UNIVERSIDAD AUTÓNOMA

“JUAN MISAEL SARACHO”FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTESCARRERA DE INGENIERÍA DE PETROLEO Y GAS NATURAL

GRUPO : 1

“MECANISMO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS”

DOCENTE : ING. JULIO LIRA

MATERIA : RESERVORIO III

SIGLA : INP-041

UNIVERSITARIOS:

HUARACHI TASTACA EVELIN HUAYLLANI COPA PATRICIA LABRA FERNANDEZ AQUILES FERNANDEZ BALDIVIEZOJORGE LUIS

VILLA MONTES - TARIJA – BOLIVIA

2014

INDICE1. Introducción…………………………………………………………………………………………………….…….4

2.- Objetivos De La Aplicación De Los Métodos EOR…………………………………………………….4

3.- Clasificación De Los Métodos EOR………………………………………....................................4

3.1 Métodos No Convencionales No Térmicos……………………………………………………………..4

3.1.1. Invasiones Químicas……………………………………………………………………………………………..4

3.1.1.1. Invasión Con Polímeros……………………………………………………………………………………..5

3.1.1.2. Invasión Con Surfactantes…………………………………………………………………………………..5

3.1.1.3. Invasiones Alcalinas O Procesos De Inversión De Humectabilidad………………………5

3.1.1.4. Invasiones Micelares…………………………………………………………………………………………..5

3.1.1.5. Inyección De Espuma………………………………………………………………………………………….6

3.1.2. Desplazamientos Miscibles……………………………………………………………………………………6

3.1.2.1. Proceso De Tapones Miscibles ……………………………………………………………………….6

3.1.2.2. Proceso Con Gas Enriquecido O Empuje Con Gas Condensante…………………………..7

3.1.2.3. Empuje Con Gas Vaporizante O De Alta Presión………………………………………………….7

3.1.2.4. Inyección Alternada De Agua Y Gas…………………………………………………………………….7

3.1.2.5 Inyección Usando Solventes……………………………………………………………………………….7

3.1.3. Empujes Con Gas……………………………………………………………………………………………………7

3.1.3.1. Inyección Cíclica De Gas………………………………………………………………………………………8

3.1.3.2. Inyección De Agua Carbonatada…………………………………………………………………………8

3.2. Métodos No Convencionales Térmicos…………………………………………………………………….8

3.2.1. Inyección De Agua Caliente……………………………………………………………………………………8

3.2.2. Inyección Continua De Vapor………………………………………………………………………………..9

3.2.3. Inyección Alternada De Vapor……………………………………………...................................9

3.2.4. Drenaje Por Gravedad Asistido Con Vapor…………………………………………………………..10

3.2.5. Combustión In Situ………………………………………………………….....................................11

3.2.5.1. Combustión Convencional O “Hacia Adelante”…………………………………………………11

3.2.5.2. Combustión En Reverso……………………………………………………………………………………11

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3.2.5.3. Combustión Húmeda………………………………………………………………………………………..12

3.3. Métodos Térmicos…………………………………………………………………………………………………12

3.3.1. Inyección De Agua Caliente………………………………………………………………………………….12

3.3.2. Inyección Continua De Vapor……………………………………………………………………………….12

3.3.3. Inyección Alternada De Vapor……………………………………………………………………………..12

3.3.4. Drenaje Por Gravedad Asistido Con Vapor…………………………………………………………..12

3.3.5. Combustión In Situ………………………………………………………………………………………………12

3.4. Recuperación Natural…………………………………………………..........................................12

3.5. Recuperación Primaria……………………………………………………………………………………………13

3.6. Recuperación Secundaria………………………………………………………………………………………14

3.7. Mantenimiento De Presión…………………………………………………………………………………….14

3.8. Recuperación Terciaria (Recuperación Mejorada )………………………………………………….14

3.9. Sistema De Recuperacion Mejorada……………………………………………………………………….17

Mantenimiento De Presión…………………………………………………………………………………….…….18

Recuperación Secundaria………………………………………………………………………………………………18

Recuperación Terciaria………………………………………………………………………………………………….18

3.10.- Diferencia Entre Recuperación Secundaria Y Mantenimiento De Presión……………18

3.11. Aspecto De Aplicación Y Economia En La Recuperacion Mejorada……………………….19

3.12.- Importancia Actual De La Recuperacion Mejorada………………………………………………19

3.13.- Factores Que Establecen Una Recuperacion Econimicamente Y Tecnicamentente

Recuperable………………………………………………………………………………………………………………….20

3.13.1 Recuperacion Terciaria……………………………………………………………………………………….20

3.13.1.1 Desplazamiento Termal……………………………………………………………………………………20

3.13.1.2 Recuperacion Por Inyeccion Quimica………………………………………………………………21

3.13.1.3 Recuperacion Con Inyeccion Miscible……………………………………………………………..21

3.14.- Determinacion De La Recuperacion Bajo Operación De Inyeccion……………………….22

4. Conclusiones……………………………………………………………………………………………………………..23

5.- Bibliografia…………………………………………………………………..............................................23

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“MECANISMO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS”

1. INTRODUCCION.-

Métodos de recuperación mejorada (EOR)

Se estima que para el año 2020, EOR representará el 50% de la producción mundial. De estos métodos, los térmicos son utilizados para los crudos pesados, mientras los no térmicos para crudos livianos.Venezuela está programando el inicio de proyectos de inyección de nitrógeno en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen laboratorios integrados de campo.

2.- OBJETIVOS DE LA APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS EOR.

“Después de la producción primaria y, posiblemente, de la inyección de agua, una cierta cantidad de petróleo denominada petróleo remanente, queda en la roca yacimiento y permanece irrecuperable. Teóricamente en una roca humectada por agua, todo el petróleo puede ser desplazado por la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es suficientemente alto. En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también de la razón de movilidad”. [ 1]

3.- CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS EOR

Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.

Se han propuesto también métodos EOR los cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. De igual manera se han sugerido y probado muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.

3.1 MÉTODOS NO CONVENCIONALES NO TÉRMICOS

3.1.1. Invasiones químicas:

Involucran materiales como polímeros,surfactantes, alcalinos, micelares y espuma.

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3.1.1.1. Invasión con polímeros.

La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido mas completo que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de empuja como en la inyección de agua convencional.

3.1.1.2. Invasión con surfactantes.

El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la segregación por la gravedad.

Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté 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 formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.

3.1.1.3. Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad

La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento.

3.1.1.4. Invasiones micelares.

La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos.

La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un

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preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y esta formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un

alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.

3.1.1.5. Inyección de espuma.

Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad 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 líquido solos. La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros mas grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones mas permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.

3.1.2. Desplazamientos miscibles.

Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha 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 y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases.

3.1.2.1. Proceso de tapones miscibles

Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. La figura 1 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.

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3.1.2.2. Proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante

En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas. Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.

3.1.2.3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión

Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible.

3.1.2.4. Inyección alternada de agua y gas

Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.

3.1.2.5 Inyección usando solventes

Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que se empleo para extraer petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extracción del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

3.1.3. Empujes con gas

La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. A continuación se explican algunas de estas técnicas:

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3.1.3.1. Inyección cíclica de gas

En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.

3.1.3.2. Inyección de agua carbonatada

Como se representa en la figura 2, este proceso consiste en introducir dióxido de carbono al agua que se inyecta, con la finalidad de reducir la viscosidad y facilitar la movilidad. Para remover el agua carbonatada se inyecta agua al final.

3.2. Métodos no convencionales térmicos

Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de EOR en Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos.

A continuación se describen brevemente los distintos métodos de recuperación térmica:

3.2.1. Inyección de agua caliente

Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura.

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Figura 3. Inyección de agua caliente [4]3.2.2. Inyección continua de vapor

Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen abiertos.

3.2.3. Inyección alternada de vapor

Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la formación. Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de producción hasta que este deje de ser económicamente rentable. A este proceso también se le denomina Inyección cíclica de Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela accidentalmente en 1957 en una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande.

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El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte de del yacimiento.

3.2.4. Drenaje por gravedad asistido con vapor

Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. A continuación el la Figura 5 se muestra un esquema del proceso:

Figura 5. Proceso de drenaje por gravedad asistido por vapor [6 ]

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3.2.5. Combustión in situ

Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continua con la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión”[7], lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo. Según Carol Marzuola[8], (VenEconomía Vol.20 No. 10, Julio 2003) este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de combustión:

3.2.5.1. Combustión Convencional o “hacia adelante”

La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas. Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el depósito de las fracciones mas pesadas, en esa misma zona existe una segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente y que la tasa de producción sea más elevada.

3.2.5.2. Combustión en reverso

Según Berry y Parrish [10] , la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente del aire, a donde exista mas concentración de oxigeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo que ocurra la reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir fácilmente hacia los productores. Es utilizado en petróleos viscosos.

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Figura 7. Proceso de combustión en reverso [11]

3.2.5.3. Combustión húmeda

Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo frió se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo se mueva mas fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa de inyección del aire.

3.3. Métodos térmicos

3.3.1. Inyección de agua caliente: La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes.

3.3.2. Inyección continua de vapor: consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente

3.3.3. Inyección alternada de vapor: Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo y finalmente se abre a producir.

3.3.4. Drenaje por gravedad asistido con vapor: Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento y esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.

3.3.5. Combustión in situ: se quema un 10% del petróleo en el yacimiento para que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo.

3.4. Recuperación naturalEl comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciada por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado.

La explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento. Mientras que para la Recuperación Mejorada contempla métodos térmicos químicos y la inyección de gases.

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En este trabajo se presenta un análisis de inyección de gas amargo como alternativa de explotación bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo.

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

3.5. Recuperación primaria

La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansión de la roca y el fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas o bien drene gravitacional, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional denominado exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz a la fractura.

Durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada.

Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones.

Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecánico, neumático y electrocentrífugo, los cuales permiten ayudar a vencer las caidas de presión y mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción comprometida.

Si aún así, ya con un sistema de producción implantado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión ,ó bien , de desplazamiento.

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3.6. Recuperación secundaria

Para evitar que la presión del yacimiento caiga por debajo de los niveles requeridos para llevar los fluidos al pozo a través del medio poroso, se requiere implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada, según las características de cada yacimiento.

La recuperación secundaria es toda actividad encaminada a una recuperación de hidrocarburos adicional a la que se obtendría con la energía propia del yacimiento (producción primaria), impartiendo al yacimiento la restitución de la energía de desplazamiento de aceite en la formación productora.La recuperación secundaria básicamente consiste en la inyección de agua en el acuífero o la inyección de un gas natural en la cima de la estructura, con el propósito fundamental de mantener la presión o, bien, de desplazar los hidrocarburos de la zona de aceite, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y productores.

Comúnmente, esta energía se imparte al yacimiento en forma mecánica, la energía en forma mecánica se suministra al yacimiento cuando se inyectan a éste fluidos líquidos o gaseosos que desplazarán al aceite remanente en el yacimiento.

3.7. Mantenimiento de presión:

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

3.8. Recuperación Terciaria (Recuperación Mejorada ):

Los procesos de Recuperación Mejorada surgen como una alternativa para incrementar la recuperación de hidrocarburos, modificando las características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre ellos.

La Recuperación Mejorada se fundamenta principalmente en técnicas sofisticadas en la operación; suele ser de alto costo, pero muy efectivas, así pues, la Recuperación Mejorada de hidrocarburos se define como la producción de aceite, mediante la inyección de un fluido que, además de desplazar el aceite, modifica favorablemente los mecanismos de recuperación de hidrocarburos.

Las técnicas pueden ser aplicadas en cualquier etapa durante la explotación del yacimiento; de hecho, existen formaciones que por sus características geológicas y petrofísicas, sólo pueden ser explotadas mediante técnicas de Recuperación Mejorada.

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La Recuperación Mejorada , llamada también recuperación terciaria, queda descrita por procesos térmicos, inyección de gas miscible e inmiscible y los químicos; para cada uno de éstos se tiene una amplia gama de procesos de aplicación, los cuales deben ajustarse y ser acordes a las características del yacimiento en el que se quiera implantar.

Así, por ejemplo, en un desplazamiento inmiscible en un medio poroso y permeable, las fuerzas viscosas tienden a movilizar el aceite mientras las fuerzas capilares tienden a atraparlo. Así, la filosofía de la Recuperación Mejorada se basa precisamente en modificar las características de los fluidos a fin de disminuir efectos capilares e incrementar la movilidad del fluido desplazado, disminuyendo aquélla del fluido desplazante.

En la actualidad la formulación de proyectos integrales de inversión, se inicia desarrollando los estudios integrales de yacimientos y proponiendo la realización de proyectos tendientes a maximizar el valor económico de las reservas a largo plazo, a través de la optimización de esquemas de explotación.

Con base en la integración, selección, procesamiento y análisis de la información disponible de los campos, es posible por medio de tecnología sofisticada, reproducir la historia de presión producción del campo, así como su comportamiento futuro hasta su abandono, conceptuar diferentes escenarios para la optimización del esquema de explotación, identificar las opciones de inversión referidas al desarrollo del campo, instalar sistemas artificiales de producción, optimizar la infraestructura existente y prever la implantación de un proceso de recuperación secundaria y mejorada de hidrocarburos, que permitirá incrementar significativamente los factores de recuperación de los yacimiento petroleros que existen en nuestro país.

En la implantación de los esquemas de explotación, previo estudio hecho al campo, existen, como ya mencionamos anteriormente, variados factores que juegan un papel determinante en la selección de la alternativa económicamente más atractiva, esto incluye factores tales como:

El tipo de roca y las características que tienen mayor influencia sobre el esquema de explotación, es sin duda, la porosidad, que en realidad representa la capacidad de almacenamiento de los fluidos y ésta puede ser intergranular o secundaria; la permeabilidad, propiedad que representa el grado de comunicación de los espacios porosos de la roca; otro factor importante es también el fluido del yacimiento, el cual define qué tipo de yacimiento se tiene y cuál será el mejor esquema a diseñar, ex profeso para él, y el último factordeterminante, es el fluido de inyección que será introducido al yacimiento, fluido que será regido por su disponibilidad.

La selección del fluido a inyectar, ya sea para mantener la presión del yacimiento, desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, se llevará a

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cabo con base en el análisis de la interacción molecular entre el fluido inyectado y los hidrocarburos que constituyen la reserva.

Este análisis está fundamentado mediante al análisis de laboratorio que se realiza para observar la compatibilidad de fluidos y básicamente este fluido a inyectar debe garantizar que la roca sea mojable preferentemente por este fluido, para obtener mayor eficiencia de desplazamiento; además, el fluido inyectado no provoque al entrar en contacto con los hidrocarburos, rompimiento de estructuras moleculares que den como consecuencia la depositación de sólidos, asfaltenos o parafinas, lo que ocasionaría el bloqueo de los canales naturales de flujo del yacimiento. Adicionalmente el análisis del fluido de inyección en el laboratorio, de preferencia no debe mostrar el fenómeno de difusión con el aceite del yacimiento, ya que esto provocaría su temprana irrupción en los pozos productores.

La estrategia que se ha establecido en la industria petrolera mexicana es con el único objetivo de recuperar las reservas de los principales yacimientos petroleros mediante la aplicación de sistemas artificiales y procesos de recuperación secundaria y mejorada. Esta estrategia está alineada a los criterios científicos, tecnológicos y de mercado, apoyados principalmente con el personal técnico capacitado para la realización, supervisión y validación de los estudios para elproceso a implantar en un campo. Los análisis requeridos y la aplicación de tecnologías de vanguardia en las principales ramas de esta actividad, constituyen elementos que deben formar parte integral de la estrategia de explotación al campo.

En la figura 7 podemos observar los procesos de recuperación que están considerados como convencionales y de Recuperación Mejorada, dentro de esta última, también llamada recuperación terciaria, tenemos la de inyección de gas miscible o, bien, inmiscible, dentro de los que cabe la inyección de hidrocarburos, CO2, nitrógeno y gas de combustión.

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3.9. SISTEMA DE RECUPERACION MEJORADA.-

El mejoramiento de recuperación final se logro básicamente incrementando manteniendo la energía natural más predominante de cada yacimiento.

Este objetivo puede lograrse por uno de los elementos siguientes:

1- Contrarrestando la caída de presión o energía en los yacimientos, mediante el mantenimiento de presión en el reservorio en su máximo valor posible en la inyección de gas o agua.

2- Reemplazando las fuerzas naturales de desplazamiento de yacimientos con energías más eficientes o empujes como el gas con empuje de gas inyectado o el empuje de agua inyectado (recuperación secundaria).

3- Inyectado al yacimiento sustancias que normalmente no están presentes y que pueden generar cambios en la propiedad de flujo en el petróleo y condensado.

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Todos los métodos involucrados anteriormente mencionados del punto 1 se conocen como “Sistemas de Mantenimiento de Presión”.Los del punto2 como “Sistemas de Recuperación Secundaria”.

Y los del punto 3 como “Métodos de Recuperación Terciaria” inyectando productos químicos.

MANTENIMIENTO DE PRESIÓN.-

• Inyección de gas en el casquete de gas para lograr máxima recuperación por drenaje gravitacional.

• Inyección de agua, para lograr mejorar un inadecuado o débil influjo natural de agua.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA.- (BOLIVIA PRODUCE CON ESTOS MÉTODOS)

• Inyección de agua• Inyección de gas

RECUPERACIÓN TERCIARIA.-

Consiste en inyectar al reservorio sustancias que no son compatibles con el fluido del reservorio.

• Inyección miscible (se inyectan productos miscibles el flujo debe mezclarse con el reservorio).• Inyección de CO2 (recomendable después de inyección de agua).• Inyección de aditivos químicos (después de inyección de agua o polímeros).

• Proceso de micro imbulcion o petróleo soluble (después de la inyección de agua).• Inyección de vapor de agua.• Inyección de gas enriquecido.• Combustión in-situ (recuperación térmica).• Inyección de nitrógeno gas en combustión.

3.10.- DIFERENCIA ENTRE RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MANTENIMIENTO DE PRESIÓN.-

Si bien la base de casi todos los procesos de recuperación secundaria y mantenimiento de presión es prácticamente casi del fluido la diferencia radica en la planificación operativa y objetivo general.

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En efecto mientras que en la recuperación secundaria, diseño, calculo, distribución de pozos inyectores y sistema de inyección están diseñados para incrementar la energía del yacimiento, desplazar el petróleo y dirigirlos hacia los pozos productores para facilitar su recuperación en el mantenimiento de presión como su nombre lo indica, el diseño y operación de los pozos productores tiene como único objetivo mantener la energía de presión en el gas.

3.11. ASPECTO DE APLICACIÓN Y ECONOMIA EN LA RECUPERACION MEJORADA.-

Los factores más importantes son los siguientes en determinar las condiciones óptimas y periodo de aplicación de producción de fluidos.

• Viscosidad Del Petróleo En El Yacimiento.- Es deseable tener una viscosidad mínima del petróleo que puede existir en el periodo de punto de burbujeo.

• Saturación De Gas Libre En La Zona De Petróleo.- En este caso se dan 2 situaciones:

1. Para inyección de agua es deseable tener una saturación de gas equilibrada posiblemente alrededor de 10% y esto puede ocurrir a presiones menores del punto de burbujeo.2. Para inyección de gas es deseable tener una saturación de gas mínima o cero en la zona de petróleo.

Esto puede obtenerse a una presión yacimientos mayores al punto de burbujeo.• Costo del equipo de inyección.- Es una función de la presión del yacimiento, pues a altas presiones, el costo del equipo se incrementa, de tal caso es recomendable la inyección a más baja presión del reservorio. La definición del movimiento oportuno de todos los factores, que tienden en cada caso, a una optimización técnica y económica de la recuperación final.

3.12.- IMPORTANCIA ACTUAL DE LA RECUPERACION MEJORADA.-

De una análisis estadístico sobre los alcances del la recuperación mejorada se tiene en EEUU en 1982 de un 45% de su producción correspondía a recuperación mejorada, solo un 15% a la recuperación primaria.

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

• Incremento cada vez mayor del costo de exploración.• Cada vez es más difícil y cara secuencia de grandes yacimientos.• La gran declinación de la producción primaria que refiere una rápida y alta inversión.

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3.13.- FACTORES QUE ESTABLECEN UNA RECUPERACION ECONOMICAMENTE Y TECNICAMENTE RECUPERABLE.-

• Eficiencia de desplazamiento (viscosidad, fuerza capilar y el fluido inyectable, porosidad, permeabilidad,mojabilidad etc.)

• Eficiencia del barrido.• Parámetros económicos, monto de reserva de petróleo.• Costo para conducir la operación.• Precio del petróleo.

3.13.1 RECUPERACION TERCIARIA.- comprende 3 grupos tecnologicos • Desplazamiento TERMAL (se refiere a meter calor)• Desplazamiento QUIMICO (se refiere a meter químicos)• Desplazamiento MISCIBLE (se refiere a introducir algún fluido para que se mezcle con el petróleo y salga)

3.13.1.1 DESPLAZAMIENTO TERMAL.-

El desplazamiento termal consiste básicamente en inyectar vapor al pozo que puede tener petróleo pesado de alta viscosidad.Luego de más días de cierre, abrirlo para producir petróleo menor viscosidad debido a que la alta temperatura reduce la viscosidad.

La recuperación termal es una de las técnicas más comunes de la recuperación terciaria que genera cerca del 70% de la producción del petróleo en los EEUU, esta técnica se utiliza mayormente con reservorios donde el petróleo es pesado y altamente viscoso.

Este procedimiento consiste básicamente en inyectar vapor de agua por medio de un pozo productor hacia un reservorio, luego el pozo es cerrado por varios días. El calor de vapor actúa en el reservorio reduciendo la viscosidad del petróleo y facilita su flujo cuando el pozo es abierto.

Hay tres métodos de inyección termal:1. Estimulación por “fase vapor”, donde el vapor es inyectado al pozo inyector por dos o tres semanas. El pozo es cerrado por algunos días luego es puesto en producción.2. La “inyección de vapor” se aplica en forma similar a la inyección de agua. Un arreglo de pozos productores e inyectores es estabilizado cuando se inyecta vapor a ciertos pozos, el petróleo es reducido de los pozos adyacentes.3. La combustión “in-situ” es un proceso en el cual el petróleo en el yacimiento es encendido y el aire es inyectado para ayudar al proceso de combustión.4. El aire continuo en su inyección para que el “frente de combustión” avance hasta el pozo producto, de la misma forma que el fuego de un cigarrillo avanza cuando el fumador fuma.

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El calor induce cambios en la formación y en el petróleo, luego favorece en gran medida a la recuperación final.

3.13.1.2 RECUPERACION POR INYECCION QUIMICA.-

Básicamente está diseñado para mejorar los resultados de una simple inyección de agua.Se efectúa en dos sistemas:a) Haciendo “más móvil” el petróleo entrampado.b) Haciendo “más efectivo el barrido” el frente de agua inyectado para la movilización de petróleo entrampado se puede lograr en porosidades complejas con el empleo de agentes sulfactantes caustico.

-Los agentes químicos reducen las fuerzas capilares entre el petróleo y la roca reservorio saturado de agua intersticial, liberando el petróleo”pegado” en el reservorio.

-La eficiencia del barrido se logra con polímeros que facilitan el avance de agentes químicos y agua inyectada evitando los canales a pozos que se forman atravez de zonas mas que atrás maneras complicación directamente

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

3.13.1.3 RECUPERACION CON INYECCION MISCIBLE.-

-La tercera categoría usa sustancias miscibles los cuales pueden disolverse mutuamente.

-El desplazamiento miscible involucra la inyección de un líquido o gas que forma una solución en el petróleo en la formación, la mezcla de la resultante puede ser dirigida atreves de la formación recuperando de esta manera mucho de petróleo existente en el reservorio.

-La inyección del CO2 es el proceso miscible más comúnmente usado en todas partes donde se aplica recuperación terciaria y en los EEUU genera un 98% de petróleo recuperado por inyección miscible.-otros agentes que se usan es el gas natural, solventes, hidrocarburos refinados, alcoholes.

Otros fluidos miscibles que se usan son:• Gas natural.• Gas inerte.• Alcoholes.• Hidrocarburos refinados.• Gases de congestión.

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3.14.- DETERMINACION DE LA RECUPERACION BAJO OPERACIÓN DE INYECCION.-

En la evaluación del volumen de petróleo a ser recuperado de un reservorio por medio de la inyección de fluidos que requiere las siguientes secuencias de cálculos de trabajos:

1. Determinar el volumen de petróleo original de yacimiento.Volumen In-Situ, mediante: • Método volumétrico.• Balance de materiales.2. La recuperación por agotamiento primario que se obtiene al inicio de cualquier inyección.3. La saturación del petróleo al iniciar la inyección y al saturación residual de petróleo después del proceso de desplazamiento y como se distribuye en todo el yacimiento.4. La fracción del yacimiento que será barrido por el agua o gas, etc.5. Los caudales de inyección y producción.

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4. CONCLUSIONES La recuperación primaria puede ser una opción, incluso para crudos muy

pesados, si en el yacimiento existen condiciones que lo permitan. La inyección de agua y el mantenimiento de presión puede ser aplicable en

algunos tipos de crudos pesados menos viscosos, pero la mayor parte de la recuperación ocurre con altos cortes de agua y el incremento en la recuperación es usualmente marginal en comparación con la recuperación mejorada con vapor.

Las innovaciones tecnológicas han incrementado las aplicaciones de recuperación primaria e inyección de agua en yacimientos de crudo pesado.

La aplicación efectiva de innovaciones tecnológicas en operaciones de recuperación mejorada por inyección de vapor provee beneficios económicos significativos.

5.- BIBLIOGRAFIA Loreto M. E. “Apuntes de Recuperación Secundaria”. Facultad de Ingeniería, U. N. A. M. 1976 Magdalena de parís, inyección de agua y gas en yacimiento Jean-Louis Salager, Recuperación Mejorada del Petróleo Amyx J. W., Bass D. M. Jr., and Whiting R. L. “Petroleum Reservoir Engineering”. J. P. T. Octubre, 1960.

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