Mecanismos de Produccion de Petroleo
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MECANISMOS DE PRODUCCION
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Presentacion que resume de forma muu clara los tipos de mecanismos que se utilizar para producir petroleo de un reservorio.
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MECANISMOS DE PRODUCCION
INTRODUCCION
El 85 % de la producción mundial de petróleo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35 % del petróleo en situ.
Este porcentaje de recobro es aún muy bajo y para incrementarlo se han desarrollado nuevas técnicas ó nuevos métodos de recobro mejorado de petróleo (EOR), estos en su mayoría incluyen la inyección de un fluido, gas ó liquido dentro del yacimiento.
INTRODUCCION
La inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta la fecha es el proceso que más ha contribuido al recobro extra de petróleo.
Se considera que después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento mas del 50% de petróleo original en situ.
PRODUCCION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdividida en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente estas etapas describen la producción de un reservorio como una secuencia cronológica.
PRODUCCION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento.
La secundaria, que es prácticamente sinónima de inyección de agua, usualmente implementada después de la declinación primaria ( inyección de agua y la inyección de gas). Este tipo de recuperación resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua ó gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores.
PRODUCCION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
La terciaria, es la que se obtiene después de la inyección e agua ( o cualquier otro proceso secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases inmiscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después que un proceso secundario se vuelve no rentable.
La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica es que en muchas operaciones de producción de los reservorios no se llevan a cabo en el orden especificado.
PRODUCCION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
Un ejemplo de este caso es la producción de petróleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo es suficientemente viscoso, no podrá fluir a tasas económicas mediante empujes de energía natural, de tal forma que a producción primaria sería insignificante; tampoco la inyección de agua sería factible, por lo que la energía térmica será la única forma para recuperar una cantidad apreciable de petróleo.
PRODUCCION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
El término de “recuperación terciaria” ha caído en desuso en la literatura de la ingeniería de petróleo y más bien se habla de métodos EOR la cual es la más aceptada.
Los métodos de recobro de petróleo se clasifican en convencionales y en procesos EOR. En la figura 1 se muestra en detalle cada uno de los procesos.
PRODUCCION PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA
Recuperación primaria
Recuperación secundaria
TérmicosInyección de agua caliente
Inyección cíclica de vapor
Inyección continua de vapor
Combustión
Electromagnetismo
Inyección de agua y/o gas
Recuperación terciaria
Mantenimiento de presión
Gases Miscibles e inmisciblesHidrocarburos
Nitrógeno
Gases inertes
CO2
QuímicosPolímeros
Surfactante
Espumas
OtrosBacterias
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA
La recuperación primaria resulta de la utilización de las fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores. Tales fuentes: el empuje por agua, el empuje por gas en solución, la expansión de la roca y fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.
EMPUJE POR AGUA
Un reservorio con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el reservorio una roca porosa saturada con agua llamada acuífero.
EMPUJE POR AGUA
El agua en un acuífero se encuentra comprimida, pero a medida que la presión del reservorio disminuye debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite reservorio-acuifero.
EMPUJE POR AGUA
En algunos reservorios con empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y 50% del petróleo original en situ (POES).
La geología del reservorio, la heterogeneidad y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro.
La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa información geológica.
EMPUJE POR AGUA
Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del reservorio, se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplementar su energía natural.
100
Petróleo producido (% petróleo en sitio)
Pre
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(%p
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100
80
80
60
60
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40
20
200
0
Empuje por agua
Empuje por capa de gas
Empuje por gas en solución
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del reservorio disminuye, debido a la extracción de fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del reservorio hacia los pozos productores.
La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del reservorio.
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
Los factores de recobro bajo este mecanismo son bajos, en el orden de un 10 a un 30% del POES, debido a que el gas en el reservorio es mucho mas móvil que la fase petróleo.
Cuando la presión declina, el gas fluye más rápido que el petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del reservorio, esto se nota en el incremento de las relaciones gas-petróleo (RGP). Estos reservorios son excelentemente candidatos para la inyección de agua.
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS
Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del reservorio.
Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del reservorio se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos.
La presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo.
EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS
Una vez se llegue a la presión de burbujeo, el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos.
Estos reservorios son muy buenos candidatos para someterlos a inyección con agua con el fin de mantener la presión alta y lograr incrementar la recuperación de petróleo.
EMPUJE POR CAPA DE GAS
Cuando un reservorio posee una capa de gas muy grande, existe una gran cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del reservorio.
Reservorios con una capa de gas muy grande realmente no son muy buenos candidatos para inyección de agua, mas bien se usa inyección de gas en la capa de gas o una inyección simultanea.
EMPUJE POR CAPA DE GAS
EMPUJE COMBINADO DE INYECCION DE GAS Y AGUA
DRENAJE POR GRAVEDAD
Se puede considerar como un método primario de recobro en reservorios con un gran espesor que tengan una buena comunicación vertical y posean un alto buzamiento.
Este es un proceso lento ya que el gas debe migrar a la parte mas alta de la estructura para llenar el espacio ocupado del petróleo y crear una capa secundaria de gas
Características de los mecanismos de producción primaria.
Mecanismo Presión del Yto
RGP Producción de agua
Eficiencia
Empuje por agua
Permanece alta, sensible a las tasas de O, W y G
Permanece baja si P es alta
Aumentan apreciablemente
35 a 80%Prom 50%
Empuje por gas en solución
Declina rápida y continuamente
Primero baja, luego sube y cae nuevamente
Ninguna 5 a 35 %Prom 20%
Expansión de la roca y de los fluidos
Declina rápida y continuamente
Permanece baja y constante
Ninguna 1 a 10%Prom. 3%
Empuje por capa de gas
Cae suavemente y continuamente
Aumenta continuamente
Ausente o insignificante
20 a 40%Prom. >25%
Drenaje por gravedad
Declina rápida y continuamente
Permanece baja y alta de acuerdo al buzamiento
Ausente ó insignificante
40 a 80%Prom. 60%
