MÉTODOS QUÍMICOSRecuperación secundaria y mejorada

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

Sólo el treinta 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 en los ya abandonados, esto se debe a que la mayor cantidad del aceite se encuentra en el medio poroso o matriz.

En la actualidad hay muchos operadores que ya usan o han utilizado las técnicas de recuperación mejorada con muy buenos resultados, debido a que el objetivo de extraer más petróleo con altos retornos de la inversión se ha cumplido

En la actualidad hay muchos operadores que ya usan o han utilizado las técnicas de recuperación mejorada con muy buenos resultados, debido a que el objetivo de extraer más petróleo con altos retornos de la inversión se ha cumplido

La eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:

A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.

A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.

A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas capilares.

A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas capilares.

GELES

Una de las técnicas que ha dado extraordinarios resultados es el uso de geles en un proceso conocido como :

Bloquear fracturas y arenas con altas permeabilidades, evitando así conducir el agua de manera preferencial, tanto en pozos productores como en pozos inyectores constituyendo un gran avance en las tecnologías químicas.

Bloquear fracturas y arenas con altas permeabilidades, evitando así conducir el agua de manera preferencial, tanto en pozos productores como en pozos inyectores constituyendo un gran avance en las tecnologías químicas.

Water flooding

Mejora del perfil de inyección y control de agua

PUEDEN SER INYECTADOS A LA FORMACIÓN CON DOS OBJETIVOS:

OBTURANTES BAJA VISCOSIDAD

Principalmente aplicados para mitigar los efectos de las heterogeneidades en proyectos de recuperación secundaria maduros que muestran fuerte canalización de agua.

Principalmente aplicados para mitigar los efectos de las heterogeneidades en proyectos de recuperación secundaria maduros que muestran fuerte canalización de agua.

Utilizados para mejorar la eficiencia volumétrica en la matriz heterogénea de la roca, antes de la irrupción del agua o, como complemento, después de los tratamientos con geles obturantes.

Utilizados para mejorar la eficiencia volumétrica en la matriz heterogénea de la roca, antes de la irrupción del agua o, como complemento, después de los tratamientos con geles obturantes.

El proceso en campo consiste en inyectar una mezcla del polímero y entrecruzadores disueltos en agua, y la reacción de gelificación ocurre dentro del yacimiento por efecto de la temperatura.

CRITERIO DE SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS A SER TRATADOS:

MECANISMO DE RECUPERACIÓN

Modificación de la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad en zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad.

Taponamiento de las zonas de alta producción de agua en pozos productores.

Reducción de la permeabilidad de las zonas “ladronas” en pozos inyectores, mejorando la eficiencia volumétrica, aumentando de esta manera el factor de recobro de petróleo.

Modificación de la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad en zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad.

Taponamiento de las zonas de alta producción de agua en pozos productores.

Reducción de la permeabilidad de las zonas “ladronas” en pozos inyectores, mejorando la eficiencia volumétrica, aumentando de esta manera el factor de recobro de petróleo.

ANÁLISIS DE VARIABLES

VENTAJAS Sellan completamente zonas ladronas y

fracturas.

Reducen la producción de agua (RAP).

Corrigen o previenen las ineficiencias de barrido, construyendo nuevos caminos de flujo en zonas no drenadas.

Aumentan el factor de recobro de aceite.

Mejoran de forma eficiente los perfiles de inyección.

Sellan completamente zonas ladronas y fracturas.

Reducen la producción de agua (RAP).

Corrigen o previenen las ineficiencias de barrido, construyendo nuevos caminos de flujo en zonas no drenadas.

Aumentan el factor de recobro de aceite.

Mejoran de forma eficiente los perfiles de inyección.

DESVENTAJAS

VIABILIDAD TÉCNICA

Fracturas Los yacimientos fracturados exhiben alta productividad aunado con

retos técnicos serios. El mayor reto es debido a que la permeabilidad de la fractura es mucho más grande que la permeabilidad de la matriz.

Zonas de alta permeabilidad Son mejor representadas como una unidad de flujo natural o una

capa que tienen una resistencia más baja a fluir que otras capas.

Fracturas Los yacimientos fracturados exhiben alta productividad aunado con

retos técnicos serios. El mayor reto es debido a que la permeabilidad de la fractura es mucho más grande que la permeabilidad de la matriz.

Zonas de alta permeabilidad Son mejor representadas como una unidad de flujo natural o una

capa que tienen una resistencia más baja a fluir que otras capas.

Los tratamientos con gel son uno de los perfiles de modificación más agresivos. Algunas de las situaciones donde esto ocurre se muestran a continuación.

APLICACIÓN

En México se han realizado 29 proyectos de métodos de recuperación mejorada (tanto pilotos como implementaciones) en arenas como en carbonatos, pudiendo estos últimos ser naturalmente fracturados.

Entre junio de 1985 y septiembre de 1988, se aplicaron 29 tratamientos de gel a tres formaciones en nueve campos en la cuenca Big Horn.

APLICACIÓN EN WYOMING, USA

Hasta enero de 1990, siete de estos campos habían producido 965, 000 bbl de aceite incremental. Hasta ese momento, para estos siete tratamientos, el gasto de aceite incremental era de 490 bpd. El costo de recuperar este aceite incremental era de $0.51 USD por barril.

Hasta enero de 1990, siete de estos campos habían producido 965, 000 bbl de aceite incremental. Hasta ese momento, para estos siete tratamientos, el gasto de aceite incremental era de 490 bpd. El costo de recuperar este aceite incremental era de $0.51 USD por barril.

Los 29 tratamientos fueron aplicados a 17 pozos de inyección y 12 pozos productores. Un total de 27 pozos diferentes fueron tratados.

La recuperación de estos yacimientos involucra una combinación de empuje directo y mecanismos de imbibición. El empuje por entrada de agua no es considerado un factor importante.

La producción incremental resultante de los tratamientos de gel resultó en 3.72 millones de barriles. La producción promedio de aceite incremental por tratamiento resultó en 128, 000 bbl. El costo promedio del tratamiento fue de $44,400 USD.

El costo del tratamiento incluye costos de químicos, inyección de gel y trabajos. La producción promedio de aceite incremental por libra de polímero en los geles inyectado es de 13.1 bbl. El costo del aceite incremental, en promedio, es de $0.34 USD/bbl.

Los 29 tratamientos fueron aplicados a 17 pozos de inyección y 12 pozos productores. Un total de 27 pozos diferentes fueron tratados.

La recuperación de estos yacimientos involucra una combinación de empuje directo y mecanismos de imbibición. El empuje por entrada de agua no es considerado un factor importante.

La producción incremental resultante de los tratamientos de gel resultó en 3.72 millones de barriles. La producción promedio de aceite incremental por tratamiento resultó en 128, 000 bbl. El costo promedio del tratamiento fue de $44,400 USD.

El costo del tratamiento incluye costos de químicos, inyección de gel y trabajos. La producción promedio de aceite incremental por libra de polímero en los geles inyectado es de 13.1 bbl. El costo del aceite incremental, en promedio, es de $0.34 USD/bbl.

RECUPERACIÓN DE LOS TRATAMIENTOS DE GEL

No.1 se refiere a la recuperación por inyección de agua antes de inyección de gel

No.2 se refiere a la recuperación total de aceite tanto de inyección de agua como tratamientos con gel

SE HA APLICADO EN LOS SIGUIENTES PAÍSES

CONCLUSIONES

Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación.

La recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos.

La inyección de geles representa una herramienta importante en la prevención de la canalización del agua durante la etapa de producción y durante la aplicación de procesos de recuperación secundaria en yacimientos fracturados y con zonas de permeabilidad alta.

BIBLIOGRAFÍA

Rubén Peláez Zapata – Recuperación Mejorada de Petróleo- Energía Global (Internet) – <http://www.petroquimex.com/cpanel/upload/42_11.pdf >- Consultado: 24, Octubre, 2012- págs. 1-6. Salager Jean Louis – Mérida, Venezuela- 2005- Recuperación Mejorada del petróleo (Internet) – Universidad de los Andes – Consultado: 28, octubre, 2012 - < http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf > – págs. 2-7 Briceño G. Lisett, et. al. – Caracas, Venezuela – Octubre, 2002 – Factibilidad del uso de tecnologías Dows y Tenología de Geles para el control de la producción de agua en el área 0.16 de Bitor, Bitúmenes Oricono, S.A (Internet) – Escuela de Ingeniería del Petróleo – Facultad de ingeniería - Consultado: 20, octubre, 2012 - <saber.ucv.ve/jspui/.../93/.../TESIS%20Liset%20%26%20Enrique.pdf> - págs. 71- 96 Serrano Saldaña enrique - Distrito Federal, México – 7, Mayo, 2012 – Métodos Químicos de Recuperación Mejorada – Universidad Nacional Autónoma de México – Facultad de ingeniería – Consultado: 28, Octubre, 2012 – págs.4-7