NOMBRE DE LA ESCUELA: UNIVERSIDAD VASCONCELOS DE TABASCO. NOMBRE DEL ALUMNO: RAFAEL ANTONIO ROSAS MUÑOZ.
NOMBRE DEL MAESTRO: ING. ULISES IZQUIERDO CORTES. CARRERA: INGIA. PETROLERA. MATERIA: SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCION. RECUPERACION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA. GRUPO: “A” CUATRIMESTRE: 8o.
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TIPOS DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO El mecanismo de movimiento de fluidos del yacimiento es la manera en la cual varias fuentes de energía en el reservorio permiten que los fluidos fluyan hasta la superficie. La Recuperación de los fluidos en el yacimiento esta clasificada en tres categorías (primaria, secundaria y terciaria)
RECUPERACIÓN PRIMARIA Es el primer mecanismo en el cual la extracción es por energía natural del yacimiento. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren.
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No hay inyección ni de masa ni de energía. • Planificar desde el comienzo de la explotación (cuidar energía natural del reservorio). • Utilizar técnicas correctas de desarrollo y producción. • Objeto: eficiente ==> se recupera ! % petróleo original. • " ! p ==> expansión de fluidos (i) y roca. • " desplazamiento de petróleo x las otras 2 fases. •! V prod = (" Ci Vi) ! p • FR = f (Mecanismos de drenaje o empuje). – expansión del petróleo. – expansión del gas disuelto. – expansión del casquete gasífero. – expansión de la acuífera. – expansión de la roca.
Cómo se desplaza el petróleo en el reservorio? •! p > t ==> equipos de extracción artificial. >> t ==> se detiene la recuperación. • Expansión de roca y fluidos. Ing. de reservorios: optimizar recuperación de petróleo.
Empuje del gas disuelto • Energía: gas en solución. • No hay producción de agua. • Proceso: comienza la explotación ==> p # ==> se liberan HC livianos; se expanden y empujan al petróleo hacia el pozo. Movilidad gas >> Movilidad petróleo ==> extracción avanza: # reacción en cadena. • Relación gas - petróleo = f (t):!. • 5% < FR < 30%
Empuje del casquete gasífero • Energía: gas del casquete • Proceso: comienza la explotación ==> se produce petróleo ==> casquete ocupa espacio ==> p se mantiene > t. • Relación gas - petróleo = f (t)!. • 20% < FR < 40%
Empuje del acuífero • Energía: acuíferas conectadas al reservorio ( ! V). • Proceso: comienza la explotación ==> p #==> agua se expande y barre el petróleo hacia ! . • Relación gas - petróleo = f (t) # cte. • 25% < FR < 60% 3
Características productivas de pozos petrolíferos • Caudal. • Producción de gas. • Producción de agua. • Presión.
Desplazamiento natural del petróleo • Causas y eficiencia de la recuperación. • Desplazamiento por gas y agua. • Influencia de forma y tamaño de poros. • Causas del petróleo residual.
Influencia de distintos factores en la recuperación de petróleo • Merma. • Viscosidad del petróleo. • Gas disuelto.
Causas de Recuperación Primaria ineficiente – Mecanismo de drenaje ineficiente. – Disipación de energía del reservorio por problemas no predecibles. – No realizar inversiones cuando la producción es económicamente rentable. – No cuidar el reservorio para obtener beneficios inmediatos.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA Este es conducido por la adición de energía extra hacia el yacimiento como la inyección instantánea de gas , invasión de agua, etc. La energía adicional se usa para mantener la presión del yacimiento y de esta forma pueda producir de manera eficaz y producir más de un factor de recuperación. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción.
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Barrer petróleo remanente hacia pozos productores. Elegir fluido a inyectar. Esquemas de inyección - producción
Elección de esquema de inyección - producción. • Ubicación de pozos existentes. • Geometría del reservorio. • Costo de perforación de pozos nuevos. • Necesidad de balancear cantidad de fluidos inyectados y producidos.
Inundación con agua “Five Spot”. • Paso 1: Comienzo de la inundación. • Paso 2: Formación de bancos de agua y petróleo. • Paso 3: Llenado del reservorio. • Paso 4: Final de la Recuperación Secundaria. Graficar historia de producción de Recuperación Primaria y Secundaria en un pozo.
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Comienzo de la inundación con agua.
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Formación de bancos de agua y de petróleo
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Fill up ( llenado)
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Fin de la recuperación secundaria
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Factores a considerar en Recuperación Secundaria Resumen: • Bases sólidas de datos del reservorio. • Esquema de inyección consistente con naturaleza y continuidad del reservorio. • Zona productiva aislada. • Barrido volumétrico.
INYECCIÓN DE AGUA Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarentas. “Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos”[1]. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:
No debe ser corrosivo Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales. Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección. Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos. El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método. Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.
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Figura 1. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo [2 ]
Tipos de inyección Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores, tales como:
1. Inyección periférica o externa Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-petróleo.
Características: Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento. Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se encuentra el petróleo. 2. Inyección en arreglos o dispersa Se encarga de inyectar agua 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.
Características: Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.
INYECCIÓN DE GAS Fue el primer método empleado y es un proceso donde 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. Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del yacimiento. La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos. Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varia según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión. 11
Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas: Las propiedades de los fluidos del yacimiento. El tipo de empuje. La geometría del yacimiento. La continuidad de la arena. El relieve estructural. Las propiedades de la roca. Temperatura y presión del yacimiento.
Figura 2. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso [3]
Tipos de inyección La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas externa.
1. Inyección de gas interna o dispersa Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.
Características: Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor. Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento. La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.
2. Inyección de gas externa 12
Es el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.
Características: Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas. Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical. Deben tener alto buzamiento. Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área donde es inyectado el gas.
FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de i nyección de agua y de gas: Geometría del yacimiento Litología Profundidad del Yacimiento Porosidad Permeabilidad Continuidad en las propiedades de las rocas Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
RECUPERACIÓN TERCIARIA La Recuperación terciaria o Recuperación Mejorada se refiere a los diversos métodos para aumentar la recuperación de petróleo. Por ejemplo, una inyección de corriente, la inyección de dióxido de carbono, inyección del polímero, etc. Esta recuperación puede cambiar las propiedades de las rocas o inyectar gas que no es del yacimiento para mejorar la eficiencia del petróleo final recuperado. El agua normal o de inyección de gas del yacimiento no se clasifica en esta categoría. Esto se realiza normalmente después de la recuperación secundaria. Sin embargo, en algunas áreas, la recuperación terciaria puede ser iniciada después de la recuperación primaria. Típicamente sólo 30 por ciento del aceite de un pozo petrolero puede extraerse con los métodos tradicionales, por tanto, quedan enormes cantidades de petróleo por recuperar de los puntos de extracción actuales o incluso de los ya abandonados; esto se debe a que la mayor cantidad del aceite se encuentra en el medio poroso o matriz, es decir, en la roca: llámese areniscas, calizas o carbonatos, por citar algunos ejemplos. Existen tecnologías, procesos o mecanismos conocidos como: Recuperación Terciaria o Mejorada de Petróleo (EOR por sus siglas en inglés “Enhanced Oil Recovery”), cuya aplicación puede ayudar a recuperar entre 10 y 20 por ciento del petróleo original en sitio, lo cual podría parecer poco, pero resulta increíble para la industria petrolera de acuerdo con las tasas de recuperación y producción actuales. 13
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Cabe destacar que la aplicación de esta metodología depende del precio del petróleo y de las ganancias, puesto a que la tecnología empleada es muy costosa y compleja.
CLASIFICACIÓN: En la siguiente imagen se puede apreciar la clasificación gráfica de los métodos de recuperación terciaria o mejorada, la rama principal del esquema será explicada brevemente a continuación.
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· Métodos no convencionales térmicos: Son usados en crudos pesados (5 – 15 °API), aunque también se usan en crudos de hasta 45 °API. Su objetivo es disminuir la viscosidad para así aumentar su movilidad. Estos se clasifican a su vez en dos tipos: 1. Los que implican inyección de fluidos en el yacimiento: inyección de agua caliente, inyección continua de vapor e inyección alternada de vapor. 2. Los que utilizan generación de vapor en el yacimiento: drenaje por gravedad asistido con vapor y combustión in situ. · Métodos no convencionales no térmicos: Se utilizan en crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicados e crudos pesados, pero en las aplicaciones de campo se han obtenido poco éxito. Estos métodos abarcan los procesos químicos y miscibles. La sub-clasificación que en los métodos no convencionales no térmicos se presenta es l a siguiente: 1. Invasiones químicas con: polímeros, surfactantes, sustancias alcalinas, miscerales y espuma. 2. Desplazamientos miscibles: procesos de tapones miscibles, procesos con gas enriquecido, empuje con gas vaporizante, inyección alternada de agua y gas, inyección usando solventes, alcohol, dióxido de carbono o nitrógeno. 3. Empuje con gas: inyección cíclica de gas e inyección de agua carbonatada.
REFERENCIAS: [1] Inyeccion de agua. Disponible en: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/EOR107.html Facultad de Ingeniería - UBA Técnicas Energéticas - 67.56 http://www.petroquimex.com París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001.Facultad de Ingeniería - UBA Técnicas Energéticas - 67.56
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