Unidad i de Recuperacion Mejorada Del Petroleo Docx

INTRODUCCION A LA RECUPERACION MEJORADA DEL PETROLEO UNIDAD I

INTRODUCCION A LA RECUPERACION MEJORADA DEL PETROLEO

1.1 INTRODUCCION

La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En estas dos

primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original in

situ, quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio 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 petróleo original in situ. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al

menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos.

Los elevados precios del crudo en el mercado internacional demandan un mayor aprovechamiento

de los recursos disponibles por lo que la recuperación mejorada se convierte en la principal

alternativa a esta demanda mundial.

1.2 CONCEPTOS MODERNOS DE RECUPERACION MEJORADA

Después de la producción primaria y de la inyección de agua, una cierta cantidad de petróleo,

denominado 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.

La recuperación mejorada de petróleo se refiere a todos los procesos utilizados para recuperar más

petróleo de un yacimiento del que se lograría por métodos primarios. En su mayoría consisten en

inyección de gases o químicos líquidos y/o el uso de energía térmica.

Entre los primeros, los más utilizados son: los hidrocarburos gaseosos, el CO2, el nitrógeno y los

gases de combustión. Entre los químicos líquidos se incluyen polímeros, surfactantes e

hidrocarburos solventes y, finalmente los procesos térmicos típicos se refieren al uso de vapor o

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL Página 1


agua caliente, o bien, a la generación in situ de energía térmica mediante la combustión de petróleo

en la roca yacimiento.

Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural presente en el

yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor.

Los procesos de recuperación mejorada se han usado como una continuación de la recuperación

secundaria, por lo que se les ha denominado procesos de recuperación terciaria.

El mayor atractivo de estos métodos es que en los yacimientos que se están explotando todavía

queda más de la mitad del petróleo original in situ; sin embargo su aplicación, depende de los precios

del petróleo y de las ganancias, debido a que la tecnología de recuperación mejorada es muy

compleja y costosa con respecto a otros procesos.

La utilización de estos métodos se han incrementado debido a la declinación de las reservas de

petróleo.

1.3 POTENCIAL DE LOS PROCESOS DE RECUPERACION MEJORADA

A finales del año 2000, la producción mundial de petróleo por procesos de recuperación mejorada

alcanzó los 2 millones de barriles diarios, lo cual representa cerca del 3% de la producción mundial.

Los países con producción de recuperación mejorada significativa son:

USA 748.000 BPD

Venezuela 370.000 BPD

Indonesia 283.000 BPD

Canadá 233.000 BPD

China 165.000 BPD

Alemania, Colombia, Emiratos Arabes Unidos, India, Libia, Francia, Trinidad y Turquía engloban

aproximadamente 68.000 BPD.

El patrón de participación es de 55% para los proyectos térmicos, 35% para los de inyección de

gases y 10% para los químicos.

Entre los métodos térmicos, la inyección de vapor registra el porcentaje mayor de producción

mundial, la mayor aplicación se da en Indonesia, Venezuela, China y USA.

El proyecto de inyección de vapor más grande en el mundo es el del Campo Duri en Indonesia, el

cual produce 283.000 BPD.

1.4 CARACTERISTICAS IDEALES DE UN PROCESO DE RECUPERACION MEJORADA



La eficiencia de desplazamiento total de cualquier proceso de recuperación de petróleo se considera

que es igual al producto de las eficiencias microscópicas y macroscópicas de desplazamiento.

(1)

Donde:

r = Factor de recuperación (petróleo recuperado al comienzo del proceso)

ED = Eficiencia de desplazamiento microscópica (fracción)

EV = Eficiencia de desplazamiento macroscópica (fracción)

La eficiencia microscópica ED, se relaciona con el desplazamiento o movilización del petróleo a

escala de poros, refleja la magnitud de la saturación del petróleo residual. Sor, en las regiones

contactadas por el fluido desplazante.

(2)

La eficiencia macroscópica EV, denominada también eficiencia de barrido volumétrico, se relaciona

con la efectividad del fluido desplazante para contactar el yacimiento volumétricamente. Es una

medida de la efectividad del fluido desplazante para barrer, areal o verticalmente, el volumen de un

yacimiento y para mover el petróleo desplazado hacia los pozos productores.

EV, es el producto de las eficiencias de desplazamiento areal y vertical que refleja la magnitud de una

saturación residual promedio, debido a que se basa en el petróleo residual que queda en las zonas

barridas y no barridas del yacimiento.

Es deseable en los procesos de recuperación mejorada que los valores de ED y EV y

consecuentemente r, se aproximen a 1.

Un proceso de recuperación mejorada ideal podría ser 1 donde el primer tapón desplazante remueva

todo el petróleo de los poros contactados por el fluido (Sor → 0), en el cual el fluido desplazante

contacte el volumen total del yacimiento y desplace el petróleo hacia los pozos productores. Un

segundo tapón de fluido usado para desplazar el primer tapón podría comportarse en una forma

similar, desplazando el primer tapón eficientemente, tanto microscópicamente como

macroscópicamente.



Muchas reacciones entre el fluido desplazante y el petróleo conducen a un desplazamiento eficiente

(baja Sor). Las mismas incluyen: miscibilidad entre los fluidos, disminución de la tensión interfacial

entre fluidos, expansión volumétrica del petróleo y la reducción de la viscosidad del petróleo.

1.5 INGENIERIA DE RESERVORIO Y GEOLOGIA DE EXPLOTACION EN CONTROL DE

RECUPERACION MEJORADA

La geología de los yacimientos y las propiedades de los fluidos determinan cual método se debe

usar, aun cuando los conocimientos fundamentales pueden descartarlos. Por otra parte, hay que

tener en cuenta la mineralogía y la geología de la formación son factores relevantes en la

determinación del éxito en el campo.

1.6 HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO

Los estratos tienen permeabilidad horizontal y vertical. Ambas son muy importantes para el

desplazamiento de fluidos en los estratos. La permeabilidad depende de factores como la

deposición, sedimentación, compactación y homogeneidad o heterogeneidad de los sedimentos. El

intercalar estratos permeables e impermeables en determinado intervalo petrolífero afectará su

contenido o espesor neto de arena y tendrá influencia en las características y comportamiento del

flujo desde el yacimiento hacia el pozo.

No existe ninguna correlación matemática entre porosidad y permeabilidad. Ambas se obtienen

mediante análisis de núcleos en laboratorio o mediante la interpretación de registros específicos

directos hechos a la columna geológica del pozo y el cálculo de los valores obtenidos. En la práctica,

el valor utilizado es un promedio estadístico ponderado representativo de la roca estudiada.

La heterogeneidad de una formación tiene un significante efecto sobre el desplazamiento. El

movimiento de los fluidos a través del reservorio no será uniforme si existen grandes variaciones en

las propiedades tales como: porosidad, permeabilidad y cemento arcilloso.

Muchas zonas productivas son variables en permeabilidad, tanto vertical como

horizontalmente. Zonas o estratos de mayor o menor permeabilidad a menudo muestran continuidad

lateral a través de un reservorio o solo una porción.

Cuando tal estratificación de la permeabilidad existe, el fluido desplazante barre más rápido las

zonas más permeables, de tal manera que el petróleo de las zonas más permeables será producido

en un periodo de tiempo mucho mayor a altas relaciones agua-petróleo.



Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cálculos de

desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación vertical de la permeabilidad. La permeabilidad

tiene una distribución logarítmica a partir de la siguiente relación:

(3)

Dykstra y Parsons definen un coeficiente de variación de permeabilidad V, que mide la

heterogeneidad del yacimiento y se calcula mediante:

(4)

1.7 TIPOS DE HETEROGENEIDAD

El tipo más común de heterogeneidad de yacimiento son las variaciones de permeabilidad vertical y

horizontal en la roca reservorio. Además, algunos reservorios son fracturados por fallas que actúan

como barreras. Muchas veces el reservorio consta de una serie de canales que comprimen

lateralmente, parcial o completamente.

La heterogeneidad del reservorio es la causa más frecuente para fracasar los proyectos de

recuperación mejorada.

Las propiedades petrofísicas más importantes de la roca reservorio son la porosidad y la

permeabilidad. Estos atributos son comúnmente otorgados a un sedimento por el proceso de lavado

para remover las partículas finas

1.8 CLASIFICACION E IMPORTANCIA DE LA RECUPERACION MEJORADA

Se estima que para el año 2020, la recuperación mejorada de petróleo representará el 50% de la

producción mundial.

Existen diferentes métodos de recuperación no convencionales, que permiten mejorar la

recuperación por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, lo que se conoce como

métodos térmicos y no térmicos.

De estos métodos, los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras que

los no térmicos para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero

han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.

Se han propuesto métodos de recuperación mejorada que son combinaciones de otros, como por

ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros.



En laboratorio se han probado muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.


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