RECUPERACIÓN DEL PETRÓLEO

ALUMNO: JUAN ARTURO HERNÁNDEZ RAMOS 1301221

CARRERA: INGENIERÍA PETROLERA

CUATRIMESTRE Y GRUPO: 7º “C”

ASIGNATURA: RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA

PROFESORA: ING. CAROLINA ALVARADO AMORES

FECHA: MARTES 29 DE SEPTIEMBRE DE 2015

Diferentes tipos de Recuperación de PetróleoCon frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente: PRIMARIA: CUANDO EL PETRÓLEO SURGE NATURALMENTE, IMPULSADO POR LA PRESIÓN DEL GAS O EL AGUA DE LA FORMACIÓN, O BIEN POR LA SUCCIÓN DE UNA BOMBA. Secundaria: Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.

Terciaria: Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

RECUPERACIÓN PRIMARIADurante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.

El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la planificación de la explotación.

• No hay inyección ni de masa ni de energía.• Planificar desde el comienzo de la explotación(cuidar energía natural del reservorio).• Utilizar técnicas correctas de desarrollo yproducción.• Objeto: eficiente ==> se recupera ↑ % petróleooriginal.

RECUPERACIÓN PRIMARIA

Recuperación Primaria• Δp ==> expansión de fluidos (i) y roca• desplazamiento de petróleo por las otras 2 fases• FR = f (Mecanismos de drenaje o empuje)– expansión del petróleo– expansión del gas disuelto– expansión del casquete gasífero– expansión de la acuífera– expansión de la roca

¿Que es un mecanismo de producción?

• Una vez perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores. Estas fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta el punto donde el yacimiento alcanza su límite físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir naturalmente, y es a partir de allí donde se aplican los mecanismos de producción inducidos. (Métodos de Producción).

Mecanismo de Producción

Gas en Solución

Capa de Gas

Segregación Gravitaciona

l

Empuje Hidráulico

Expansión de la Roca y los Fluidos

Combinado

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo

• Empuje hidráulico• Gas en solución• Capa de gas• Expansión de la roca y

fluidos• Segregación gravitacional• Combinado

De acuerdo al mecanismo de producción.

Empuje del gas disuelto• Energía: gas en solución.• No hay producción de agua.• Proceso: comienza la explotación ==> p ↓ ==> se liberan HC livianos; se expanden y empujan al petróleo hacia el pozo. Movilidad gas >> Movilidad petróleo ==> extracción avanza: ≈reacción en cadena.• Relación gas - petróleo = f (t): ↑.• 5% < FR < 30%

Empuje del acuífero

• Energía: acuíferas conectadas al reservorio(↑ V).• Proceso: comienza la explotación ==> p ↓==> agua se expande y barre el petróleohacia ↑ .• Relación gas - petróleo = f (t) ≈ cte.• 25% < FR < 60%

RECUPERACION PRIMARIA

Causas de Recuperación Primariaineficiente–Mecanismo de drenaje ineficiente.– Disipación de energía del reservorio porproblemas no predecibles.– No realizar inversiones cuando laproducción es económicamente rentable.– No cuidar el reservorio para obtenerbeneficios inmediatos

Recuperación secundaria

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).

Recuperación Secundaria• Recuperación primaria ineficiente ==> recuperación secundaria.• Objeto: barrer petróleo remanente haciapozos productores.• Elegir fluido a inyectar.

Elección de esquema de inyección - producción• Ubicación de pozos existentes.• Geometría del reservorio• Costo de perforación de pozos nuevos.• Necesidad de balancear cantidad defluidos inyectados y producidos.

Inundación con agua “Five Spot”• Paso 1: Comienzo de la inundación.• Paso 2: Formación de bancos de agua y petróleo.• Paso 3: Llenado del reservorio.• Paso 4: Final de la Recuperación Secundaria.

Factores a considerar en Recuperación Secundaria: resumen• Bases sólidas de datos del reservorio.• Esquema de inyección consistente con naturaleza y continuidad del reservorio.• Zona productiva aislada.• Barrido volumétrico.

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:

• 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 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.

RECUPERACIÓN TERCIARIA Y/O MEJORADA

Recuperación Terciaria

Información para definir una técnica de recuperación terciaria:• Profundidad.• Cantidad de petróleo estimada en el reservorio.• Viscosidad.• Densidad.

Métodos Miscibles• Inyección de Gas.• Extracción con solventes.

Métodos térmicos• Inyección de Vapor.• Combustión “In Situ”.

Métodos Químicos• Inundación Química• Recuperación con Microorganismos

Métodos Térmicos

En los Desplazamientos Térmicos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo.

En consecuencia:

• reduce la resistencia al flujo • añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo

- Combustión in situ Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa con la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión, lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo.

Desventajas:• se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor

mediante la combustión del gas .

• el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento.

Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ en un yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante (forward combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; y combustión en reverso o contracorriente (reverse combustión) debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos.

a) Combustión Convencional En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables. Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, petróleo y gas.

Combustión

• la ignición se induce en el pozo inyector, y una vez lograda, la temperatura aumenta gradualmente hasta que se alcanza el punto de vaporización del agua.

in

• El vapor de agua generado se mezcla con la corriente de gases, y fluye a través del yacimiento a la misma tasa con la que se transfiere calor desde el frente de combustión.

• A esta temperatura ocurre el desplazamiento por destilación, de parte del petróleo.

situ

• Una vez que toda el agua se ha vaporizado, la temperatura en este punto aumenta progresivamente y la viscosidad del crudo in situ disminuye.

• así mismo los volúmenes de petróleo y gas aumentan por expansión térmica.• Finalmente se identifican los denominados bancos de agua y petróleo, cuya

existencia es posible solamente a expensas de una deficiencia en la saturación de gas en dichas zonas

b. Combustión en reverso En la combustión en reverso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire. La combustión se inicia en el pozo productor y el frente de combustión se mueve contra el flujo de aire.

El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno, y los fluidos atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a través de las zonas calientes hacia los pozos de producción por drenaje por gravedad y empuje por gas.

- Drenaje por gravedad asistido con vapor Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.

Inyección de agua caliente Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura.

- Inyección continua de vapor Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%.

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.

DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES.

Métodos Miscibles

Empujes con gas La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento.

- Inyección cíclica de gas En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.

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 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 considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.

Empuje con gas vaporizante o de alta presión

Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible

Proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante

En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas. Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.

Inyección cíclica de gas En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo

MÉTODOS QUÍMICOS

- Métodos miscibles (solventes, CO2, microemulsiones)- Métodos de baja tensión (surfactante)- Métodos alcalinos- Inyección de agua viscosa (polimeros)- Combinación de los tres anteriores (ASP)

Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que se empleo para extraer petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extracción del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

Inyección usando solventes

Drenaje alcalinoEl drenaje alcalino consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de 0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para lograr un pH entre 8 y 10. A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos reaccionan con la faseacuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son surfactantes similares a los jabones, y a menudo se llaman así.

Después de la producción primaria, secundaria y, posiblemente, de la inyección de agua, una cierta cantidad de petróleo denominada 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.

Conclusión

Las heterogeneidades complican las operaciones de producción porque tienden a producir caminos preferenciales y segregaciones.