FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLAMONTES

RESERVORIO III|

U. A. J. M. S. MECANISMOS DE RECUPÉRACION MEJORADA

Elaborado por:

DOUGLAS CRISTIAN PACHECO QUISBERT MARILDA ESTEFANIA VEGA CADENA EVELIN HUARACHI TASTACA AQUILES MEO DE LA TORRE LABRA XIOMARA MERIDA

i

INDICE

INDICE .......................................................................................................................................... i

INTRODUCCION. .......................................................................................................................... 1

OBJETIVOS. ................................................................................................................................. 1

RECUPERACIÓN SECUNDARIA. ..................................................................................................... 2

INYECCIÓN DE AGUA......................................................................................................................3

Comienzo De La Inyección De Agua:...........................................................................................4

Formación De Bancos De Aguay De Petróleo:............................................................................4

Fin De La Recuperación Secundaria:...........................................................................................5

Inyección De Agua A Través De Patrones De Inyección..............................................................6

INYECCIÓN DE GAS.........................................................................................................................8

Características, Ventajas Y Desventajas De La Inyección De Gas:..............................................9

TIPOS DE INYECCIÓN....................................................................................................................10

1. Inyección De Gas Interna O Dispersa..............................................................................10

2. Inyección De Gas Externa................................................................................................10

FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS....................11

RECUPERACIÓN MEJORADA O TERCIARIA. ................................................................................. 11

VENTAJAS GENERALES DEL MANTENIMIENTO DE PRESIÓN MEDIANTE LA INYECCIÓN DE

FLUIDOS. ................................................................................................................................... 12

|

i

|

12MECANISMOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA

INTRODUCCION.

Se conoce como recuperación mejorada de crudo, a todos los procesos que incrementen económicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y/o energía yacimiento, además de los métodos no convencionales o métodos químicos. Existen diferentes tipos o métodos, pero todos están basados en unos principios fundamentales, y su aplicación depende más que de estos principios, de las características particulares de cada yacimiento. De nada le serviría a un ingeniero los conocimientos que pueda adquirir en esta materia, sino desarrolla un buen manejo de los criterios de aplicación, pues cada yacimiento responderá de acuerdo al grado de certeza con que sea seleccionado el método que le corresponde y en virtud de ello se obtendrá un mejor factor de recobro de sus reservas recuperable.

OBJETIVOS.

Describir los principales procesos de recuperación mejorada de crudo, utilizados en la industria petrolera, para obtener el máximo recobro de petróleo técnica y económicamente factibles en yacimientos productores de hidrocarburos con el propósito de minimizar el crudo residual

|

12

RECUPERACIÓN SECUNDARIA.Este proceso de recuperación agrega energía a la que naturalmente contiene el yacimiento con el fin de proveer un empuje adicional al yacimiento mediante la inyección de fluidos en forma inmiscible (gas, agua y combinación agua-gas).

Al implementar un proceso de recuperación secundaria se busca reemplazar, total o parcialmente, un mecanismo primario por uno secundario, basado en un desplazamiento inmiscible. La efectividad y rentabilidad de este reemplazo, en cualquier etapa de la vida productiva del yacimiento, determina el momento óptimo para iniciar un proceso de inyección de fluidos.

Generalmente, en yacimientos convencionales que gozan de una buena administración, se podrían esperar factores de recuperación en el rango de menos de 50 a 65 por ciento del volumen original.12

|

12Existen otros autores que consideran que el valor esperado para el factor de recuperación, después de la recuperación secundaria, puede ser más conservador, al estar en un rango de entre 30 y 50 por ciento.

INYECCIÓN DE AGUA.La inyección de agua es el método que ha sido más usado como recuperación secundaria. Esta tecnología abarca ampliamente las áreas de ingeniería de yacimientos e ingeniería de producción. Los ingenieros de yacimientos son responsables del diseño de la inyección de fluidos inmiscibles, la predicción del comportamiento y la estimación de la reserva a considerar en este proceso. La ingeniería de yacimientos comparte la responsabilidad con la ingeniería de producción para la implementación, operación y evaluación del proyecto de inyección.

En las Tablas 3a y 3b se describen los principales tipos de inyección de agua y de gas inmiscible, así como algunas características importantes, ventajas y desventajas de los métodos de recuperación secundaria.

Tabla 3a

Características, ventajas y desventajas de la inyección de agua.

Tipo de Inyección Características Ventajas DesventajasPeriférica o tradicional(externa)

• La inyección es en el acuífero, cerca del contacto agua aceite• No se requiere buenadescripción del yacimiento y/o la estructura de mismo favorece la inyección

• No requiere de la perforación de pozos adicionales, son pocos pozos• No requiere buenadescripción del yacimiento• Recuperación alta de aceite con pocas producción de agua• Reducción de costos por el manejo de agua

• No se utiliza toda el aguainyectada para desplazar al hidrocarburo• No es posible lograr unseguimiento detallado delfrente de invasión• Puede fallar por malacomunicación entre laperiferia y el centro delyacimiento• La recuperación de la invasión es a largo plazo por lentitud de proceso

Dispersa o en arreglos(interna)

• El agua se inyecta dentro de la zona de aceite• Se emplea en yacimientos con poco buzamiento y una gran superficie• A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre pozos productores

• Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos• Rápida respuesta delyacimiento• Elevadas eficiencias debarrido• Buen control de frente de invasión• Disminuye el efecto

• Requiere una mayor inversión en comparación con la inyección externa• Exige un mayor seguimiento y control, debido a que es más riesgosa• Exige mayor seguimiento ycontrol, por lo que requieremayor cantidad de recursos humanos

|

12negativo de las heterogeneidades

Comienzo De La Inyección De Agua:

|

12Formación De Bancos De Aguay De Petróleo:

|

12Fin De La Recuperación Secundaria:

Inyección de Agua a Través de Patrones De Inyección.

La industria encontró rápidamente que esta era una mejor manera de inyectar energía a los

yacimientos, a través de la inyección de agua y obteniendo resultados más rápidos y al mismo

tiempo más rentables.

El objetivo en estos casos, es intercalar pozos inyectores con pozos productores, de diversas

maneras, entre las que se encuentran:

Empuje por línea directa.

Se trata de colocar una línea de inyectores y una línea de pozos productores y así desarrollar todo

el campo. Cada pozo inyector tiene enfrente un pozo productor.

|

12 Empuje a través de un patrón de cinco pozos.

En este caso, se tiene un pozo productor rodeado de cuatro pozos inyectores. El campo completo

se desarrolla alrededor de este patrón de pozos. Similar a este patrón de inyección pueden existir

otros como de cuatro, siete o nueve pozos.

Empuje por línea de pozos perforados de manera escalonada (staggered).

En esta situación se tiene una línea de pozos inyectores que no coincide exactamente con una

línea de pozos productores, sino que estos últimos están desplazados la mitad de un

espaciamiento. Es decir, cada pozo inyector queda orientado de manera que inyecta a la mitad

entre dos pozos productores. Ver Gráfica.

|

12

INYECCIÓN DE AGUA A TRAVÉS DE PATRONES DE INYECCIÓN

|

12INYECCIÓN 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.

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.

|

12Características, Ventajas Y Desventajas De La Inyección De Gas:Tipo de inyección Características Ventajas Desventajas

Interna o dispersa • La inyección se realiza dentro de la zona de aceite• Se aplica en yacimientoshomogéneos, con pocobuzamiento, relativamentedelgados, con empuje porgas en solución y sin capa degas inicial• Requiere un número elevado de puntos de inyección• La permeabilidad relativa del gas debe ser preferentemente baja

• Es posible orientar el gasinyectado hacia la zona masapropiada• La cantidad de gas inyectadopuede optimizarse medianteel control de la producción einyección de gas

• La eficiencia de recuperación mejora muy poco o nada, como consecuencia del relieve estructural o el drenegravitacional• La eficiencia de barrido esinferior a la que se logra conla inyección externa• Los canales formados porla alta velocidad de flujooriginan que la eficiencia dela recuperación sea inferiorque la externa• La cantidad de pozos deinyección requerida aumentael costo de operación

Externa • La inyección se realiza en elcasquete de gas (primario osecundario)• Se aplica en yacimiento dealto relieve estructural• Se aplica en yacimientocon altas permeabilidadesverticales, >200mD• La cantidad de pozosrequeridos depende de lainyectividad

En comparación con la inyección interna:• Mayor eficiencia de barrido• Los beneficios obtenidos dela segregación gravitacionalson mayores

• Requiere buenapermeabilidad vertical delyacimiento• Es necesario controlar laproducción de gas libre de lazona de aceite• Las intercalaciones de lutitasasí como las barreras, soninconvenientes para lainyección de gas externa

FIGURA: INYECCIÓN DE GAS NATURAL

|

12TIPOS DE INYECCIÓNLa 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

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.

|

12FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS.

Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección 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 MEJORADA O TERCIARIA.

Los procesos de recuperación mejorada de aceite incluyen todos los métodos que usan fuentes de

energía externa y/o materiales para recuperar el aceite que no ha podido ser producido

económicamente por medios convencionales.

Los procesos de recuperación mejorada pueden ser clasificados como:

Métodos térmicos:

Los métodos de recuperación térmica tienen como objetivo principal llevar calor al

yacimiento, de tal manera que se genere un aumento en la temperatura promedio de la zona

de interés disminuyendo la viscosidad del fluido, lo cual se refleja en la disminución de la

resistencia al flujo de fluidos en el medio poroso

Los métodos de recuperación mejorada por métodos termico incluyen:

Estimulación con vapor

Inyección de vapor

Inyección de agua caliente

Combustión in-situ.

|

12 Métodos químicos:

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

Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondientes. Sin embargo, se pueden mencionar algunos criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de este tipo.

Tabla 1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos.

Método ºAPI Viscos. (cP)

Permeab. (mD)

Temp. (ºF)

Inyección de Polímeros 15-40 < 35 > 10 < 160

Inyección de Surfactantes 25-40 < 15 < 500 < 150

Inyección de Soluciones Alcalinas

15-35 < 150 < 1000 < 200

Métodos miscibles: gas hidrocarburo, bióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2), gas de

combustión, inyección alternante miscible-inmiscible, etc.

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.

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

|

12considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el

tapón y el gas desplazante

.

Inyección de vapor. Consiste en inyectar vapor en el yacimiento para reducir la viscosidad del

petróleo y hacer que fluya más fácilmente.

Esquema de inyección de vapor

|

12 Combustión in situ. Al igual que la inyección de vapor, es un proceso térmico. La combustión

de las fracciones ligeras del petróleo es sostenida por la inyección continua de aire.

Esquema de combustión in situ

Inyección de polímeros. Esta técnica involucra la adición de polímeros al agua de inyección para aumentar su viscosidad, con esto se incrementa la eficiencia de desplazamiento y se mejora la movilidad del petróleo remanente.

Esquema del proceso de inyección de polímeros

|

12VENTAJAS GENERALES DEL MANTENIMIENTO DE PRESIÓN MEDIANTE LA INYECCIÓN DE FLUIDOS.

Al inyectar fluidos para mantener alta la presión estática del yacimiento, también se mantiene alta la presión de flujo de los pozos, por ende disminuyendo los requerimientos del levantamiento artificial.

En los yacimientos que están produciendo mediante levantamiento artificial ya instalado, es ventajoso que al iniciarse la declinación de la presión de fondo se comienza a inyectar fluidos, para mantener le valor cercano a la presión utilizada para diseñar el sistema de levantamiento artificial. Esta acción conduce a mantener la eficiencia del sistema instalado.

En general, mantener elevada la presión, en principio, debe mejorar la cantidad extraida del POES debido a que el fluido inyectado estaría barriendo una saturación de petróleo (So) que tiene un factor volumétrico (Bo) mayor.

|