Download - Mecanismos de Produccion de Petroleo
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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% de petróleo rn sffu.
Como esta recuperación es todavía baja, para incrementarla se han desarrollado nuevos
métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (Enhanced Oil Recovery), los
cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del
yacimiento.
Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos
EOR, hasta la fecha es el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de
petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía
queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ.
1. Produccién primaria, secundaria y terciaria
Históricamente las técnicas de recuperación de petróleo han sido clasificadas en
función al momento, dentro de la vida productiva del yacimiento, en que "tradicionalmente"
se esperaba su implementación. Esta clasificación basada criterios cronológicos originó la
tradicionalmente conocida división de los mecanismos de recuperación en primaria,
secundaria y terciaria.
La producción primaria es la generada por los mecanismos de drenaje o energía
naturalmente existente en los yacimientos de hidrocarburos tales como la expansión
monofásica, la presencia de gas disuelto, casquetes de gas, acuíferos, segreEación
gravitacionaf, etc.
La recuperación.. secundaria ha sido tradicionalmente implementada en una segunda
etapa, fundarnentalmente para contrarrestar el declino de la producción primaria. Dentro
de esta categoría se incluyeron inicialmente a la inyección de agua y a la inyección de
gas, procesos cuya finalidad principal es la de mantener la presión del yacimiento. Por su
ITCCTIeRÍR DE RESERVoRIoS IIIMSc Os¿:ar H .lalil Gr¡ilcras
Pá9.1
I (7teLlP¡t¡ Crtvl\.rl I atlJrrl.¡t lLr{,1¡ l(¡ t¿rJ r
La producción terciaria es producto de las técnicas de recuperac¡ón implementadas
con poster¡oridad al "waterfloodingf'. Estas técnicas por lo general conslsten en la
inyección cje materiales o prodt-rctos normalmente no presentes en el yacimiento como
diversos gases miscibles, productos químicos, solventes, energía térmica, etc.
La figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producciÓn de
petróleo.
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Figura 1.1 Mecanismos de producción de petróleo
. Esta clasificación "cronológica" presenta el inconveniente de que en muchas
ocasiones estos procesos no se aplican en el orden mencionado. Un claro ejemplo, lo
const¡tuyen los yacimientos de petróleos pesados (viscosos) donde sLl explotaciÓn es
viable únicamente a partir de !a irnplementación de procesos térmicos desde un primer
momento. Como este, existen muchos otros ejemplos donde técnicas de producciÓtt
terciaria deben ser aplicados en una primera o segunda etapa del desarrollo de un campo.
por estos motivos el termino"recuperación terciaria" ha caído en desuso paulatinamente y
en su f ugar se ha adoptado el termino"Enhanced Oil Recovery' (EOR).
r¡lce¡rtrRin DE RESERVoRIoS lllMSc Osner H .lalil Grrifcras
Pá9,2
El obietivo de los EOR es el de incre factor de recuperación
ria. En promedio
cuando estas dos técnicas iniciales son aplicadas exitosamente (simultánea o
sucesivamente) es posibte recuperar entre un 30% y un 50% del petróleo original in situ.
El petróleo remanente constituye el objetivo de las técnicas EOR. Algunos autores
estiman que potencial existente en la actualiclad, es decir la cantidad de petróleo sobre el
que se podrían apticar técnicas EOR, es del orden del 70% del POIS descubierto, por lo
que aún pequeños incrementos en el factor de recuperación global significarían enormes
volúmenes adicionales de producciÓn.
Existen numerosos procesos y rnetodologías de aplicación de técnicas EOR. Su
clasificación no es una tarea trivial y diversas opiniones se encuentran al respecto en la
literatura especializada. Una clasificación general divide los procesos EOR en tres
grandes categorías: térmicos, solventes o químicos. Hay que destacar que cada una de
estas categorías puede subdividirse a su vez en procesos o técnicas muy diferentes entre
si o que incluso algunos procesos pueden incluirse en mas de una categoría. Finalmente
se debe apreciar que hay proce$os como el "microbial enhanced oil recovery" (MEOR)
que podrían constituir una categoría totalmente independiente. A continuación se presenta
una clasificación general de los procesos EOR.
La figura 1.2 muestra los diferentes procesos de recuperación de petrÓleo, estos
se clasifican en convencionales y procesos EOR.
Inyecc¡ón cl6 agua calier¡teInyección cicl¡ca de vapor
Inyección contínua de vapor
HidrocarburosNitrógeno
Gases Inertes
VU¿
Soluciones alcalinasP o lÍmeros
Soluciones micelaresSurfactantes
Espumas
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Figura 1"2 Difereñtes procesos de recuperación de petróleo
ma del alcanzable vía procesos de fgcuperaciÓn pri
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INGENIERIA DE RESERVORIOS IIIMSn Os,car H .lelil G¡¡itoras
Pág 3
2" Mecanisrnos de producc!én primaria
Los fluidos eontenidos en una roca reservorio deben disponer de una cierta cantidad
de energía para que puedan ser producidos. Esa energía, que recibe el nombre de
eneroía natural o primaria, es el resultado de todas las situaciones y circunstancias
geolégicas por las cuales el yacirniento pasó hasta formarse completamente.
Para conseguir vencer toda la resistencia ofrecida por los canales porosos, con sus
tortuosidades e estrangulamientos y desplazarse para los pozos de producción, es
necesario que los fluidos estén sometidos a una cierta presión, que es la manifestación
rnás sensible de la energía del reservorio.
Para que exista producciérr, es necesario que otro material venga a llenar el espacio
poroso ocupado por los fluidos producidos. De un modo general, la producción ocurre
debido a dos efectos prineipales:
1.- la descompresión (que causa la expansión de los fluidos contenidos en el
reseryorio y contracción del volumen poroso); y
2.- el desplazamiento de un fluido por otro fluido (por ejemplo, la invasión de la zonel
de petróleo por un acuífero). El conjunto de factores que hacen desencadenar esos;
efectos se le da el nombre de Mecanismo de Producción de Reservorio.
Estos mecanisnnos de prodt¡cción primaria son: el empuje con agL¡a, el empuje por
gas en solucién, la expansión de la roca y los fluidos, el empuje por capa de gas y el
drenaje pro gravedad.
2"1 Hmpuje con agua
Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y
Ltna roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de
todo el yacimiento o sJe parte de é1. A menudo los acuíferos se encuentraR en el rnargen
del campo, corno se observa en la figura 1.3
El agua en un acuífero está comprimida, pero a rnedida que la presién del yacimiento
se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de
agua en et límite yacimiento-acuífe¡'o. La energfa del yacimiento también aumenta por la
INGENIERIA DE RESERVORIOS IIIM.Sr: Osc¡r H .lalil Grriteras
Pá9.4
compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando este es rnuy grande y contiene
suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua.
Figura 1"3 Yacimiento con empuje de agua
El factor de recuperación de este tipo de reservorio es normalmente alto, cerca del
30*50%, del petróleo original in situ. Este valor relativamente alto se debe principalmente
al hecho de que la presión permanece alta, además los caudales también permanecen
altos, se mantienen las características de los fluidos próximas a las originales.
En la flgura 1"4, la relacién agua-petróleo aumenta continuamente, comenzando
por los pozos ubicados en las partes mas bajas de la estructura. Los pozos deben ser
terminados en la zana de petróleo en una posición un poco apartada del contacto
petréleo-agua para evitar la producción prematura de agua.
INGENIER|A DE RESERVORIOS IIIMSn Osnar H .lalil G¡¡lcras
Pá9. 5
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Presión
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Tiempo
Figura 1,4 Mecan¡smo con empuje de agua
S¡ ef acuífero no puede sum¡n¡strar suficiente energía para alcanzar los caudale$
deseados de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacim¡ento, se puede
irnplementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplernentar su
energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de
ag ua.
Hmpuje por gas en $olucién
El petróleo crudo bajo clertas condiciones de pres¡ón y temperatura en los yac¡m¡entos
puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la pres¡ón del yacimiento
disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y
desplaza el petróleo del yacinriento hacia los pozos productores, tal como se observa en
la figura 1.5.
Un aspecto del problema es que el gas comienza a fluir muy temprano. Debido a sus
característieas de densidad y viscosidad, el gas ya corn¡enza a fluir en el medio poroso
para saturaciones todavía pequeñas. El problema se amplia rápidamente, mientras el gas
va fluyendo cada vez mas fácilmente el petróleo va teniendo una dificultad creciente de
moverse por la roca.
INGENIERIA DE RESERVORIOS IIIMSc Osr:ar F.l .lelil Gr¡iteras
Pá9. 6
Figura 1-5 Empuje por gas en solución
Al ser producido en grandes cantidades e desde muy temprano, el gas lleva
cons¡go la energía del reservorio, haciendo con que la presión decline rápida y
continuamente. Esta es una característica marcante de los reservorios que producen bajo
este mecanismo. La rápida caída de presién provoca una grande liberación de gas de
solución, lo que hace que el GOR, generalmente bajo en un inicio, crezca también
rápidanrente, alcanzando un valor máximo que corresponde a un nivel ya bien bajo de
presión. La continua caída de la presión hace con que el caudal de producción de gas se
reduzca con la consecuente reducción de la relación gas-petróleo.
La figura 1.6 presenta curvas de relación gas-petróleo y presión vs. 1-iernpo de
producción típica de este tipo de reservorio.
r¡¡crrurrRin DE RESERVORToS ltlMSc Osr:ar H -lalil Glitcras
Pá9.7
Relación Gas-PetrÓleo
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Presión
Figura 1.6 Mecanismo tle gas en solución
Otro aspecto marcante de este mecan¡smo son las bajas recuperac¡ones,
tÍpicamente inferiores al 2Ao/o del volumen original in sifu. La energía se agota
rápidamente, haciendo que los caudales de producciÓn caigan muy temprano para
valores antieconómicos. Esto lleva al abrandono de reservorio, mismo cuando la cantidad
de petróleo restante todavía es bastante significativa. Las grandes cantidades de petróleo
dejadas en estos reservorios se vuelven fuertes candidatos a proyectos de inyección de
ag ua.
Expansión de la roca y de los fluidos
Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido
para saturar e! petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es
altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la
compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presiÓn declina
rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de
burbujeo. Entonces, este empuje por gas en solución se transforma en la fuente de
energía para el desplazamiento de los fluidos.
Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión
yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante
¡I\
del
un
ITCTruIENÍR DE RESERVORIOS III
[ISc Osr:ar ]l .lalil Grtiteres
Pá9. B
comportam¡ento pVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyecciÓn de
agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la
recuperación de PetrÓleo.
Empuje Por capa de gas
Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, corrlo se muestra en la
figura 7.7, debe existir una gran cantidad rJe energía almacenada en forma de gas
comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen
del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayudado por el
drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado
de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas
llegan a los pozos productores.
La figura 1.8, presenta curvas que representan el comportamiento típico de este
mecanismo de producción.
INGENIER|A DE RESERVORIOS IIIMSc Oscar H .l¡lil Gtrileras
Figura 1.7 Yacimientos con empuje por capa de gas
Pá9. 9
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Relación Gas-Petróleo
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figura 1.8 Mecanismo de caPa de gas
El tamaño relativo de la capa de gas es de mayor importancia para el desempeño del
mecanismo. Cuanto mayor fuera el volumen de gas de la capa cuando comparado con el
volumen de petróleo, ambos medidos en condiciones de reservorios, mayor será la
actuación de la capa, que se traduce principalmente por el mantenimiento de la presiÓn en
niveles elevados durante un tiempo mayor. La presiÓn cae continuamente, sin embargo
de forma mas lenta que en el mecanismo de gas en solución.
Existe un crecimiento continuo de al relación gas-petréleo del reservorio, siendo que
indlvidulalmente ese crecimiento es mas acentuado en los pozos localizados en la parte
superior de al estructura.
En este tipo de mecanismo se espera recuperaciones entre 20% y 30% del petrÓleo
original in situ.
La recuperacién del petróteo es funcién del caudal de producciÓn. Es necesario un
cierto tiempo para que la caída de presión se transmita de la zona de petréleo para la
capa y para esta expandirse, lo que no ocurre apropiadamente con un caudal de
produccién muy alta.
Los yacimientos con capa de gas rnuy grande no se consideran como buenos
candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyecciÓn de gas para
mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de
agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyeccjón de agua y gas,
INGENIERIA DE RESERVORIOS IIII\rlSn f)scar H .lalil Gr¡itpras
Pá9.10
tal como se muestra en la figura {.9. Se deben tomar precauciones con estos programas
combinados de inyeccién, ya que existe el riesgo de que el petrÓleo sea desplazado hacia
la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasiÓn.
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Drenajeporgravedad it ',r'-,,.rí. i ¡ ! :: ,
El drenaje por gravedad puede ser un metodo primario de producciÓn en yacimientos
de gran espesor qure tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen url
marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debei
migrar a ta parte más alta de ta estructura o al tope de la formación para llenar el espacio
formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migraciÓn
del gas es relativamente rápida connparada con el drenaje del petrÓleo, de forma que lo:i
cauclales de petróleo son controladas por el caudal de drenaje del petrÓleo.
La tabta 1"1 rnuestra un resumen y algunas caracteristicas importantes de los
mecanisrnos de producción primaria presentes en los yacirnientos de petrÓleo.
INGENIER|A DE RESERVORIOS IIIMSr: Occar H .l¡lil Grriteras
Empuje combinado de inyección cle agua y gas
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Eficiencia
35-80%promedio 50%
Mecanismo
Empuje poragua
Empuje por gasen solución
Expa nsrón dela roca y de losfluidosEmpuje porcapa de gas
Drenaje porgravedad
Presión delYacimientoPermanecealta, la presiónes sensible a
los caudales depetróleo, agua
Declina ráPida Y
continuamertte.
Decl",a ráP,d ^ Y-
Permanece baja, sila PresiÓnpennanece alta.
Permanece baja Y
constante.
Prinrero baja, luegosube a un máximo
cae nuevamente e_l_tg Qw)
Prod ucc¡ónde aquaAumelrtaapreciablemente Y
los Pozosbuzamiento abajoproducen aguatemprano
Ninguna (excePtoen yacimientos con
Ninguna (excePtoen yacimietrtos conalta Sw)
5^35%Promedio 20%
1-10%Promedio 3%
2040%Promedio > 25o/"
40-BO%Promedio 60%
Otros
N calculado porbalance demateriales aumentacuando We no seconsidera
Requiere bombeoal comienzo de lalroducción
La ruptura del gasen los pozosbuzamiento abajoindica un empuje
ggpq_qq ges
-Cuando k es >200md y el buzamientoes > 10" y la Uobaja (< 5 cp)
continuamente.Pi>Pb
Cae suave Y
continuamente.
Declina rápidacontinuamente.
Aumentacontinuamente enpozos buzantientoarriba.
Ausenteinsignificante
Pertnanece baja en Ausentepozos buzamientoabajo y alta enpozos buzamiento
insignificante
gInba.--
Referencias bibliográficas
1.- MAGDAL.ENA pARtS DE FERRER, tnyección de agua y gas en yacim¡entos petrolíferos, 2001
2.- JOSE EDUARDO THOMAS, Fundamentos cle Engenharia de petróleo, Petrobras, 2001
INGENIERiA DE RESERVORIOS IIIMSr: Osnar H .lalil Gniler¡s
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