes tasas Puede ser utili'ado en po'os desviados usando mandriles especiales Gdeal para po'os de alta relación gas ) l*quido y con producción de arena e pueden producir varios po'os desde una sola planta o plataforma El equipo del subsuelo es sencillo y de ba(o costo Ha(o costo de operación le&ibilidad e a(usta pr%cticamente a cualquier profundidad y tasa de producción Iateriales abrasivos como la arena ofrecen pocos problemas. e adapta a po'os desviados. Puede ser usado en po'os de ba(a productividad con alta relación gas) aceite. El dise@o puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tuber*a. Las v%lvulas pueden ser rempla'adas sin necesidad de matar el po'o o de sacar el tubing. ,es%entajas
ACA
e requiere una fuente de gas de alta presión. Ao es recomendable en instalaciones con revestidores muy vie(os y l*neas de flu(o muy largas y de peque@o di%metro. El gas de inyección debe ser tratado. Ao es aplicable en po'os de crudo viscoso y#o parafinoso. u dise@o es laborioso. $plicable a po'os de hasta J 2.222 pies. La escase' de gas natural puede limitar su uso. ormación de hidratos en la l*nea de inyección de gas puede causar demasiadas paradas. >if*cil recuperación de las v%lvulas en po'os altamente desviados. e dificulta en po'os de muy ba(a presión de fondo y ba(a producción.
LOS
PUNTOS
DE
ERIK
LOS
CHICOS INFORMENMEN SI INFORMACION SI ESTAN
AMARILLOS..
TE LLEGO CONFORME…
LA
