1. Intro Met Recobro

1. INTRODUCCIÓN MÉTODOS DE

RECOBRO

Edit your company slogan

Métodos de Recobro Jorge Mario Palma B

2015

Descubrimiento

Flujo Natural

Lev. Artificial

EOR

Ubicación Estratégica

Control INJ/PROD

INTRODUCCIÓN

FACTOR DE RECOBRO

El Dr Ganesh Takur repasó los factores de recobro promedio de petróleo según el tipo de explotación:

• Producción Primaria: 15-25 %• Producción priamria Heavy Oil: 6%• Producción Secundaria: 10-15 %• Inyección de gas/CO2: 10-15%• Recuperación térmica: 70-80%

El factor de recobro de petróleo en distintos yacimientos del mundo ronda el 30 % (+- 15 % Recuperación primaria + 15 % recuperación secundaria), pero existe otro 20 al 40 % de reservas que pueden ser movilizadas y de hecho muchas regiones del mundo lo están logrando a partir de técnicas de EOR/IOR o estimulaciones térmicas. Aquí algunos conceptos extraídos de las conferencias:

MÁS DE 3 VOLÉMENES POROSOS

INYECTADO, YA NO ES VIABLE UN

PROYECTO

EL 40-84% DEL CRUDO

PERMANECE EN EL YACIMIENTO

PETRÓLEO IN SITU ORIGINAL EN EL MUNDO

fuente: https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/rankorder/rawdata_2178.txt

RESERVAS POTENCIALES

Crudos pesados: POES 4000 a 5000 GBbblsLas reservas potenciales dependen de los factores de recobro

Reservas potenciales considerables equivalen a:500 a 1000 GBBls

• Equivalente a 50-100% de las reservas mundiales convencionales• Principalmente 80% corresponden a extrapesado y bitúmenes• Principalmente 80% en Norte y Suramérica• Principalmente 90% en el hemisferio occidental (Canadá y Venezuela)• Menos del 1% ha sido producido o está bajo desarrollo activo

Datos a 2008-2010.

FUENTE. Original Oil in Place de Crudos Pesados en el mundo y en Colombia, Curso Métodos de recobro

RESERVAS DE CRUDO A NIVEL MUNDIAL

Fuente: ALBOUDWAREJ, H. et al.: “Highlighting Heavy Oil,” Oilfield Review (2006)

PANORAMA MUNDIAL

Crudo liviano30%

crudo pesado15%

crudo extra pesado25%

bitumen30%

PANORAMA EN COLOMBIA

crudo pesado y extra pesado

29%Crudo conven-cional71%

Fuente:SAAVEDRA, Néstor Fernando, ICP. Retos de la Industria de Hidrocarburos en Colombia. En: Conferencia SPE-UIS Student Chapter (2011: Bucaramanga).

PANORAMA DE RESERVAS DE CRUDO

Producción primaria88%

Pro-ducción secun-daria11%

Producción terciaria1%

Fuente:SAAVEDRA, Néstor Fernando, ICP. Retos de la Industria de Hidrocarburos en Colombia. En: Conferencia SPE-UIS Student Chapter (2011: Bucaramanga).

PRODUCCIÓN EN COLOMBIA

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 adecuado.

MÉTODOS DE RECOBRO

La explotación de un yacimiento de hidrocarburos ocurre básicamente en tres etapas. En la primera, el fluido se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el yacimiento.

MÉTODOS DE RECOBRO

• En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio, quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del yacimiento 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 OOIP. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos.

MÉTODOS DE RECOBRO

• 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. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes inyectada al yacimiento tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.

• Existen otros métodos conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debido principalmente a los costos de los aditivos químicos.

EOR EN COLOMBIA

IOR

B

E

C

D

APOZOS HORIZONTALES

FRACTURAMIENTOS

UBICACIÓN ESTRATÉGICA

DE POZOS

POZOS INFILL ESTIMULACIONES

IMPROVED OIL RECOVERY (IOR)

EOR

QUÍMICOS

SURFACTANTES POLÍMEROS

TÉRMICOS

INYECCIÓN CONTINUA

VAPOR

AGUA CALIENTE

MISCIBLES

CO2, GAS MISCIBLE, INERTES

OTROS

MICROBIALES, ELÉCTRICOS

ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)

CIS SAGD CO2

VAPOR CONTINUO POLIMEROS VAPEX


Combustión in situ (CIS) Controlled assisted pressure resin infusion (CAPRI) Steam assisted gravity drainage (SAGD) Inyección de polímeros (agua mejorada) Inyección de gases inertes High Pressure Air Injection (HPAI) Toe to heel air injection (THAI) Toe to heel waterflooding (TTHW) Toe to heel steamfloofing (THSF) Water alternating gas (WAG) Water alternating steam process (WASP) Combustion override split with horizontal wells (COSH) Inyección de miscibles Microbiales Eléctricos


COMPARAR IOR Y EOR

Qo

Np

Curva base

IOR

EOR

PROCESO NÚMERO DE CAMPOS

Recobro primario 250

Inyección de agua 19

Inyección de vapor 5

Otros 6

TOTAL 280

Fuente. MUÑOZ S, Curso Métodos de Recobro Mejorado, 2010.

PROCESOS EN COLOMBIA

AORInvolucra tanto el EOR como IOR

IORPueden realizarse en cualquier etapa de

producción: primaria, secundaria y terciaria

EORGeneralmente asociado a los métodos de recobro terciario, pueden usar métodos IOR para su

desarrollo.

ADVANCED OIL RECOVERY (AOR)

PAPERS PARA REVISAR

21

FACTORES QUE AFECTAN UN PROCESO DE RECOBRO

POROSIDAD

PERMEABILIDAD

EFECTIVA

TOTAL

ABSOLUTA

RELATIVA

EFECTIVA

SATURACIÓN DE FLUIDOS

AGUA INTERSTICIAL O CONNATA

PROPIEDADES

PETROFÍSICAS

MOJABILIDAD

PRESIÓN CAPILAR

PERMEABILIDAD RELATIVA

IMBIBICIÓN Y DRENAJE

FACTORES QUE AFECTAN UN PROCESO DE RECOBRO

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

(%)100*Vb

VmVb

Vb

Vp

Vb = Vp + Vm

Vb = Volumen total de la roca yacimiento (ft3)Vp = Volumen poroso (ft3)Vm = Volumen de la matriz (ft3)

POROSIDAD

TIPOS

GEOLÓGICA

POROSIDAD ORIGINAL

POROSIDAD INDUCIDA

INGENIERIL

POROSIDAD EFECTIVA

POROSIDAD ABSOLUTA

POROSIDAD NO

EFECTIVA

POROSIDAD

Conectada: Poros conectados por un sólo lado.

Interconectada: Poros conectados por varios lados.

Aislada: poros aislados

POROSIDAD

26

VALORES DE POROSIDAD

De acuerdo con los valores de porosidad la podemos clasificar como:

TIPO DE ROCA VALOR

ARENISCA 10 a 40%

CALIZAS Y DOLOMITAS 5 a 25%

ARCILLAS 20 a 25%

POROSIDAD VALOR

Despreciable <5%

Baja 5< <10%

Buena 10< <20%

Muy Buena >20%

Fuente: http//www.mpgpetroleum.com/images/pores2.gif

PERMEABILIDAD

• Es la capacidad que tiene la roca para permitir el flujo de fluidos a través de los poros interconectados.

• La permeabilidad (k) depende de la porosidad efectiva de la roca. Es afectada por el tipo de arcilla presente, especialmente sí hay agua, ya que algunas arcillas como la Cementita y montmorillonita se hinchan al contacto con agua y pueden taponar los poros de la roca.

Donde:

q: Tasa de flujo de fluido (cc/s)k: Permeabilidad de la roca porosa (Darcy o 0.986923μm2)A: Área transversal (cm2)μ: Viscosidad de los fluidos (cp)L: Longitud (cm)Pi: presión entrada (psig)Po: presión de salida (psig)

i oK A (P - P )q =

μ L


PERMEABILIDAD

PERMEABILIDAD

LITORLOGÍA

Grava

Arena Gruesa

Arena Mediana

Arena Fina

Arena Limosa

Arcilla Limosa

Arcilla


ROCA ÍGNEA CRISTALINA ESTRATO RICO EN ARCILLA

ARENA CUARZOSA GLACIAL

PERMEABILIDAD

PERMEABILIDAD VS. POROSIDAD

TIPOS DE PERMEABILIDAD

Permeabilidad Absoluta (K)Es la permeabilidad a una saturación de 100 % de un fluido homogéneo.

Permeabilidad Efectiva (Kw,Ko,Kg)Es la permeabilidad de la roca a un fluido particular cuando la saturación de este fluido en la roca es menor del 100 %.

Permeabilidad Relativa (krw,kro, krg)Es la relación entre la permeabilidad efectiva a una fase y al permeabilidad absoluta

Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/aut11/composito.pdf

PERMEABILIDAD RELATIVA

w oRW RO

K KK = K =

K K

• Las curvas de permeabilidad relativa representan la tasa de producción y recuperación de hidrocarburos. Por lo tanto, es de suma importancia que los datos sean lo más representativas posible. El espacio poroso del yacimiento está generalmente ocupado por dos fluidos (aceite y agua) o con tres fluidos (aceite, agua y gas). El flujo de líquido con respecto a otros fluidos es tratado por el concepto de permeabilidad relativa.

• La permeabilidad relativa se define como la proporción de la permeabilidad efectiva de un fluido a la permeabilidad absoluta de la roca.

CARACTERÍSTICAS CURVAS KR

Water

Oil

Water saturation, % PV

Rel

ativ

e Per

mea

bilit

y, F

ract

ion

0 20 40 60 80 100

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0

Water

Oil

Water saturation, % PV

Rela

tive P

erm

eability, Fra

ctio

n

0 20 40 60 80 100

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0

Mojado por agua Mojado por aceite

> 50 < 50

> 20 - 25 < 15 usualmente 10

< 50 30 - 50

< 0,3 0,5 - 1

PERMEABILIDAD RELATIVA AGUA - ACEITE

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Oil

Water

Oil Relat

ive Per

mea

bilit

y, F

ract

ion

Sw, Fraction

0 Swir

Krw(Sor)

Sor

Kro(Swir)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

Wate

r Relat

ive Per

mea

bilit

y, F

ract

ion


DRAINAGE

0 20 40 60 80 100

RE

LA

TIV

E P

ER

ME

AB

ILIT

Y, %

WETTING PHASE SATURATION, %PV

IMBIBITION

100

80

60

40

20

0

SATURACIÓN DE LA FASE MOJANTE, %VP

PERM

EABI

IDAD

REL

ATIV

A,

%

DRENAJE

IMBIBICIÓN

37


D

I

PERMEABILIDAD RELATIVA EN TRES FASES

Fuerzas

Capilares

Tensión Superficial e Interfacial

Mojabilidad

Presión Capilar

Viscosas Gravitacionales

Mojado por agua

Mojado por petróleo

Mojabilidad intermedia

Fuente: Spanish Oilfield review. Otoño de 2007. Fundamentos de mojabilidad y Escobar, Freddy Humberto, Ph.D, Fundamentos de Ingeniería de yacimientos

FUERZAS PRESENTES EN EL YACIMIENTO

PRESIÓN CAPILAR

• Las fuerzas de Pc en un yacimiento de petróleo son el resultado combinado de la tensión superficial y la tensión interfacial de la roca y los fluidos.

• Tamaño, geometría y características del sistema mojante.

• Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto existe una discontinuidad de presión. F(curvatura). Pc

• Las fuerzas superficiales de Pc se oponen o ayudan al desplazamiento de un fluido por otro.

• P no mojante > P mojante.

PRESIÓN CAPILAR

42

Hei

ght A

bove

FW

L

Water Saturation

100 % Water Saturation Water-Oil Contact

Free Water Level (FWL) 100% 0%

Oil

+ W

ater

100

% O

il

100 % Water

Swc

Transition Zone

Oil Pay Zone

ghghP owc )(144h

Pc

Presión capilar, psi

Elevación del capilar, ft

Diferencia de densidades, lb/ft3

ELEVACIÓN CAPILAR

PRESIÓN CAPILAR

𝑷 𝒄𝒂𝒈𝒖𝒂−𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 (𝑷 𝒄𝒘𝒐)𝑷 𝒄𝒘𝒐=𝑷𝒐−𝑷𝒘

𝑷 𝒄𝒈𝒂𝒔−𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆(𝑷𝒄𝒈𝒐)𝑷 𝒄𝒈𝒐=𝑷𝒈−𝑷 𝒐

𝑷 𝒄𝒈𝒂𝒔−𝒂𝒈𝒖𝒂(𝑷𝒄𝒈𝒘 )𝑷 𝒄𝒈𝒘=𝑷 𝒈−𝑷𝒘

Tensión superficial: líquido y gas.

Tensión interfacial: líquido y líquido.

Pc = F(tensión superficial e interfacial)

Sistema gas-líquido

PRESIÓN CAPILAR

HISTÉRESIS CAPILAR

• Las diferencias se deben a que el aumento y disminución del ángulo de contacto de la interface de fluidos son diferentes.

• Frecuentemente en sistemas de aceite-salmuera el ángulo de contacto o mojabilidad cambia con el tiempo.

EFECTO PERMEABILIDAD EN PRESIÓN CAPILAR

grh

cos2

rPc

cos2

RELACIÓN CON EL DIÁMETRO

www.themegallery.com

PRESIÓN CAPILAR

WW OW

Prof

undi

dad

Prof

undi

dad

Pres

ión

capi

lar

Pres

ión

capi

lar

Saturación de agua Saturación de agua

Contacto agua-petróleoContacto agua-petróleo

Pc=0, nivel de agua libre

Pc=0, nivel de agua libre

Petróleo

Petróleo

Agua

Agua

MOJABILIDAD

• Tendencia de un fluido a adherirse a la superficie de una roca en la presencia de otros fluidos inmiscibles.

• Es el principal factor en la localización, flujo y distribución de fluidos en un yacimiento.

• El fluido mojante tiende a rodear la superficie de la roca, mientras el no mojante se resiste al contacto con la superficie de la roca.

• Afecta la localización de los fluidos dentro de los poros, así mismo los mecanismos básicos de flujo de fluidos y la forma como se desplazan en el yacimiento.

• Casi imposible de observar directamente.

• Se infiere de los datos de Presión capilar y permeabilidad relativa.

MOJABILIDAD

TIPOS DE MOJABILIDAD

Mojados por agua

Mojados por aceite

No definida (mixta)

La mojabilidad puede ser cuantificada por el ángulo de contacto.

Cuando Ф < 90°, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando Ф > 90°, el fluido se denomina fluido no mojante.

En un sistema de mojabilidad intermedia el concepto de ángulo de contacto no tiene SIGNIFICADO.

a

a

TIPOS DE MOJABILIDAD

EFECTOS DE LA MOJABILIDAD

Distribución inicial del aceite

y agua

Flujo de fluidos a través del yacimiento

Rendimiento de la producción

Saturación de agua connata

Saturación de aceite residual

Resistividad de la formación

ForcedImbibition

Drainage

PC

= P

O-

PW

SWSWC Sorw

SpontaneousImbibition

10

ROCA MOJABILIDAD NEUTRA

PC

= P

O-

PW

SWSWCSorw

10

ROCA MOJADA FUERTEMENTE POR AGUA

PC

= P

O-P

W

SW Sorw

10

SWC

ROCA MOJADA FUERTEMENTE POR ACEITE

Los fenómenos de adsorción son extremadamente importantes en los métodos de recuperación mejorada.

ADSORCIÓN

Diagrama de fuerzas en el fluido

TENSIÓN SUPERFICIAL

• La superficie de cualquier líquido se comporta como si sobre ésta existe una membrana a tensión. A este fenómeno se le conoce como tensión superficial. La tensión superficial de un líquido está asociada a la cantidad de energía necesaria para aumentar su superficie por unidad de área.

• La tensión superficial es causada por los efectos de las fuerzas intermoleculares que existen en la interfase. La tensión superficial depende de la naturaleza del líquido, del medio que le rodea y de la temperatura. Líquidos cuyas moléculas tengan fuerzas de atracción intermoleculares fuertes tendrán tensión superficial elevada.

TENSIÓN SUPERFICIAL

• En general, la tensión superficial disminuye con la temperatura, ya que las fuerzas de cohesión disminuyen al aumentar la agitación térmica

• La influencia del medio exterior se debe a que las moléculas del medio ejercen acciones atractivas sobre las moléculas situadas en la superficie del líquido, contrarrestando las acciones de las moléculas del líquido

EFECTO DE LOS SURFACTANTES

• Agentes de humectación que bajan la tensión superficial de un líquido. Permiten una más fácil dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos.

• Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes• provienen de dos propiedades fundamentales de• estas sustancias:

• • La capacidad de adsorberse a las interfaces. La adsorción: es un fenómeno espontáneo impulsado por la disminución de energía libre del surfactante al ubicarse en la interface y satisfacer total o parcialmente su doble afinidad polar - no polar

• • Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas

EFECTO DE LOS SURFACTANTES

Es la relación entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresión:

L

PKNC

NÚMERO CAPILAR

Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el número capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propósito de los métodos de recuperación mejorada es aumentar el número capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro

Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ)de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante lasoperaciones de invasión con agua en un yacimiento petrolífero, la razón demovilidad se expresa como:

k

M

WO

W

O

Wow k

k

M

MM

0

,

RELACIÓN DE MOVILIDADES

0, 3

1 owMÚtil para determinar la

aplicabilidad de un proceso de recobro mejorado.

Se espera que la movilidad de los fluidos sea similar o

favorable para el desplazante.

0, 2

1 owM

MOJADO POR AGUA

MOJADO POR ACEITE

MÁXIMA

CRÍTICA

CONNATA

INICIAL

SATURACIONES DE AGUA

• Inicial: se encuentra al inicio de cualquier proceso (Swi).

• Connata: agua inicialmente depositada en el yacimiento.

• Crítica: por debajo de este valor, el agua no fluye.

• Máxima: mayor valor de saturación de agua que se podrá obtener en un proceso.

INICIAL

RESIDUAL

REMANENTE

SATURACIONES DE ACEITE

• Inicial: Presente al inicio del proceso.

• Remanente: Cantidad de aceite que aún permanece en el yacimiento durante un instante de tiempo determinado.

• Residual: La que queda una vez se ha extraído todo el crudo móvil

Espesor bruto

ESPESOR BRUTO

No considera las arcillas, ni sellos, ni formaciones

que no contribuyan al proceso de producción

ESPESOR NETO

El que realmente contribuya a la producción de

crudo. Propiedades

adecuadas para el flujo

ESPESOR NETO PRODUCTOR

EFECTO ESPESOR

<1100 Ft Yacimientos someros

8 < API < 24

<8000 Ft Yacimientos intermedios20 < API < 40

> 8000 Ft Yacimientos Profundos

35 < API < 50

8.0Fr

0.1Fr

EFECTO PROFUNDIDAD

1. Intro Met Recobro

Documents

Transcript of 1. Intro Met Recobro