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CAPITULO I GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCION.-
La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En
la primera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de
gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.
Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo
cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces
la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos
costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión.
En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a
30% del petróleo original en sitio (POES), 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 POES. Numerosos métodos han sido estudiados para la
recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en
los pozos.
Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con
el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada,
todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos.
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La cual se usa para hacer dos cosas – reducir la viscosidad del petróleo para
facilitar su flujo, o literalmente exprimir el petróleo a través de los poros de la roca.
Para hacer esto, existen tres técnicas siguientes: inyectar vapor en los depósitos
para facilitar su flujo; inyectar gas para empujar el petróleo o para alivianarlo; e
inyectar productos químicos que liberan el petróleo atrapado.
Este proyecto tiene como finalidad incrementar la producción de crudo en el campo
Humberto Suarez Roca mediante la utilización de un método de recuperación
mejorada, debido a que el campo está en la última etapa de recuperación por
elevación artificial.
Con este proyecto se espera demostrar que se puede elevar los índices de
producción mediante la utilización de una técnica de recuperación mejorada que
permitirá producir mayor cantidad de crudo para el país.
Al investigar y definir un método de recuperación mejorada e implementarlo en el
campo se tendrá mayor producción de crudo para enviar a las refinerías y así
permitir un ahorro en la economía del país reduciendo la importación de diesel.
El proyecto cubrirá el área de explotación en la parte de producción, más
específicamente la recuperación mejorada de crudo. Para tener una idea clara de
propuesta, para el presente proyecto, se debe conocer los conceptos a profundidad
de las distintas técnicas de recuperación mejorada, para poder sugerir la aplicación
en el campo Humberto Suarez Roca.
El proyecto no abarcará específicamente el campo de distribución, producción y
entrega de las refinerías del país.
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1.2. ANTECEDENTES.-
1.2.1. Antecedentes Del Campo Humberto Suarez Roca.-
El área de Humberto Suarez Roca, abarca los campos Patujusal, Los Cusís y
Humberto Suarez Roca, que producen crudo pesado con una densidad que oscila
entre los 24 y 25 API, considerados los petróleos mas viscosos del País. Estos
Campos se encuentran dentro del denominado Boomerang Hills.
En este campo se perforaron 10 pozos, actualmente tres son productores, uno es
sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención.
La profundidad promedio de estos pozos es de 2300 metros, profundidad a la cual
se encuentran los niveles productores Sara y Pirai. La producción actual de este
campo es de 440 bpd de petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas.
El pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzó 2446
metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el
reservorio Sara del sistema silúrico. Durante su perforación se cumplieron los
objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y Pirai del devónico y arenisca Sara
del silúrico, considerada como objetivos básicos. Asimismo se investigaron las
areniscas del Terciario basal, cretácicas y carboníferas como objetivos secundarios.
Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas, se
concentró la atención en la arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de
producción, en el tramo 2132 – 2136 Mbbp, (metros bajo boca pozo), con resultados
altamente favorables por tratarse de Hidrocarburo relativamente pesado (24 – 31
°API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A’’ con (5,3 – 29,5) metros de
espesor neto productivo del petróleo.
El pozo HSR-2 con 2190 Mbbp, cumplió con el objetivo de demostrar la productividad
del reservorio Sara hacia el oeste del pozo descubridor (HSR-X1).
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A pesar de la posición estructural más baja de este pozo con relación al descubridor
(- 41 metros), el reservorio Sara salió productor de petróleo entre (24 -31) °API con
una presión similar obtenida en el pozo descubridor de 2990 (psi). Este nivel
corresponde al reservorio Sara ‘’A’’ con 5,3 metros de espesor productivo de
petróleo.
El pozo HSR – 5 con 2070 metros de profundidad final, resultó gasífero, este
corresponde al reservorio Sara ‘’BC’’ de 41,4 metros de espesor productivo. La
presencia de solo gas se debe a la alta posición estructural del pozo (51 metros más
alto que el pozo HSR-X1).
La perforación del pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el
programa y los objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo boca pozo y
permitiendo la evaluación del mismo. Con el pozo HSR-4, se ha definido con más
exactitud la faja petrolífera del campo del campo en el sector central.
El pozo HSR- 6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de
mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el
menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este
pozo el reservorio Sara “BC” tiene 6,8 metros de espesor productivo de gas y el
reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor productivo de petróleo.
El pozo HSR-8 con 2230 metros de profundidad final, cumplió satisfactoriamente los
objetivos propuestos. Se determinó que la arenisca Sara “BC” tiene 16 metros
correspondientes al casquete gasífero y que la arenisca Sara “A” tiene 26 metros
correspondientes al cinturón petrolífero, también determinó que la arenisca
Ayacucho tiene buenas perspectivas de contener hidrocarburos.
El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara “BC”
se determinó un espesor útil productivo de 5 metros para gas y 20 metros para
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petróleo en la arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de
agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25,3 °API.
En 1997 con la capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
quedó adjudicada a la empresa petrolera CHACO S.A. Que es la actual operadora
de este campo. A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante
levantamiento artificial con agua (bombeo hidráulico) y gas (gas Lift) como fluidos
motrices.
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.-
1.3.1. Identificación Del Problema.-
El campo Humberto Suarez Roca empezó su producción por el año 1982 , dejó de
producir naturalmente aproximadamente por los año1999, a partir de entonces
produce mediante recuperación por elevación artificial utilizando el método de
bombeo neumático(gas Lift), es sabido que esta recuperación no se dará por mucho
tiempo debido a la acelerada declinación de la producción, por ello es que se
pretende implementar un método de recuperación mejorada, para evitar la
declinación de la producción causada por los bajos caudales de producción, que
ocasiona una mínima entrega de crudos hacia las refinerías para ser procesados
obteniendo de estos diesel y gasolina especial.
1.3.2. Formulación Del Problema.-
¿Se podrá mediante un método de recuperación mejorada incrementar la
producción de crudo en el campo Humberto Suarez Roca?
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1.4. OBJETIVOS.-
1.4.1 Objetivo General.-
Desarrollar un método de recuperación mejorada para incrementar la
producción en el campo Humberto Suarez Roca.
1.4.2 Objetivos Específicos.-
Analizar los criterios necesarios para la producción de hidrocarburos.
Analizar los distintos métodos existentes dentro de la recuperación mejorada.
Determinar el método más adecuado de acuerdo a las características del
campo.
1.5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO.-
1.5.1. Justificación Técnica.-
La finalidad del presente proyecto es coadyuvar al incremento de la producción en el
campo Humberto Suarez Roca, mediante un método de recuperación mejorada, de
esta manera se pretende evitar la declinación de la producción de crudo y lograr
recuperar mayor cantidad del mismo.
Es preciso mencionar que se cuenta con las herramientas necesarias para llevar a
cabo el presente proyecto y que es posible demostrar que se lograrán obtener
resultados óptimos.
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1.5.2. Justificación Económica.-
Con el desarrollo de una técnica de recuperación mejorada se espera incrementar la
producción en el campo Humberto Suarez Roca, lo que permitirá enviar mayor
cantidad de crudo a las refinerías.
Para que las mismas trabajen acorde a su capacidad, a su vez incrementar la
producción de diesel para cubrir la demanda existente en nuestro país y al mismo
tiempo reducir la importación, ya que nuestro país invierte gran cantidad de dinero en
este aspecto, esto representara un ahorro significativo en la economía nacional.
1.5.3. Justificación Ambiental.-
El desarrollo del proyecto cumplirá con las normas necesarias que son los
artículos 44 al 49 del reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos. A demás
de cumplir con las normas ISO 9001 de calidad, ISO 14001.
1.6. ALCANCES.-
1.6.1 Alcance Temático.-
El área de aplicación que abarca este proyecto en la industria petrolera es el de
explotación de hidrocarburos, específicamente producción crudos.
1.6.2 Alcance Geográfico.-
Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HRS) se encuentra ubicado en la
provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al Norte
38° Oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los isómeros de Santa
Rosa, dentro de la zona de pie de monte del Subandino.
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El centro del campo Humberto Suarez Roca se halla ubicado aproximadamente en
el punto medio entre el pozo HRS-6, cuyas coordenadas UTM son las siguientes:
X= 416657,90 Y= 8124218,00 Zt= 260 msnm
Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:
16°53’06’’,5 de latitud Sur. 63°46’ 46’’,7 de longitud Oeste.
El punto señalado corresponde aproximadamente con el centro del bloque productor
en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de – 1897 msnm, (metros sobre el
nivel del mar), del contacto agua – petróleo.
1.6.3 Alcance Temporal.-
El presente proyecto tendrá un alcance temporal de aproximadamente 10 meses,
que corresponde al tiempo que se requiere para terminar con la elaboración de la
propuesta del proyecto.
Al concluir el presente proyecto, se espera realizar un aporte al sector
hidrocarburífero y brindar un apoyo a la economía de nuestro País.
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CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1. CONCEPTOS GENERALES.-
2.1.1. Hidrocarburo.-
Son compuestos orgánicos formados únicamente por "átomos de carbono e
hidrógeno". La estructura molecular consiste en un armazón de átomos de carbono a
los que se unen los átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos son los compuestos
básicos de la Química Orgánica. Las cadenas de átomos de carbono pueden ser
lineales o ramificadas y abiertas o cerradas.
2.1.2. Petróleo.-
Es de origen fósil, fruto de la transformación de materia orgánica procedente de
zooplancton y algas que, depositados en grandes cantidades en fondos anódicos de
mares o zonas lacustres del pasado geológico, fueron posteriormente enterrados
bajo pesadas capas de sedimentos.
La transformación química (craqueo natural) debida al calor y a la presión durante la
diagénesis produce, en sucesivas etapas, desde betún a hidrocarburos cada vez
más ligeros (líquidos y gaseosos). Estos productos ascienden hacia la superficie, por
su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias. Cuando se
dan las circunstancias geológicas que impiden dicho ascenso (trampas petrolíferas
como rocas impermeables, estructuras anticlinales, márgenes de diapiros salinos,
etc.) se forman entonces los yacimientos petrolíferos.
Es un recurso natural no renovable y actualmente también es la principal fuente de
energía en los países desarrollados. El petróleo líquido puede presentarse asociado
a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones
de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre.
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2.1.3. Gas.-
El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables
formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de
petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su
composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto
principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó
95% (p. ej., el gas no-asociado del pozo West Sole en el Mar del Norte), y suele
contener otros gases como nitrógeno, CO2, H2S, helio y mercaptanos. Como ejemplo
de contaminantes cabe mencionar el gas no-asociado de Kapuni (NZ) que contiene
hasta 49% de CO2.
Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los
yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer una
reserva energética muy superiores a las actuales de gas natural.
2.1.4. Trampas.-
Una trampa petrolífera o trampa de hidrocarburo es una estructura geológica que
hace posible la acumulación y concentración del hidrocarburo, manteniéndolo
atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable
subterránea. El hidrocarburo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero
secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.
Los detalles estructurales y génesis de los yacimientos petrolíferos ha sido una de
las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la
enorme importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de
este recurso natural.
Trampas estratigráficas: Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las
capas supra yacentes a una capa porosa son impermeables, sellándola e impidiendo
el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte
superior de la roca almacén.
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Trampas estructurales: Se forman cuando la causa es tectónica. Puede ser una falla
(1% de las trampas) que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa,
produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por
un pliegue anticlinal, que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el
petróleo en su lenta migración hacia la superficie. Los anticlinales suponen el 80% de
las trampas.
Trampas mixtas: Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y
trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas petrolíferas.
TIPOS DE TRAMPAS GEOLOGICAS
Fig.1. Trampa Estratigráfica Fig.2. Trampa Estructural
Fuente. Google-trampas de petróleo Fuente. Google-trampas de petróleo
FIG.3. Trampa Mixta Fig.4. Domo Salino
Fuente. Google-trampas de petróleo Fuente. Google-trampas de petróleo
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2.1.5. Reservorio.-
La acumulación de sedimentos y la materia orgánica atrapada forman los
reservorios. El reservorio es un cuerpo de roca que se encuentra en el subsuelo el
cual tiene suficiente porosidad para almacenar los fluidos. Los reservorios son
estructuras rodeadas por rocas impermeables. De esta manera los fluidos pueden
permanecer en el reservorio. Los reservorios de hidrocarburos pueden contener tres
tipos de fluidos: gas, petróleo y agua. Adicionalmente, los reservorios pueden ser
clasificados con reservorios de gas o petróleo.
Fig.5. Reservorio
Fuente. Google-reservorio
2.1.6. Reservorios de Gas y Petróleo.-
Como se mencionó anteriormente, existen dos tipos de reservorios de hidrocarburos.
Primero, los reservorios de gas los cuales contienen gas; segundo, los reservorios de
petróleo los cuales contienen gas, petróleo y agua. El agua de formación siempre
está presente es los dos tipos de reservorios.
Esta agua generalmente es agua atrapada de los océanos en el proceso de
formación de los reservorios.
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En algunas ocasiones el agua puede estar presente en los reservorios debido a
filtraciones de agua de fuentes de agua que se encuentran en la superficie.
2.1.7. Producción.-
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En
este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia
natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones.
Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su
presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie
con caudales satisfactorios o no satisfactorios.
Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por
la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo
resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda.
Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de
producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la
utilización de métodos artificiales de bombeo.
2.2. MECANISMOS DE EMPUJE
2.2.1. Empuje Por Capa de Gas.-
Un yacimiento con empuje por capa de gas se caracteriza por presentar una capa de
gas localiza por encima del petróleo el cual posee una presión de yacimiento mayor o
igual a la presión de burbuja, debe existir una buena permeabilidad vertical, ser de
gran espesor y extensión.
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Al cumplirse la condición de presiones el gas se va a expandir, chocar con la parte
superior de la estructura (trampa) lo que ocasionará un empuje hacia abajo del fluido
y este actué como si fuese un pistón desplazando el petróleo hacia la zona donde se
encuentre una zona de presión inferior, en nuestro caso al fondo del pozo para su
consecuente producción.
2.2.2. Empuje por Agua.-
En este tipo de yacimiento puede o no existir una capa de gas y no es estrictamente
necesario conocer si se encuentra o no por encima de la presión de burbuja, en este
caso el yacimiento presenta un acuífero. El empuje hidráulico es considerado el
mecanismo natural más eficiente en la extracción del petróleo.
La presión del yacimiento debe mantenerse constante para evitar el desprendimiento
de gas e inducción de la capa de gas.
2.2.3. Empuje por Segregación Gravitacional.-
Este tipo de mecanismo se genera por efectos de gravedad y densidad de los fluidos
que se encuentran en el yacimiento. Generalmente nuestros yacimientos podemos
encontrar tres tipos de fluidos agua, petróleo y gas, el gas por ser menos denso y por
condiciones estructurales junto con características de la roca como la permeabilidad,
podremos encontrarlo en la parte superior del yacimiento es decir lo más cercano a
la superficie, dependiendo de las características de nuestro petróleo, generalmente
se encuentra ubicado entre la capa de gas y el volumen de agua en el nuestro
yacimiento.
2.3. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA – FLUIDO.-
La identificación y evaluación de las propiedades del sistema roca-fluido es muy
importante para la identificación del reservorio.
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En la naturaleza no existen dos reservorios iguales por lo tanto es de esperar que
cada reservorio tenga propiedades que lo diferencien individualmente de otros. No
existen reservorios isotrópicos, es decir, las propiedades no permanecen constantes
a lo largo de la estructura geológica y también varían con el tiempo.
2.3.1. Espesor Neto Productivo.-
Las formaciones que contienen hidrocarburos, consisten de varias capas arenosas y
muchas veces estas capas están claramente definidas como unidades geológicas; y
están caracterizadas por variaciones en porosidad, permeabilidad y saturación de
fluidos. El criterio para definir el intervalo neto productivo es a veces arbitrario, y
puede variar de una compañía a otra.
Para la determinación del espesor neto de la formación productiva, conocida como
“net pay”, se debe seleccionar un valor mínimo de porosidad y saturación de
hidrocarburo y así eliminar las capas arcillosas (con baja porosidad efectiva), capas
con altas saturaciones de agua y capas de baja permeabilidad.
El espesor total de la formación es conocido como “y” y si toda la formación es
productiva, el espesor neto es igual al espesor bruto.
2.3.2. Porosidad.-
La porosidad constituye una parte de la roca, y representa al espacio vacío. La
porosidad absoluta se define como la relación del volumen vacío (espacio poroso
interconectado y aislado) al volumen bruto de la roca y se puede representar por la
siguiente ecuación:
øa=Vp(i−a)Vb
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La porosidad efectiva implica la relación del volumen vacío (solo interconectado) al
volumen bruto de la roca y se puede representar por la siguiente ecuación:
øa=Vp(i)
Vb
2.3.3. Permeabilidad.-
La permeabilidad de la roca reservorio es una propiedad del medio poroso que
cuantifica la capacidad de un material para trasmitir fluidos (en otras palabras es una
medida de la conductividad de un medio poroso para un fluido).
La permeabilidad está referida a su capacidad de permitir el flujo de fluidos a través
del sistema de poros interconectados.
La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca, mientras que la
permeabilidad efectiva es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca.
Generalmente, la permeabilidad usada en la industria del petróleo es una constante
en la ecuación de Darcy (toma en cuenta la tasa de flujo, gradiente de presión y
propiedades del flujo). En este sentido y por definición, una medida directa de la
permeabilidad requiere un proceso dinámico de flujo.
2.3.4. Presión Capilar.-
La roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y las fuerzas que
mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre sí y con la roca) son expresiones de
fuerzas capilares. Durante el proceso de inyección de agua, pueden actuar junto con
las fuerzas friccionales para alterar el flujo de petróleo. Es por lo tanto importante
comprender la naturaleza de las fuerzas capilares.
Definición: La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la
interface que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la
mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre las
fases no-mojante y mojante (la presión capilar siempre será positiva).
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2.3.5. Mojabilidad.-
A diferencia de la Presión Capilar que se logra como consecuencia de la interacción
de 02 fluidos en presencia de un sólido tal como el tubo capilar o el medio poroso, el
concepto de MOJABILIDAD se refiere a la interacción de un sólido y un fluido
(líquido o gas).
Se define mojabilidad la capacidad de un líquido a esparcirse o adherirse sobre una
superficie sólida en la presencia de otro fluido inmiscible.
2.3.6. Humectabilidad.-
Tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida, en presencia de otros
fluidos inmiscibles. Los fluidos pueden ser: Mojantes o No Mojantes. Los mojantes
tienen mayor tendencia a adherirse a la roca y los no mojantes no se adhieren.
La preferencia mojante de un fluido (sobre otro) determinado sobre la superficie de la
roca, se mide en términos del ángulo de contacto. Este ángulo de contacto es el
ángulo medido entre una tangente sobre la superficie de la gota trazada desde el
punto de contacto y la tangente a la superficie.
2.4. MECANISMO DE PRODUCCION.-
Los mecanismos de producción son aquellos que aportan las energía necesaria para
que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia
donde se encuentra una presión menor a la presión del yacimiento, en este caso los
mecanismo de producción hacen que los fluidos se desplacen hacia el pozo, por
medio del cual se trasladaran hasta la superficie. Dichos mecanismos se ven
influenciados por la presión del pozo, dependiendo si esta está por encima o por
debajo de la presión de burbujeo.
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-Compresibilidad de la roca: En este tipo de mecanismo no importa si la presión
del yacimiento se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Se
ve influenciada por fuerzas tales como: fuerzas capilares debido a la presión capilar,
fuerzas gravitacionales debido a la gravedad, y fuerzas viscosas debidas a los
diferenciales de presión y a potenciales de flujo.
-Liberación de gas en solución: Este tipo de mecanismo solo existe cuando P es
menor al Pb ya que aquí se libera el gas que se encuentra disuelto en el petróleo.
-Segregación gravitacional: Para que se produzca este tipo de empuje el gas debe
tener la facilidad para moverse hacia el tope de la estructura y a medida que va
subiendo y se va acumulando va desplazando el petróleo hacia la zona de menor
presión que es el pozo.
-Empuje por capa de gas: En este caso se debe estar por debajo del Pb. El gas que
se encuentra en el tope, al reducir la presión actúa como un pistón, se expande y
empuja el petróleo hacia el pozo.
-Empuje hidráulico: En este caso se tiene un acuífero el cual no solo puede estar
en la base del sistema, también puede ser lateral; al reducir la presión se expande y
empuja al petróleo hacia el pozo; si hay un constante suministro de agua al acuífero,
significa que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco y el
desplazamiento se produce por la constante entrada de agua al sistema, la cual va
desplazando el petróleo.
-Inyección de fluidos: Se puede inyectar agua en el fondo de la estructura que se
une al acuífero y empuje al petróleo; también se puede inyectar gas en el tope de la
estructura y se une a la capa de gas o se forma una capa de gas sino existe una.
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2.5. ETAPAS DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS.-
2.5.1. Recuperación Primaria.-
Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como
recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del
reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente
contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de
recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación
del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del
casquete.
Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un
25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca.
Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se
encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El
caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión
entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del
petróleo.
La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar
el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen
el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a
descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un
tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de
gas y el empuje del agua.
Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua,
el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas.
Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos
artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay tres métodos principales de
extracción artificial:
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Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de
producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por
medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de
vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de
1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior
está unido a las varillas de bombeo.
El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son
la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos
dirigidos).
Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las
bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde
una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos
desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene
el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.
Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a
presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie.
2.5.2. Recuperación Secundaria.-
A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de
técnicas para el mantenimiento de presión en el reservorio puede producir más
petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente.
Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el
mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la
producción primaria, son supleméntales por la inyección de gas o agua. El fluido
inyectado no desplaza todo el petróleo.
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Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la
roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede
ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las
variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones
portadoras de petróleo.
La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del
número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las
características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la
relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado.
Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante
tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o
desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.
2.5.2.1. Inyección de Agua.-
El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida
por el agua.
1. Inyección periférica o externa: el agua se inyecta a través de pozos ubicados fuera
del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento.
2. Inyección en arreglos o dispersa: el agua se inyecta en el lugar donde se
encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el
yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre
de inyección interna. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área
extensa.
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2.5.2.2. Inyección de Gas.-
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.
1. Inyección de gas interna o dispersa: ocurre en el lugar donde se encuentra el
crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial y donde no hay
tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.
2. Inyección de gas externa: ocurre en donde está la capa de gas, de tal manera que
el crudo es desplazado hacia abajo.
2.5.3. Recuperación Mejorada.-
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
o secundarios.
En su mayoría existen en inyección de gases o químicos líquidos y/o en 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
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.
Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca/fluido, debido,
22
posiblemente, a mecanismos físicos y químicos y a la inyección o producción de
energía térmica, a fin de crear condiciones favorables para la recuperación del
petróleo.
Tales interacciones pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminución de la tensión
interfacial, hinchamiento del petróleo, reducción de su viscosidad, modificación de la
humectabilidad o comportamiento favorable de fases.
Los procesos de RMP (recuperación mejorada de petróleo), se han usado como una
continuación de la recuperación secundaria, por lo que se les ha denominado
procesos de recuperación terciaria.
Sin embargo, en el caso de petróleos muy viscosos y lutitas petrolíferas, con muy
poca o ninguna recuperación primaria ni secundaria, RMP se refiere a las técnicas de
recuperación de petróleo empleadas desde el comienzo de la vida productiva del
yacimiento, es decir, que no se restringen a una fase particular: primaria, secundaria
o terciaria.
En otras palabras, el término se utiliza para eliminar la confusión entre el
mantenimiento de presión, la recuperación secundaria y la 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 RMP es muy compleja y costosa con respecto a otros
procesos. A pesar de lo antes señalado, la utilización de estos métodos se ha
incrementado debido a la declinación de las reservas de petróleo.
23
2.5.3.1. Clasificación de los Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo.-
Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los
recobros por inyección de agua. Una posible clasificación de estos métodos de alta
tecnología la presentan FarouqAlí y Thomas, la cual se muestra en la figura 6 donde
los grandes grupos son térmicos y no térmicos.
Los primeros se usan con preferencia para los crudos pesados, los métodos no
térmicos se utilizan para crudos livianos, aunque algunos podrían ser aplicables a
crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.
La geología de los yacimientos y las propiedades de los fluidos determinan cual
método se debe usar, aun cuando los conocimientos fundamentales puedan
destacarlos.
Se han propuesto también métodos de RMP que no aparecen en la figura 6, los
cuales son a menudo, combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección de
alcalinos con surfactantes y polímeros, igualmente, se han sugerido y probado en los
laboratorios muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.
A continuación se discuten los métodos de RMP más prácticos, con algunos
comentarios relacionados con su aplicabilidad, es importante notar que se han
publicado muchos parámetros de selección que ayudan a definir el método más
apropiado para un yacimiento dado.
24
Fig.6. Métodos de Recuperación Mejorada
Fuente. Elaboración Propia, Datos Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
25
METODOS DE (RMP)
No- Térmicos
Invasiones
Invasión con polímeros
Invasión con Surfactantes
Invasiones Alcalinas
Invasión con Emulsiones
Invasión Micelar Combinaciones
Desplazamientos Miscibles
Procesos de Tapones
Miscibles
Empuje con Gas
Gas Inerte Gas Residual CO2 Inmiscible
Térmicos
Empuje con Gas Enriquecido
Empuje con Gas Vaporizante
Invasiones con Alcohol
Invasiones con Dióxido de Carbono
Invasiones con Nitrógeno
Inyección de Vapor
Drenaje por Gravedad
Asistido Con
Inyección Continua de Vapor
Estimulación Cíclica con Vapor
Fracturas/Calentamiento por Conducción
Combinaciones con Químicos y Solventes
Inyección de Agua Caliente (También Estim. De Pozos)
Combustión In Situ Calentamiento Eléctrico
Combustión en Reverso
Combustión Hacia Adelante (Convencional)
Calentamiento a Altas Temperaturas sin Oxigeno
Seca
Húmeda Enriquecida con Oxigeno
Otros Aditivos al Aire
No obstante, tales guías deben utilizarse con precaución, no olvidando que la
experiencia y el conocimiento son el insumo más importante en el diseño de los
proyectos de RMP. Por otra parte, hay que tener en cuenta que la mineralogía y la
geología de la formación son factores en la determinación del éxito en el campo.
2.5.3.2. Métodos de Recuperación No Térmicos.-
Los métodos no térmicos abarcan procesos químicos y los miscibles. Los primeros
incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las inyecciones micelar/polímero y
combinaciones. Los métodos miscibles incluyen los empujes miscibles a alta presión,
usando un gas de hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono, así como el
desplazamiento de hidrocarburos líquidos.
Muchas variaciones son posibles en la aplicación de estos procesos: una importante
ha sido la inyección alternada de agua y gas mejor conocida como proceso WAG (del
inglés Water Alernating Gas).
Otros métodos, que no caen estrictamente en las categorías de miscibles y químicos,
incluyen empujes de gas inmiscible por dióxido de carbono, gases inertes y otros.
2.5.3.2.1. Inyección de Químicos.-
La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que
usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran
polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos. Algunos menos
conocidos utilizan amonio líquido, alcoholes y un amplio rango de surfactantes y
álcalis.
Inyección de Polímeros.-
La inyección de polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en
añadir al agua de inyección un tapón de polímeros, 200 a 1000 ppm, de un alto peso
26
molecular (2 hasta 5 MM) antes de que esta sea inyectada en el yacimiento. Dichas
soluciones tiene la ventaja de ser muy viscosas aun cuando sean altamente diluidas.
Esta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua – petróleo, lo cual da
como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo del yacimiento
que en la invasión con agua convencional.
Con los polímeros, se forma un banco de petróleo que se empuja como la inyección
de agua convencional.
Fig. 7 Inyección de Polímeros
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
El proceso es engañosamente simple y tanto la selección del polímero como la
concentración son los pasos cruciales en el diseño. Se requieren pruebas de
laboratorio cuidadosas y aun después de esto los resultados se deben relacionar con
el campo.
27
Los polímeros más utilizados son los solubles en agua e insolubles en petróleo o
alcohol. Actualmente se usan tres tipos de polímeros; los poliacrilamidas, los
polisacáridos y los polióxidos de etileno.
Los dos primeros son los más aplicados en pruebas de campo, siendo los
poliacrilamidas los más populares, debido a que además de aumentar la viscosidad,
alteran la permeabilidad de la roca yacimiento en las zonas productoras.
Existen muchos factores que afectan a la recuperación de petróleo al usar polímeros
como ser la degradación de estos debido a la salinidad del agua intersticial, la
temperatura, el envejecimiento, la formación de geles,
Altos esfuerzos de corte y otros es por eso que se presenta un criterio de diseño para
este método.
28
Tabla 1. Inyección con Polímeros
Inyección con PolímerosCriterios de Diseño
PetróleoGravedad > 25 APIViscosidad < 150 cp.(preferiblemente < 100)Composición No critica YacimientoSaturación de petróleo > 10% del VP de petróleo móvilEspesor neto no criticoprofundidad < 9000 piesRazón de movilidad 2 – 40Permeabilidad > 20 mdFactor de heterogeneidad 0,5-0,85Temperatura < 175 °FAguaSalinidad preferiblemente bajaLitologíaAreniscas preferiblemente, pero pueden ser usados en carbonosse deben evitar calizas con alta porosidad Factores Favorables condiciones apropiadas para inyección de aguaAlta saturación de petróleo móvilAlto ØhFactores desfavorablesFracturas extensivasEmpuje fuerte de aguaCapa de gasAlto contraste de permeabilidadAgua de formación altamente salinaProblema de inyectividad severoAlto contenido de arcilla y calcio
Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Inyección de Surfactantes.-
Los surfactantes son compuestos orgánicos de petróleo crudo y otros aditivos, que
mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial.
29
El principal objetivo de este proceso es recobrar el petróleo residual, 20 a 40% del
volumen poroso (VP), puede mejorar la eficiencia del barrido volumétrico. Algunas de
las primeras investigaciones con surfactantes se llevaron a cabo con la intención de
bajar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua a valores muy pequeños (menos
de 0,001 dinas/cm), de modo que el petróleo atrapado se haga móvil y sea
desplazado por el fluido inyectado. Los surfactantes utilizados son sulfonatos de
petróleo, poco costosos, fáciles de obtener en grandes cantidades y con alta
actividad interfacial.
Los estudios realizados para entender y controlar la acción de los sulfonatos han
demostrado que existe una correlación entre la eficiencia de desplazamiento y su
peso equivalente (el peso equivalente es la razón del peso molecular con el número
de grupos de sulfonatos presentes en la molécula): los sulfonatos con alto peso
equivalente causan una gran reducción en la tensión interfacial, pero
desafortunadamente no son solubles en agua y son rápidamente adsorbidos.
Tal como se observa en la fig. 8, generalmente para asegurarse de que la movilidad
este bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen
de solución de polímeros. Además se utilizan varios aditivos con el surfactante para
protegerlo contra las sales minerales del agua de la formación por la precipitación o
secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio,
carbonato y trifosfato de sodio.Fig. 8 inyecciones de surfactantes
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
30
Tabla. 2 Inyección con Surfactantes
Inyección con surfactantes. Criterios de Diseño
PetróleoGravedad > 25 APIViscosidad <30 cp.(a condiciones de yacimiento)Composición livianos intermedios son deseablesYacimientoSaturación de petróleo >30%Espesor neto >20 piesprofundidad > 8000 pies Permeabilidad > 20 mdTemperatura < 175 °FAgua< 5000 ppm de calcio y magnesio ( se requiere pre lavado)< 100000 ppm de solidos totales disueltos ( se requiere pre lavado)Agua suave de baja salinidad, debe estar disponible para un tapón de limpiezaLitologíasolamente arenisca, con bajo contenido de arcillas, sin yeso ni anhidritaFactores Favorables Formación homogéneaBarrido de inyección de agua > 50%Alto ØhFactores desfavorablesFracturas extensivasCapa grande de gasEmpuje fuerte de aguaAlto contraste de permeabilidad
Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Inyecciones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad.-
La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso emulsificante in situ. Este
método de RPM requiere adicionar al agua de inyección ciertas sustancias químicas
como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda caustica o carbonato de sodio, las
cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contienen el petróleo del yacimiento.
A medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo
sustancias jabonosas en la interface petróleo – agua, los cuales permiten que el
petróleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos:
31
a) Reducción de la tensión interfacial como resultado de la formación in situ de
surfactantes.
b) Cambio de humectabilidad, de humectado por petróleo a humectado por agua.
c) Emulsificación y entrampamiento del petróleo para ayudar a controlar la
movilidad.
d) Emulsificación y arrastre de petróleo.
e) Solubilizacion de las películas rígidas de petróleo en la interface petróleo –
agua.
El proceso es muy complejo y no es fácil de entender, pero la recuperación mejorada
se obtiene cambiando la mojabilidad de la roca y bajando la tensión interfacial, lo
cual causa una emulsificacion intermedia.
Para petróleos livianos (>30 API), el proceso requiere una concentración alta de
agente alcalino (2 – 5%), para petróleos pesados (<25 API) la concentración de álcali
es más baja, (0,1 – 1,0%) y el agua de formación debe tener una concentración
baja del ion calcio.
Fig. 9 Proceso de inyección usando soluciones alcalinas
32
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Ventajas:
El proceso es relativamente Económico
El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas.
El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo.
La conversión de inyección de agua a invasión con caustica es relativamente
fácil.
Desventajas:
Los problemas de corrosión requieren la protección de tuberías y tanques, así
como de la tubería de producción.
El proceso no es para yacimientos carbonatados
El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los pozos de
producción.
La mezcla y dispersión de la solución alcalina puede causar una respuesta
pobre.
Alto consumo de cautica.
33
Inyecciones Micelares.-
La invasión micelar o micro emulsión es un proceso muy complejo, pero es un
método RMP muy promisorio para petróleos livianos. La técnica consiste en la
inyección de un tapón micelar (cerca del 5% del VP) seguido por un volumen de
solución de polímero (del orden del 50% del VP), el cual se empuja con agua a
menudo se inyecta un reflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca.
La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y está formada
por agua, un hidrocarburo, 10 – 15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades
de sal y un alcohol adecuado; este último para controlar la viscosidad y el
comportamiento de fase. La solución, así preparada se prueba con interacciones
entre el petróleo de yacimiento y la salmuera y también en invasiones de núcleos.
Fig. 10 Inyección Micelar
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
34
Inyección de Espuma.-
Las espumas son acumulaciones de burbujas de gas separadas unas de otras por
películas gruesas de líquidos, con la prioridad de tener una viscosidad mayor que la
del gas o líquido que la componen.
La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la
estabiliza y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas o
líquidos solos.
La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido
y el volumen total de la espuma, habiéndose demostrado que la máxima calidad es
0,96 ya que se requiere un 4% de líquido para producirla.
Las que tienen una calidad mayor de 0,8 se denominan secas, presentan una mejor
dispersión de las dos fases y son más estables, las que presentan una calidad menor
de 0,7 se denominan húmedas y se caracterizan por la presencia de largas cadenas
de burbujas cilíndricas separadas por tapones de líquidos.
2.5.3.2.2. Inyecciones Miscibles.-
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible
con el petróleo existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se
reduce a cero (no existe interface), el numero capilar se hace infinito y el
desplazamiento de petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos
por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable.
En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda
estrecha (denominada zona de mezcla o zona de transición) que se expande a
medida que se mueve en el medio poroso y desplaza todo el petróleo que se
encuentra delante como un pistón.
35
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un
hidrocarburo por otro, cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, en
esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG.
El desplazamiento de un petróleo por un gas a alta presión es generalmente del tipo
de múltiples contactos, esto es la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios
contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de
varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza
un diagrama de equilibrio de fases.
Proceso de Tapones Miscibles.-
El desplazamiento de petróleo con un tapón miscible generalmente se refiere a la
inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con
el petróleo del yacimiento. La fig. 11 muestra un esquema del proceso LPG
específicamente, en este caso se inyecta un tapón (cerca del 2 – 5% del VP) de
propano u otro LPG, el cual empuja congas natural, gas pobre o gas de combustión,
seguido de agua.
Fig.11 inyección con tapones miscibles
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
36
Ventajas:
Todo el petróleo contactado se desplaza.
Se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.
El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos.
Se puede utilizar como un método secundario o terciario
Desventajas:
El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones
muy inclinadas.
El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión.
El material del tapón es costoso.
Procesos con Gas Enriquecido o Empuje con Gas Condensante.-
Tal como se observa en la fig. 12, en este caso se usa un tapón de metano
enriquecido con etano, propano o butano (10 – 20% VP), empujado por un gas pobre
y agua. Estas fracciones son ampliamente transferidas al petróleo cercano a los
puntos de inyección.
A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los componentes
enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo.
37
Fig. 12 Procesos con gas Enriquecido
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Ventajas:
El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo
residual contactado.
La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.
El proceso es más económico que el tapón de propano.
Se desarrollan miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas
pobre.
El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de diseño.
Desventajas:
Tiene una pobre eficiencia
Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad.
El costo del gas es alto.
La presencia de canalizadores lleva a la desaparición del tapón.
38
Empuje con Gas Vaporizante o de Alta Presión.-
Este proceso de múltiples contactos que requiere inyección continúa a alta presión
de gas pobre como el metano o el etanol y como en el caso de gas enriquecido, se
necesitan múltiples contactos entre el petróleo del yacimiento y el gas inyectado
antes de que se forme la zona de miscibilidad.
Sin embargo, al contrario del método de gas enriquecido, donde los componentes
livianos se condensan fuera del gas inyectado y dentro del petróleo, las fracciones
intermedias hasta el hexano son transferidos del petróleo hacia el gas, hasta que se
alcance la miscibilidad y la presión de operación sea alta, por encima de unas 2900
Ipc.
La Fig.13 muestra cómo se aplica el proceso en el yacimiento.
Fig.13 Proceso miscible con gas Vaporizante
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Ventajas:
El proceso de gas pobre alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana
del 100%.
La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.
39
Es más económico que el proceso del tapón de propano o gas enriquecido.
No existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección
continua.
Desventajas:
Requiere altas temperaturas.
Tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico
en fracciones del C2 al C6.
La eficiencia areal y la segregación debido a la gravedad son pobres.
El costo del gas es alto y los sustitutos requieren altas presiones de inyección
y ser separados de la corriente gaseosa una vez que ocurre la irrupción y se
comience a producir.
Inyección alternada de agua y gas.-
En este proceso se inyectan tapones de agua y gas alternadamente, los cuales se
mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos
productores en una relación agua – gas determinada, de manera que el tapón de
agua no alcance el banco de fluido miscible (gas) donde está ocurriendo el principal
desplazamiento.
La inyección alternada de agua y gas se espera que convenga las ventajas de un
desplazamiento miscible con las de inyección de agua.
Fig. 14 inyección alternada de agua y gas
40
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Inyección Usando solventes.-
Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son
miscibles. Los agentes miscibles podrían mezclarse en todas las proporciones en el
petróleo que será desplazado, pero la mayoría de ellos solo exhibe una miscibilidad
parcial con el petróleo y por eso se les denomina solventes.
Muchos de hecho pueden ser miscibles con el crudo en las condiciones adecuadas,
pero la mayoría de los solventes comerciales son inmiscibles con fase acuosa.
Inyección de alcohol.-
Se han realizado operaciones de campo en las cuales se inyecta alcohol como
solvente en el petróleo, y se ha demostrado que a pesar del alto costo, este método
puede ser aplicado comercialmente. Este proceso difiere de los desplazamientos
miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se desplazan si las concentraciones
de alcohol en el tapón son suficientemente altas.
Si esta cae por debajo de ciertos niveles, se pierde la miscibilidad y el proceso se
convertirá en inyección de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para
empujar el tapón de alcohol.
41
El uso del alcohol isopropilico está limitado porque inicialmente es miscible con el
petróleo y el agua connata y por lo tanto, el contenido de alcohol de la mezcla se
diluye por debajo del nivel necesario para mantener la miscibilidad. El uso de
cantidades grandes de alcohol parece prometedor, pero más costoso.
Inyección de Dióxido de Carbono.-
El dióxido de carbono en estado líquido (temperatura critica 88°F y presión critica de
1073) es el agente miscible preferido para el recobro de petróleo, pero debido a su
baja temperatura critica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El
desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas Vaporizante, pero en
este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. Como resultado la invasión
con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos a presiones de
miscibilidad mucho más bajas que las requeridas en los procesos con gas
Vaporizante.
La presión mínima de miscibilidad (PMM) se puede determinar en el laboratorio o
bien utilizando las correlaciones presentadas por Holm y Josendal.
El CO2 también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto muy importante en
crudos pesados) y causa su hinchamiento, pero el principal mecanismo en el caso de
petróleos livianos es el desplazamiento miscible.
Se han propuesto varios esquemas de inyección con CO2 y a menos que la
permeabilidad del yacimiento al agua sea muy baja un esquema recomendable es la
inyección de un tapón de CO2 de 5% del VP, seguido por agua, hasta que se cerca
del 20% de CO2 se haya inyectado.
Este método se debe usar en yacimientos con crudos desde moderadamente livianos
(gravedad API>25°), los suficientemente profundos como para estar por encima de la
PMM y si existe disponibilidad de CO2 es una mejor selección que otros métodos
miscibles en vista de su alta viscosidad y mayor densidad que el metano.
42
Fig. 15 Inyección de Dióxido de Carbono
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Inyección de Nitrógeno.-
Los procesos de recuperación mejorada por inyección de nitrógeno constituyen un
método viable si el yacimiento cumple con ciertos requisitos, condiciones que se
describen de manera resumida a continuación:
El crudo de Yacimiento:
Debe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano (C2-C6) o
hidrocarburos livianos. Estos se caracterizan por ser crudos livianos con
gravedades API>35°.
Tienen un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado
en condiciones de yacimiento.
Está saturado de metano (C1).
El yacimiento:
43
Debe estar a una profundidad igual (o mayor) a los 5000 pies, a fin de mantener las
altas presiones de inyección (≥ 5000 Lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad
del crudo con el N2 sin fracturar la formación.
En general cuando se inyecta N2 en un yacimiento este forma un frente miscible por
vaporización de componentes livianos presentes en el crudo.
Tabla.3 Procesos Miscibles
Procesos MisciblesCriterios de Diseño
PetróleoGravedad > 25° API Viscosidad < 15 cp.(a condiciones de yacimiento)
Composición Alto porcentaje de hidrocarburos intermedios, especialmente C5 – C12
YacimientoSaturación de petróleo > 30% Presión > 1100 lpc profundidad > 2000 pies Permeabilidad no es crítica (> 1 md) AguaNo es critica LitologíaNo es critica Factores Favorables Disponibilidad del gas Buzamiento Alto Espesor alto Baja permeabilidad vertical Formación Homogénea Factores desfavorablesFracturas extensivas Presencia de un buen acuífero Permeabilidad vertical alta en un yacimiento horizontalInversión inicial alta Alto contraste de permeabilidad
Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
2.3.3.5. Empuje con Gas.-
44
La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más
prometedores para recobrar el petróleo residual que quedan en las zonas barridas y
no barridas de los yacimientos después de la inyección de agua debido a la
disminución de la tensión interfacial y las mejoras de la movilidad de crudo, los
desplazamientos miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido.
Inyección Cíclica de Gas.-
La inyección cíclica de gas es un proceso que consiste en la inyección de un
volumen determinado de gas (tapón) en un pozo productor.
Después de esta inyección, el pozo se cierra durante un periodo (tiempo remojo)
para permitir el equilibrio de las fases en la formación y posteriormente, se reabre la
producción. El más común de estos procesos es la inyección cíclica de CO2 también
conocido como “CO2huff and puff’’ y a pesar de que fue propuesto inicialmente como
una alternativa a la inyección cíclica de vapor. Los mecanismos de producción
atribuidos a la inyección cíclica de CO2 son:
a. Reducción de la viscosidad del crudo.
b. Hinchamiento del petróleo.
c. Empuje por gas en solución.
d. Disminución de la tensión Interfacial.
e. Cambios en la mojabilidad del medio poroso.
Inyección de Agua Carbonatada.-
Consiste en agregar dióxido de carbono al agua de inyección, con el objeto de lograr
una razón de movilidad favorable entre la fase desplazante y la fase desplazada por
efecto de la reducción de la viscosidad del petróleo al mezclarse con el CO2 del
agua. La zona de agua carbonatada se desplaza posteriormente mediante la
inyección de agua.
Fig. 16 Inyección de agua carbonatada
45
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
2.3.3.4. Métodos Térmicos.-
Los métodos de recuperación térmica particularmente la inyección cíclica y continua
de vapor han demostrado ser los procesos de recuperación mejorada de mayor éxito
en los últimos años.
El objetivo básico en la aplicación de tales métodos es la reducción de la viscosidad
del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo cual son especialmente
adecuados para petróleos viscosos (5 - 15° API) aunque también se usan petróleos
hasta de 45° API. Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos son: la
reducción de saturación de petróleo residual a consecuencia de expansión térmica,
el aumento de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razón de la movilidad,
destilación con vapor, craqueo térmico y otros.
Inyección de Agua Caliente.-
La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación
más simple y seguro y dependiendo de las características del yacimiento pude ser
económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se
desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Durante el
proceso (Fig. 16), la zona vecina al pozo inyector se va calentando y a su vez parte
del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes.
46
El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible
y como consecuencia su temperatura disminuye además como se mueve alejándose
del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del
yacimiento se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la
temperatura de inyección en el pozo inyector hasta la del yacimiento a una cierta
distancia del pozo inyector.
Fig. 17 Inyección de Agua caliente
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Inyección Continua de Vapor.-
En principio, como la inyección de agua este es un método de empuje de arreglos,
con pozos de inyección y producción. En este caso el comportamiento depende
básicamente del tamaño del arreglo ya que las pérdidas de calor hacia las rocas
adyacentes pueden consumir gran proporción del calor inyectado. Como se observa
en la fig.17, el vapor se inyecta continuamente en el pozo inyector, lo cual genera en
la formación una zona de vapor que avanza a una taza siempre decreciente.
47
Fig.18 Inyección continúa de vapor
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
48
Tabla.4 Inyección Continua de VaporInyección Continua de Vapor
Criterios de DiseñoPetróleoGravedad < 25° API Viscosidad 20 - 1000 cp.Composición No critica YacimientoEspesor > 20 pies Saturación de petróleo > 500 Bbl (are-pie) profundidad 300 - 3300 pies Permeabilidad > 200md Transmisibilidad kh/μ> 100 md - pies/cp.Agua las propiedades del agua de formación no son criticas el agua para la generación del vapor debería ser relativamente suave,ligeramente alcalina, libre de oxígeno, de sólidos , de petróleo, de H2Sy de hierro disueltoLitología Contenido de Arcillas bajo Factores Favorables Disponibilidad del gas Bajo costo de combustibles Disponibilidad de pozos que puedan ser utilizados Alta calidad del agua Alta densidad de pozos Alto espesor neto con relación al totalFactores DesfavorablesFuerte Empuje de Agua Capa grande de Gas Fracturas extensivas
Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Inyección Alternada de Vapor.-
Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo, un volumen
preestablecido de vapor por un período que va de una a tres semanas.
49
Después de la inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días,
con el propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se
disperse uniformemente alrededor del pozo.
Luego se abre nuevamente el pozo para producir hasta que el proceso deje de ser
económicamente rentable. A continuación se muestra un esquema del proceso.
Fig. 19 Inyección Alterna de Vapor
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
El nombre del método se debe a la alternabilidad que existe entre las etapas de
inyección de vapor y de producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de
inyección, remojo y producción y el tiempo que duran constituyen un “ciclo” en el
proceso, por lo que también se denomina Inyección Cíclica de Vapor o Remojo con
Vapor.
50
El ciclo, también conocido como huff and puff, puede repetirse hasta que la
respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del yacimiento y al
aumento de la producción de agua.
Fig. 20 Respuesta de producción de la inyección cíclica de vapor
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Este método RPM se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el
recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la
energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo,
facilitando su movimiento a través de la formación y aumentando la producción de los
pozos.
Después que el pozo se abre a producción y que se bombea, la tasa de petróleo
aumenta y se mantiene así por un período largo (70 BPD en promedio durante seis
meses), hasta que el rendimiento se vuelve antieconómico o hasta que el petróleo se
toma demasiado frío (viscoso) para ser bombeado. Luego se repite todo el proceso
muchas veces, debido a que es económico y conveniente. Este método se utiliza en
yacimientos poco profundos, con pozos perforados en espacios cortos.
51
Generalmente, después de este proceso se inicia una inyección continua de vapor
por dos razones:
Para continuar el calentamiento y la mejora de las condiciones del petróleo.
Para contrarrestar la declinación de la presión del yacimiento.
De tal forma que pueda continuar la producción. Cuando comienza la inyección
continua, algunos de los pozos originalmente inyectores se convierten en
productores.
La inyección cíclica de vapor tiene su mejor aplicación en crudos altamente viscosos,
con un buen empuje del yacimiento.
Generalmente el comportamiento declina a medida que se aumenta los ciclos lo cual
no se realiza si ocurren fracturas. La recuperación de petróleo es relativamente baja,
ya que solo se afecta una parte del yacimiento.
52
Tabla. 5 Inyección Cíclica o Alternada de Vapor
Inyección Cíclica o Alternada de VaporCriterios de Diseño
Petróleo Viscosidad >400 cp. en condiciones de yacimientoGravedad < 16° APIYacimientoProfundidad <3000 pies Espesor >50 pies Porosidad >25%Petróleo In situ >1000Bbls (acre – pie)Permeabilidad >100md Transmisibilidad >100md – pies /cp.Temperatura No es crítica AguaLas propiedades del agua connata del yacimiento no son críticas. El agua del generador de vapor deberá ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxígeno, de sólidos, de Petróleo, de H2 S y de hierro disuelto. LitologíaContenido de arcillas bajo Factores FavorablesPozos existentes adaptables a la inyección de vaporDisponibilidad de combustible para suplir a los generadores de vaporDisponibilidad de agua, que sea barata y ligeramente alcalina, libre de H2 S, petróleohierro disueltoPresión de yacimiento adecuada en arenas más finasFormación homogénea Factores DesfavorablesFuerte empuje de aguaCapa de gasFracción de arena total baja
Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor.-
Este proceso fue desarrollado específicamente para la recuperación in situ del
bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas. El proceso se aprovecha de la
segregación vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales, con el pozo
productor horizontal localizado en el mismo plano vertical.
Fig.21 Proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor
53
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo es el productor; El objetivo es
introducir el vapor continuamente y remover el vapor condensado que se va
formando junto con el petróleo que se va calentando.
En la figura se muestra como el vapor se introduce cerca del fondo del yacimiento y
tiende a elevarse, mientras que el petróleo calentado tiende a caer hacia el fondo. La
cámara de vapor que se va formando encima del productor, se mantiene a una
presión constante durante todo el proceso y está rodeada por la arena petrolífera fría
a través de la cual fluye el vapor hacia la interfase y se condensa; esto permite que el
petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.
Combustión In Situ.-
La combustión in situ o “invasión con fuego”, es un método único debido a que una
porción del petróleo en el yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el
calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica.
Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento:
54
El primero se denomina Combustión Convencional o “hacia adelante”, debido
a que la razón de combustión avanza en la misma dirección del flujo de
fluidos.
El segundo denominado Combustión en Reverso o en “contracorriente”, la
zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos.
Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas,
limitaciones y aplicaciones específicas.
El tercer tipo es la Combustión Húmeda, mejor conocida como como proceso
COFCAW, en el cuál se inyecta agua en forma alterada con el aire, creándose
vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los
requerimientos de aire.
El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o
quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo
del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido.
Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el
calentador, pero se continúa la inyección de aire para mantener el avance del
frente de combustión.
Tabla. 6 Combustión In situ
55
Combustión in situ Criterios de Diseño
PetróleoGravedad < 40° API Viscosidad < 100 cp(Rango normal 100 - 5000)Composición Componentes asfalticos YacimientoEspesor > 10 pies Saturación de petróleo > 500 Bbl (are-pie) profundidad >500 pies Permeabilidad > 150°F Transmisibilidad kh/μ > 20 md - pies/cp Agua El Agua connata no es critica Litología Contenido de Arcillas bajo Factores Favorables Temperatura del yacimiento alta Buzamiento alto Espesor neto alto en relación con el total Permeabilidad Baja Alto Øh Factores desfavorablesFracturas extensivas Fuerte Empuje de Agua Capa grande de Gas Fluidos producidos altamente constantes Problemas serios con las emulsiones pre-existentes
Fuente. Elaboración Propia, datos d Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
Combustión Convencional
Este proceso también se denomina Combustión Seca debido a que no existe una
inyección de agua junto con el aire.
Fig. 22 Esquema de una Combustión In Situ Convencional
56
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
En la fig.22 se observa como la combustión es hacia adelante, pues la ignición
ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo
inyector hasta el pozo productor. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, dando
como resultado la producción de grandes volúmenes de gases residuales que
causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo, abrasión, erosión y
otros, además se crea más restricciones al flujo de petróleo en el yacimiento debido
a la alta saturación de gas.
A medida que el proceso de combustión avanza, se genera calor dentro de una zona
de combustión muy estrecha, hasta una temperatura muy elevada (alrededor de
1200°F). Inmediatamente delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo de
petróleo, que origina el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales
se queman para mantener la combustión.
La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón y debe quemar o
desplazar todo lo que se encuentra delante antes de su avance. El petróleo
localizado se encuentra a la temperatura original del yacimiento por un período largo
y así se va haciendo móvil y puede ser producido.
57
Generalmente existe una segregación por gravedad severa en la zona de
combustión y como resultado la misma es más horizontal que vertical.
Una vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan
y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En contrapartida, la
viscosidad de petróleo se reduce, de manera que la tasa de producción de petróleo
alcanza un máximo.
El enfriamiento de los productores puede ser necesario y la corrosión, un problema
inherente a la combustión in situ, se vuelve cada vez más severa. Cuando se usa
oxígeno enriqueciendo, la ruptura prematura del oxígeno también es un problema.
Las diferentes interacciones que ocurren durante el proceso son las siguientes:
1. Zona de Aire Inyectado y Zona de Agua: Esta zona se extingue a medida
que el frente de combustión avanza.
2. Zona de Aire y Agua Vaporizada: El agua inyectada o formada se convertirá
en vapor en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona
no quemada de la formación ayudando a calentarla.
3. Zona de Combustión: Esta zona avanza a través de la formación hacia los
pozos productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la
cantidad de petróleo quemado y de la tasa den inyección de aire. Se
desarrollan temperaturas que van desde los 600°F hasta los 1200°F.
4. Zona Craqueo: Las altas temperaturas que se desarrollan delante de la zona
de combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se
vaporicen, dejando un carbón residual formado por las fracciones más
pesadas, también denominado “coque”, que actúa como combustible para
mantener el avance del frente de combustión.
58
5. Zona de Vapor: Aproximadamente a los 400°F se desarrolla una zona de
vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos livianos
vaporizados y vapor.
6. Zona de Condensación o de Agua Caliente: En esta zona, debido a su
distancia del frente de combustión, el enfriamiento causa que los
hidrocarburos livianos se condensen y que el vapor se convierta en una zona
de agua caliente (50 a 200°F).
Esta acción desplaza el petróleo miscible, el vapor condensado lo adelgaza y
los gases de combustión ayuden a que se desplace hacia pozos productores.
7. Banco De Petróleo: En esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que
contiene petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura
inicial).
8. Gases Fríos de Combustión: el banco de petróleo se enfriará a medida que
se mueve hacia los pozos productores y la temperatura caerá hasta un valor
muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El CO2 contenido en los
gases de combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual
produce el hinchamiento y la reducción de su viscosidad.
59
Fig. 23 Zonas Formadas en un Proceso de Combustión In Situ
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
Una ventaja del proceso de combustión convencional es que la parte quemada del
crudo en la forma de coque es menor, dejando la arena limpia detrás del frente de
combustión.
Sin embargo, tiene dos limitaciones: primero, el petróleo producido debe pasar a
través de una región fría y si éste es altamente viscoso, ocurrirá un bloqueo de los
líquidos, lo cual puede ocasionar la finalización del proceso; segundo, el calor
almacenado fuera de la zona quemada no es utilizado eficientemente debido a que
el proceso finaliza cuando se detiene la inyección de aire, Porque la zona quemada
se haya extinguido o porque el frente de combustión alcanza los pozos de
producción.
60
Combustión en Reverso
En este caso como en el anterior, existe un pozo inyector de aire y un pozo
productor. Pero esta vez la formación se enciende en los productores, no en los
inyectores como ocurre en la combustión hacia adelante.
La combustión en reverso no es tan eficiente como la convencional, debido a que
una fracción deseable del petróleo se quema como combustible mientras que la
fracción no deseable permanece en la región detrás del frente de combustión.
Además, requiere el doble de la cantidad de aire que una convencional.
Otra desventaja de este proceso es la fuerte tendencia a la combustión espontánea.
Fig. 24 Proceso de Combustión en Reverso
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición
61
Combustión Húmeda
También conocida como proceso COFCAW (combinación de combustión
convencional más inyección de agua), constituye una solución para la segunda
limitación del proceso convencional, es decir, la utilización ineficiente del calor
almacenado detrás del frente de combustión.
En la combustión seca convencional, más de la mitad del calor generado se
encuentra entre el pozo inyector de aire y el frente de combustión. Se han realizado
muchos intentos para transferir este calor delante de la zona quemada.
El agua, debido a su alta capacidad calorífica y a su valor latente de vaporización,
puede utilizarse ventajosamente con este propósito.
Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión
convencional, ya sea alternada o simultáneamente con el aire, se logra la
recuperación de calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del
frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente.
Con el objeto de presentar la idea del proceso en su forma más simple, considérese
el flujo unidimensional sin pérdidas de calor lateralmente y sin conducción de calor
en la dirección de flujo, tal como se presenta en la fig. 25.
62
Fig. 25 Perfiles de Temperatura y Saturación en Combustión Húmeda
Fuente. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, segunda edición.
2.5.3.4. Factores que Intervienen en la Aplicación del Método de Recuperación Mejorada de Petróleo.-
Estos métodos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta
complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el aceite y el sólido del
yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante milenarios con
la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de
masa: adsorción, intercambio iónico etc.
Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos
de no equilibrio.
63
Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el
mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy
simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables.
Adsorción y retención de surfactante.-
Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe ser ni
demasiado hidrofilíco ni demasiado lípofílico
.
Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons (para
sales de sodio) producen tensiones ultrajabas con muchos crudos; no son sin
embargo muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la fase acuosa si
disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio notable.
Adsorción.-
La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores
tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han realizado estudios acerca de
la influencia de la estructura sobre la adsorción, los cuales parecen indicar que una
mayor ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la baja tensión y
disminuir la adsorción.
Precipitación y retención.-
El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por
ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes de sorbidos de las arcillas. Se
sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo
tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su
capacidad de producir tensiones ultrajabas.
64
Intercambio iónico.-
Las rocas almacén contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada
con arcillas.
En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en equilibrio con la salmuera
connata. Al inyectar una nueva fase acuosa, se produce en general un nuevo
equilibrio físico-químico, el cual puede resultar en un intercambio de iones entre la
solución inyectada y la roca. Si tal fenómeno resulta en la desorción de cationes
polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede producir la precipitación de una
parte de los sulfonatos.
En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salinidad de la solución inyectada,
es decir que cambia la formulación.
Se ha pensado eliminar este problema inyectando un cierto volumen de agua antes
de inyectar la solución de surfactante. Tal proceso de pre-lavado (preflush) con un
agua de salinidad semejante a la solución de surfactante a inyectar debe producir la
desorción de los iones divalentes antes del contacto con la solución de surfactante.
Parece que este método no ha dado resultados del todo satisfactorios. Una dificultad
suplementaria radica en las heterogeneidades del yacimiento, ya que la capacidad
de intercambio iónico de la roca puede variar de un punto a otro, dependiendo de la
naturaleza química de la roca.
Problemas de emulsiones.-
En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite atrapada,
la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el movimiento
en el medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión interfacial ultra-
baja, puede ser suficiente para producir emulsiones.
65
Por otra parte, las emulsiones pueden resultar de procesos de no-equilibrio como la
emulsiona ión espontánea en presencia de surfactantes, o cuando éste se forme in-
situ al contactarse un crudo ácido con una solución alcalina.
La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las
emulsiones son extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones a
eso. En este caso la emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco de
aceite.
Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya que la
emulsión formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de masa)
que no se produce necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las
emulsiones formadas pueden ser a menudo estables y viscosas y pueden taponar el
yacimiento.
Eso ha ocurrido en ciertos ensayos pilotos, y por lo tanto ha despertado suspicacia
acerca del método alcalino.
Problemas con polímeros.-
El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico
que el tapón de surfactante.
Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas
fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por
filtración en los poros pequeños.
Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se
desplaza con su fluido solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al
atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente.
66
Tal tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta
en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosante.
Taponamiento controlado con espumas.-
Cuando el yacimiento presenta fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, los fluidos
inyectados, que sean soluciones acuosas o vapor, tienden a "escaparse" por este
camino de menor pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las demás zonas.
Esto resulta en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en una baja
recuperación.
El fenómeno se agrava por sí mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza el
petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en consecuencia.
Si se pudieran tapar estas zonas después de haber movilizado el petróleo que
contienen, los fluidos inyectados tendrían que penetrar en las zonas de menor
permeabilidad.
Esto es lo que se está intentando hacer con espumas. Como se discutió al principio,
Jamin descubrió que una espuma presenta una considerable resistencia al fluir en un
capilar.
Tal hecho se explicó mediante la ley de Laplace y por la diferencia entre el ángulo de
contacto de avance y el de retroceso. Obviamente el problema es mucho más
complejo en un medio poroso de forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero
cualitativamente es el mismo.
2.5.5. Análisis de la eficiencia de los métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo.-
Estudios recientes de la Agencia Internacional de Energía señalan que 20% de la
producción de petróleo del mundo en el año 2030 provendrá del RMP.
67
Este análisis es en base al conocimiento de proyectos en curso y los que pudieran
realizarse en el futuro cercano.
Sin embargo, conforme los proyectos de RMP sean más exitosos y se vayan
masificando en el mundo, su participación probablemente será mayor. Claramente,
los proyectos de RMP jugarán un papel clave en el balance oferta-demanda del
futuro (y por lo tanto también de los precios).
Uno de los temas más relevantes es el incremento en el factor de eficiencia. El uso
de métodos de RMP permite extraer importantes volúmenes adicionales a los
obtenidos por la producción a través de métodos convencionales.
Los métodos térmicos, por ejemplo, han demostrado en campo ser muy exitosos
logrando obtener recuperaciones de hasta 60-65%, como es el caso de la inyección
de vapor.
Así, los yacimientos que sean susceptibles de ser explotados por estos métodos
obtendrían recuperaciones que, de otra forma, no podrían obtenerse a pesar de
llevar un estricto control operativo. Por otro lado, métodos como la inyección miscible
de gas han conseguido recuperaciones incrementales de hasta 20%. La Industria
internacional ha documentado ampliamente casos de campos exitosos.
Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación
mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para
aumentar el factor de recobro en los yacimientos.
Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que
operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relación
costo/efectividad adecuada que permitan su aplicación.
Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del
medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para
cada aplicación.
68
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
correspondiente.
69
CAPITULO III MARCO PRACTICO
3.1. GENERALIDADES.-
Campo Humberto Suárez Roca(HSR) se encuentra ubicado en la parte central del
área denominada Complejo Santa Rosa, del cual forma parte, conjuntamente a los
campos Junín, Santa Rosa Oeste, Santa Rosa y Palometas Noroeste.
Previo al descubrimiento de la estructura de Humberto Suárez Roca, en 1972, YPFB
perforó los pozos SRS-X1 y SRS-X2 con resultados negativos. Considerando este
antecedente se efectuó una reinterpretación sísmica cuyo resultado fue la definición
de una culminación nueva ubicada entre las estructuras Santa Rosa por el Este y
Junín por el Oeste. En 1973, YPFB perforó el pozo SRW-X1, descubriendo gas en
reservorios Devónicos y Silúricos.
Posteriormente, se perforó el pozo SRW-2 que resulto improductivo. En base a los
resultados obtenidos y buscando una mejor ubicación estructural, YPFB decidió
perforar el pozo SRW-X3, con resultados altamente positivos en la Arenisca Sara,
perteneciente a la Formación El Carmen.
YPFB determinó que la culminación donde se perforó el pozo SRW-X3 se denomine
Campo Humberto Suárez Roca, por lo que el pozo SRW-X3 fue renombrado como
HSR-X1. En el Campo Humberto Suárez Roca se han perforado 10 pozos, 3 de los
cuales fueron clasificados como improductivos (HSR-3, HSR-7 y HSR-9).
La empresa petrolera Chaco, inicia sus operaciones en este campo en el año 1997 y
entre otras actividades se efectuó el registro sísmico 3D sobre una cobertura total de
114 Km2 entre los años 2002- 2003, abarcando las áreas de los campos: Junín,
Santa Rosa Oeste, Humberto Suarez Roca y Santa Rosa.
70
3.1.1. Ubicación.-
El Campo Humberto Suárez Roca se encuentra ubicado en la provincia Sara del
Departamento de Santa Cruz, a 120 Km. en línea recta desde la ciudad de Santa
Cruz. El acceso al campo puede efectuárselo, en un primer tramo, a través de la
carretera nacional Santa Cruz- Cochabamba, hasta la intersección con la ruta de
acceso a la localidad de Santa Rosa del Sara. El segundo tramo, comprende un
camino con plataforma de ripio de 60 km de longitud, el mismo que conduce hasta el
Campo Humberto Suárez Roca.
Fig.26. Ubicación del Campo HSR.
Fuente. YPFB Chaco.
71
3.1.2. Antecedentes del Campo Humberto Suarez Roca.-
Como parte del proyecto de cuantificación de reservas de gas, YPFB perforó el pozo
SRW-X2, con resultados negativos. Con este resultado y con el objetivo de mejorar
la posición estructural, se perforó el pozo SRW-X3, con resultados altamente
positivos, descubriendo gas en el reservorio Piray y petróleo proveniente del
reservorio Sara. Como consecuencia de este descubrimiento, se renombró al pozo
descubridor como HSR-X1, y la estructura pasó a denominarse Humberto Suárez
Roca.
En el campo se han perforado 10 pozos, dos fueron abandonados y dos resultaron
secos. Los reservorios productores son las areniscas Piray y Sara. Los pozos fueron
terminados en al Arenisca Sara, con arreglos simple, con excepción del pozo HSR-4,
que fue terminado con arreglo doble; la línea corta para la Arenisca Piray y la línea
larga para la Arenisca Sara.
La etapa de producción del campo se inició el año 1982, y produjo hasta el año 1985,
año en que fue cerrado. El campo se reabrió a fines de 1987, y fue nuevamente
cerrado a fines de 1989. En ambas oportunidades el cierre del campo estuvo ligado a
la falta de mercado para el petróleo.
La producción de los pozos fue habilitada el año 1998, con la puesta en marcha,
primero del sistema de levantamiento artificial bombeo hidráulico, y posteriormente,
la instalación del sistema de gas lift continúo.
En abril de 1998, y con la finalidad de optimizar la producción, se instaló el sistema
de elevación artificial hidráulico en los pozos HSR-1, HSR4, HSR-6, HSR-8 y HSR-
10, pero debido a problemas de índole operativo, y los pobres caudales de
producción de los pozos, el campo fue cerrado en mayo del 2003.
72
En diciembre del mismo año, después de un rediseño de las bombas hidráulicas para
cada pozo, además del cambio del fluido motriz de petróleo por agua, se habilitó
nuevamente a producción.
3.1.3. Estado Actual de Los Pozos.-
El campo actualmente cuenta con tres pozos productores de la arenisca Sara. El
pozo HSR-1, produce asistido por bombeo hidráulico, y los pozos HSR-5 y HSR-4,
por gas lift continuo.
El HSR-6, se encuentra cerrado por problemas de aprisionamiento de la bomba
hidráulica y falta de circulación.
El HSR-8, se encuentra cerrado por bajo caudal de producción.
El HSR-10, intervenido el 2005 con el objetivo de mejorar la producción mediante el
proceso de fracturamiento hidráulico, no cumplió su objetivo por lo que el pozo fue
cerrado.
3.1.4. Aspectos Geológicos.-
3.1.4.1. Estratigrafía.-
La secuencia estratigráfica atravesada en la estructura de Humberto Suárez Roca,
está conformada por las formaciones pertenecientes a los sistemas Terciario,
Cretácico-Jurásico, Devónico y Silúrico.
73
Fig. 27. Columna Estratigráfica Campo Humberto Suárez Roca.
Fuente. YPFB Chaco.
74
3.1.4.2. Descripción Litológica.-
3.1.4.2.1. Formación Robore.-
Arenisca: Piray Espesor Promedio: 40 m
Conformada por un solo paquete de arenisca cuarzosa, gris clara, grano fino a muy
fino, sub-angulosos a sub- redondeados, buena selección, compacta.
La descripción petrográfica realizada del testigo de corona del pozo HSR-X1,
clasifica a ésta como Arenita cuarzosa (Ortocuarcita) bien consolidada, con buena
selección, de grano fino, clastos sub-angulosos a sub-redondeados. La fracción
clástica (90 a 95%) está constituida casi exclusivamente por Cuarzo, mientras que el
cemento está compuesto mayormente por sílice formada por crecimiento secundario
de cuarzo y presencia de pirita diseminada. En el tope del reservorio se observa un
10 a 15% de matriz arcillosa y abundante pirita rellenando los poros.
El reservorio Piray es productor de gas seco, un condensado de 60-62º API. De los
acumulados de la producción se determinó un promedio de 3 bbl/MMpc El reservorio
fue cerrado en reserva debido a la falta de mercado para el gas.
3.1.4.2.2. Formación el Carmen.-
Arenisca: Sara Espesor Promedio: 120 m
La Formación El Carmen comprende dos miembros, la parte superior denominado
Arenisca Sara y otro en su parte inferior sin nombre específico, integrado por
areniscas con características estratigráficas diferentes a las suprayacentes, está
constituida por arenisca cuarzosa, gris blanquecina, grano fino sub-angular, regular
selección, cemento silíceo.
75
La descripción petrográfica en los testigos corona extraídos en los pozos HSR-X1, y
HSR-5, la arenisca Sara es clasificada como una Arenita cuarzosa (Ortocuarcita)
bien consolidada, con buena selección, de grano fino a muy fino, clastos sub-
redondeados.
La fracción clástica (90 a 95%) está constituida casi exclusivamente por Cuarzo,
mientras que el cemento está compuesto mayormente por sílice formada por
crecimiento secundario de cuarzo.
La arenisca Sara es un reservorio productor de petróleo de 32º API. El GOC fue
definido en -1844 msnm, y el WOC en -1905 msnm.
La presión original del reservorio Sara era 2997 psi, y la presión actual es de
aproximadamente de 2896 psi, ambas presiones corregidas a la profundidad del
datum -1882 msnm.
3.1.4.3. Evaluación de Perfiles
La evaluación petrofísica de los reservorios Devónicos y Silúricos, se las realizó
considerando un sistema de doble porosidad. La porosidad de matriz fue
determinada siguiendo la metodología convencional de evaluación. Para los
parámetros petrofísicos en las fracturas se empleó el Método de Aguilera.
La evaluación petrofísica de los reservorios Ayacucho , Piray y Sara, se la realizó a
partir de la calibración de los registros de pozo (SP-GR-INDUCCIÓN-SÓNICO-
DENSIDAD-NEUTRÓN) con los datos de porosidad efectiva, permeabilidad,
densidad de grano, curvas de presión capilar y otros, obtenidos de estudios en
laboratorio de los testigos corona.
También se consideró en la evaluación global, los datos provenientes del control
geológico (litología, detección y cromatografía de gases).
76
Determinación del Volumen de Arcilla:
Fueron determinados a partir del perfil GR y calibrados con datos de corona. El
volumen de arcilla fue calculado con el algoritmo Larinov para rocas antiguas.
Determinación de la Porosidad :
Los informes de laboratorio describen la presencia de fracturas en los testigos corona
extraídos en el pozo HSR-X1, por este motivo se ha utilizado el Método de Aguilera,
el cual se basa en la determinación del Exponente de Doble Porosidad “m” a partir
de la ecuación logRT=-mlogØ.
Y con el cual se obtienen los valores de la porosidad de la matriz (Øm), la porosidad
de las fracturas (Øf) y el coeficiente de partición (V).
La porosidad total (ØT) fue calculada a partir del registro de densidad, el mismo que
fue previamente calibrado con los valores de porosidad obtenidos en laboratorio
sobre coronas extraídas en pozos vecinos. La corrección de la porosidad por efecto
de arcilla se realizó utilizando la curva de Vsh calculada a partir de la curva GR.
Saturación de Agua:
A partir de los registros de pozo se calculó la saturación de agua del sistema
utilizando la ecuación de Archie. Para este cálculo se utilizaron valores de a, m y n obtenidos de corona.
El valor de Rw del agua de formación utilizado en el cálculo es de 0.19 ohm-m @ 180
°F correspondiente a una salinidad de 15.000 ppm de NaCl, salinidad del agua de
formación medida en las pruebas de producción de los pozos.
77
3.1.4.4. Resumen de Propiedades del Reservorio.-
Tabla7. Parámetros Petrofísicos Campo HSR.
Nombre de Zona Profundidad Tope Espesor interno Espesor Neto de La
Formación
HSR-5 2088,88 71 54,25
HSR-10 2113 63 43,75
HSR-X1 2118 80 36,75
HSR-8 2092 102 39,50
HSR-4 2097 87 33,50
HSR-6 2111,91 64 43,75
77,83 41,92
Fuente. Elaboración Propia, datos de YPFB Chaco.
3.1.4.5. Geología Estructural.-
El Anticlinal Humberto Suárez Roca es una estructura originada por esfuerzos
compresivos de la orogénesis andina. La estructura está orientada en sentido este-
oeste, con su eje axial en la misma dirección.
La Falla inversa Santa Rosa, convergencia hacia el sur y dirección paralela al plano
axial de la estructura, tiene como origen de despegue los sedimentos pelíticos del
Silúrico. De la falla principal Santa Rosa se desprenden tres fallas transversales,
siendo la más importante la falla ubicada en medio de la estructura.
Los hundimientos norte y oeste están truncados por fallas, mientras que los
hundimientos sur y este tienen cierre estructural.
Los pozos HSR-4 y HSR-5, interceptaron a la Falla Santa Rosa, ocasionando que en
bloque bajo de la misma, se repita en su integridad la secuencia atravesada en
bloque alto.
78
Fig. 28. Modelo de Fallas Campo HSR.
Fuente. YPFB Chaco.
3.1.5 Sistema Petrolero.- 3.1.5.1 Roca Madre.-
En el área del Complejo Santa Rosa, existen por lo menos tres secciones
litoestratigráficas que son catalogadas como rocas madre de hidrocarburos:
a) las lutitas de las Formaciones Kirusillas y El Carmen (Silúrico).
b) las lutitas del Boomerang Shale e intra-Roboré (Devónico Inferior).
c) las lutitas de la base de la Formación Limoncito (Devónico Inferior-Medio).
79
Para la Formación Kirusillas, en el pozo SRW-X7, se ha medido un contenido
orgánico total (TOC) de 3%, índice de hidrógeno (HI) de 500 mgHC/gC y S2 de 15
mgHC/gC. El espesor neto es una incertidumbre, pero algunos especialistas
prefieren asignar un espesor neto de 10-20 %, considerando el espesor total de la
Formación El Carmen.
La calidad como roca madre del Boomerang Shale es buena, con potencial de
generar petróleo y gas, es catalogada como un kerógeno tipo II, con un HI de 350
mgHC/gC (Sullivan, 2000). No se tiene estudios que determinen el espesor neto.
La base de la Formación Limoncito presenta propiedades como roca madre similares
a las del Boomerang Shale, excepto por el espesor neto más delgado de la primera,
menor a 50 m. El hidrocarburo encontrado en el reservorio Sara se interpreta como
proveniente de una roca madre de edad Silúrica, Devónico medio y Devónico
superior.
3.1.5.2. Rocas Sello.-
El cuello de lutitas desarrollado por encima del reservorio Piray, constituye el sello de
tipo capilar para este reservorio. El reservorio principal Arenisca Sara, de gradiente
de presión normal, y una columna de hidrocarburo de aproximadamente 200 m, tiene
por sello a las lutitas del Boomerang Shale, siendo el sello del tipo capilar.
En el campo Humberto Suárez Roca, considerando la altura de la columna de
hidrocarburos de todos los reservorios (=< 200 m), el mecanismo de funcionamiento
del sello es por decrecimiento de la permeabilidad (tipo capilar).
80
3.1.5.3. Generación y Migración de Hidrocarburos.-
Fig.29 Mapa de Stress Térmico para la base de la Fm. Kirusillas
81
Fuente. YPFB Chaco
El mapa de esfuerzo térmico para la base de la Formación Kirusillas en el momento
actual, muestra que probablemente el área del Complejo Santa Rosa Monos Araña I,
del cual es parte el Campo Humberto Suárez Roca, se encuentra en una zona de
inicio de expulsión de gas seco.
Este mapa combina los efectos de la temperatura y del tiempo sobre la roca madre y
permite entender y a la vez predecir la distribución de los diferentes tipos de
hidrocarburos.
Este mapa, si bien no involucra al campo Humberto Suárez Roca, puede ser aplicado
en virtud a la similitud de las rocas reservorios y rocas generadoras. El gráfico
muestra que la Formación Kirusillas estuvo generando petróleo en el área del
Complejo Santa Rosa a finales del Paleozoico. Dicho petróleo se perdió durante el
Mesozoico al no existir trampas. Finalmente, este mapa a tiempo presente grafica
que la roca madre de la Formación Kirusillas se encuentra en etapa de generación
de gas seco.
82
Fig. 30 Cuadro Resumen Sistema Petrolero.
Fuente. YPFB Chaco
3.1.6. Reservorio.-
El reservorio Sara es productor de petróleo de 32º API, con una viscosidad de 2.2 en
condiciones de reservorio, y una presión de burbuja de 2985 psi.
Tabla 8. Características del Reservorio Sara
RESERVORIO PROFUNDIDAD TOPE PROMEDIO (mSS)
ESPESOR MEDIO (m)
FLUIDO PRODUCIDO
PRESION DE RESERVORIO PSI
SARA -1865.0 65.0 PETROLEO 2997
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
83
3.1.7. Reservas.-
Se adjunta el resumen de reservas estimadas por Ryder Scott a Diciembre 2009:
Tabla 9. Reservas de Condensado (MM Bbl) Campo HSRReservorio Reserva Probada (P1) Reserva Probable (P2) Reserva Posible (P3)
Piray 0,022 0,016 -Sara (GAS) - - -Sara (Petróleo) 0,479 - 0,369Total 0,501 0,016 0,369
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
Tabla 10. Reservas de Gas (BCF) Campo HSR
Reservorio Reserva Probada (P1) Reserva Probable (P2) Reserva Posible (P3)Piray 5,322 3,799 -Sara (GAS) - - -Sara (Petróleo) - - -Total 5,322 3,799 -
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
3.2. PRODUCCION DEL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA.-
3.2.1. Producción Histórica.-
Primeramente debemos mencionar que en este campo se perforaron 10 pozos,
actualmente tres son productores, uno es sumidero, tres están cerrados por ser
improductivos y tres esperando intervención.
La producción actual de este campo se realiza mediante recuperación secundaria
con los métodos de bombeo Hidráulico y Gas lift continuo, el pozo HSR-X1 con el
primer método y los pozos HSR-4 y HSR-5 con el segundo.
De esta manera es que se presenta la siguiente producción histórica del campo HSR:
84
Tabla 11. Producción Histórica del Campo HSR a Diciembre 2011
PETRÓLEO (Mbbl) GAS (MMpcd) AGUA (Mbbl)
1903 2648.65 1585.8
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
3.2.2. Producción Actual a Diciembre 2011.-
Tabla 12. Producción del Pozo HSR-1
POZO HSR-X1RESERVORIO: SARATRAMO PROBADO: 2132-2136
CHOKE GRAVEDAD PETROLEO GAS AGUA RGP PRESION
n/64 °API BPD MPCD BPD PC/BBL PSI32 33,5 721 194 250
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
Tabla 13. Producción en el Pozo HSR-4
POZO HSR-4RESERVORIO: SARATRAMO PROBADO: 2143-2146 m
CHOKE GRAVEDAD PETROLEO GAS AGUA RGP PRESION
n/64 °API BPD MPCD BPD PC/BBL PSI24 33 117 3046 26034 1280
POZO HSR-4RESERVORIO: PIRAYTRAMO PROBADO: 1951-1954 m
CHOKE GRAVEDAD PETROLEO GAS AGUA RGP PRESION
n/64 °API BPD MPCD BPD PC/BBL PSI24 56,3 76,6 3274 163794 1930
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
85
Tabla 14. Producción en el Pozo HSR-5
POZO HSR-5RESERVORIO: SARATRAMO PROBADO: 2133-2136 m
CHOKE GRAVEDAD PETROLEO GAS AGUA RGP PRESION
n/64 °API BPD MPCD BPD PC/BBL PSI24 41 76,6 3274 42742 1210
POZO HSR-5RESERVORIO: PIRAYTRAMO PROBADO: 2113-2117 m
CHOKE GRAVEDAD PETROLEO GAS AGUA RGP PRESION
n/64 °API BPD MPCD BPD PC/BBL PSI28 16,8 10300 631902 2050
Fuente. Elaboración Propia, datos YPFB Chaco.
3.3. ELABORACIÓN DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETROLEO EN EL CAMPO HUMBERTO SIUAREZ ROCA.-
3.3.1. Análisis de los Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo para la Selección del método más Adecuado para el Campo Humberto Suarez Roca.-
Después de haber estudiado los distintos métodos de recuperación mejorada de
petróleo a continuación se realizará una tabla comparativa entre los criterios de
diseño de los distintos métodos existentes y las características del campo Humberto
Suarez Roca para seleccionar el método cuyos parámetros sean adecuados para
dicho campo.
86
Tabla. 17 Criterios de Diseño para le Selección del Método Adecuado
Criterios del campo Humberto Suarez Roca Gravedad
°APIViscosidad
Cp. Composición Sat. de Petro.
Espesor neto
Profundidad pies
Permeabilidad (md)
Factor de Salinidad
Temp. °F
33 2,2 Comp. Asfalticos 37% 120 m 1865 15% 15000ppm 188Invasiones Químicas Invasión con polímeros > 25 < 100 no critica > 10% no critico < 9000 > 20 0,5 - 0,85 < 175
Invasión con Surfactantes > 25 < 30 livianos intermedios > 30 % > 20 > 8000 > 20 < 175
Invasiones Alcalinas 13 a 35 < 200 no critico < 9000 > 20 < 200
Desplazamientos Miscibles > 25 < 15 Alto por. de hidro. Inter. > 30 % > 2000 no es critica
Empuje con Gas 25 a 45 < 10
87
Térmicos
Inyección de Vapor Estimulación Cíclica con
Vapor > 400 < 16 > 50 < 3000 100 > no es critica
Inyección Continua de Vapor < 25 20 a 1000 no critica > 500 bbl > 20 300 a 3300 > 200 Drenaje Gravedad Asistido
Con Vapor
Inyección de Agua 10 a 25 <100 >20 >300 >300 >200
88
Caliente.
Combustión In Situ < 40 < 100 componentes asfalticos
> 500 bbl > 10 >500 > 100 > 150
89
Este es el método seleccionado porque cumple con las características del campo
Fuente. Elaboración Propia. Datos YPFB, Inyección de agua y Gas
3.3.2. Desarrollo del Método de Combustión in situ y Cálculos.-
La combustión in situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante
ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor
dentro del mismo. La energía térmica generada por éste método da lugar a una serie
de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y
polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como
empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión
hacia los pozos de producción.
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.
En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua alternada o
simultáneamente con el aire, originándose la denominada combustión húmeda, la
cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en
combustión húmeda normal, incompleta y súper húmeda. Las mismas persiguen
lograr una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del
yacimiento, reduciendo así los costos del proceso. Aunque el proceso de combustión
convencional es más común que el proceso de combustión en reverso, ambos
procesos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas.
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,
las cuales se indican en detalle en la figura 30.
90
Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio
poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, petróleo y gas.
En la combustión convencional, 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. 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.
Una vez que toda el agua se ha vaporizado, la temperatura en este punto aumenta
progresivamente y la viscosidad del crudo in situ disminuye, asimismo los volúmenes
de petróleo y gas aumentan por expansión térmica. Este mecanismo resulta en un
incremento del flujo de petróleo dentro de la corriente líquida. Puede ocurrir también
vaporización del petróleo cuando la presión de vapor de sus componentes exceda la
presión del sistema.
Cuando la temperatura supera los 350°C (límite que depende del tipo de crudo y de
las características del yacimiento) ya la mayor parte del petróleo ha sido desplazado
de allí hacia las zonas menos calientes del yacimiento y en el material pesado
depositado comienza a operarse la desintegración catalítica, de la que se origina un
volumen adicional de hidrocarburos livianos. Finalmente, la parte más pesada del
crudo (coque) se consume como combustible, alcanzándose la máxima temperatura
de combustión.
Las dimensiones de las zonas de altas temperaturas (combustión, deposición de
coque, desintegración catalítica y evaporación) son en realidad pequeñas y su
movimiento dentro del yacimiento obedece principalmente a dos mecanismos de
transferencia de calor: la conducción a través de la matriz sólida del yacimiento y la
convección por los gases que fluyen desde la zona caliente hacia la zona inalterada.
91
A continuación de esta zona se encuentra la zona de condensación, la cual también
se conoce como meseta de vapor pues en ella la temperatura es más o menos
constante y cercana en magnitud al punto de ebullición del agua, a la presión parcial
del agua en la fase de vapor.
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. Esto se debe al movimiento de los fluidos, entre las zonas de
combustión y condensación entre las cuales existe una marcada diferencia de
viscosidades.
Esto afecta la movilidad de los líquidos, favoreciéndose el incremento de saturación
de los mismos. Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son
muy variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la
vaporización y la condensación.
92
Estos mecanismos son auxiliados por importantes reacciones, tales como la
oxidación, destilación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren
simultáneamente en las zonas de combustión, coque y desintegración catalítica
indicadas en la figura 30.
En estas zonas ocurre también un incremento en la presión debido principalmente al
aumento en el volumen de los fluidos por expansión térmica, lo cual produce un
aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores.
La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco profundos, entre
200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por los costos de compresión e
inyección de aire), para crudos cuya gravedad oscile entre 8° y 26° API, pues ello
garantiza suficiente deposición de coque para mantener activo el frente de
combustión. Sin embargo, se ha estudiado la posibilidad de aplicar este proceso a
yacimientos de crudos más livianos (hasta 40°API), siempre y cuando se trate de
crudos de base nafténica o parafínica. A continuación se discutirán las variables
básicas envueltas en un proceso de combustión convencional.
Datos GeneralesQ de petróleo = 96 BPD
Ø = 15,2%
Soi = 37%
V g=2,1 Mpcd
ρ f=279,47 lbbl
93
CONTENIDO DE COMBUSTIBLE
El contenido de combustible, Cm, es la masa de coque o residuo rico en carbono que
resulta del craqueo térmico y de la destilación del crudo residual próximo al frente de
combustión. Se expresa en lb/pie3 y su valor varía en el rango de 1,5 a 3 lb/pie3.
Depende de una variedad de factores relacionados a:
Las propiedades de los fluidos (viscosidad del petróleo, gravedad específica,
características de destilación, saturación de agua y saturación de gas), las
propiedades de la roca (permeabilidad, porosidad y contenido de mineral), la tasa de
inyección de aire, la concentración de oxígeno, la temperatura y presión
prevaleciente.
Dado que la cantidad de combustible presente por unidad volumétrica total del
yacimiento es un factor de gran importancia en las operaciones de combustión, pues
generalmente determina el aire requerido para quemar una unidad volumétrica del
yacimiento, la manera más común para determinar el combustible que se quemaría
en un cierto yacimiento es mediante la experimentación.
Como resultado del experimento, la composición (en base seca, o sea, excluyendo el
vapor de agua) y el volumen de gas producido en la prueba son conocidos, por lo
que el análisis consiste en determinar:
El porcentaje en volumen de CO2 en el gas producido, %CO2.
El porcentaje en volumen de CO en el gas producido, %CO.
El porcentaje en volumen de N2 en el gas producido, %N2.
El porcentaje en volumen de O2 en el gas producido, %O2.
Oxígeno 2%
Dióxido de carbono 14%
Monóxido de carbono 1%
94
a.- Valor de m, razón de moléculas de CO2 a moléculas de CO. .
m=%CO2
%CO
m=141
=14
b.- Número de átomos de hidrogeno a átomos de carbono (n).
%CO2=( mm+1
)
1+( 4,761−YY
)( 2m+12m+2
+ n4)∗100
Donde al sustituir, m y Y, se obtiene:
n=106.3+2∗%CO−5.06∗(%O2+%CO+%CO2)
%CO+%CO2
n=106.3+2∗1−5.06∗(2+1+14 )1+14
=1,485
c.- Fracción del oxígeno utilizado (Y)
Y=100+4.761∗%O2
100−%O2−%O2
R
R=( 2m+12m+2
+ n4 )
R=( 2∗14+12∗14+2
+ 1.4854 )=1,338
Y= 100−4.761∗2
100−2+ 21.338
=0.909
95
El porcentaje en exceso de aire será:
% excesode aire=1−YY
∗100
% excesode aire=1−0.9090.909
=0.100
d.- contenido de combustible
Cm=4 V g
379∗100 V b∗( 21
79∗% N2−%O2+2 %CO2+
52
%CO)
Dónde:
V g=volumen degas producido , pie3
V b=volumen de la arena empacadaenel tubo decombustion
Dato de campo
V g=2,17∗103 pie3
V b=3 ¿102 pie3
Cm=4∗(2,17∗103)
379∗100 (3¿102)∗(21
79∗83−2+2∗14+ 5
2∗1)=0,0386 lb
pie3
e.- Requerimiento de Aire (a)
96
Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible depositado en
un pie3 de roca. Muchas veces se acostumbra expresar el requerimiento de aire en
millones de pies cúbicos normales (MMPCN) por acre- pie de formación.
Desde el punto de vista económico es un factor importante, puesto que determina la
relación aire/petróleo, Fao, la cual se define como el volumen de aire a ser inyectado
en orden a desplazar un BN de petróleo, y se expresa en PCN/BN .El requerimiento
de aire, a, en PCN/pie3 de roca, se obtiene a partir de los datos del análisis seco y viene
dado por:
a=
37921∗Y
∗100Cm
(12+n )∗R
a=
37921∗0.909
∗100∗0,0386
(12+1.485 )∗1.338=7,604 PCN / pie3 de roca
f.- Cálculo de la cantidad de agua formada por la combustión, Vw
V w=36
379∗350∗100∗( 21
79∗% N 2−%O2−%CO2−
12
%CO )
V w=36
379∗350∗100∗( 21
79∗83−2−14−1
2 )=0.000015098 BlPCN
g.- Cálculo de la saturación de petróleo consumido como combustible, Sr
Datos campo:
97
Ø = 15,2%
Soi= 37 %
ρ f=279,47 lbbl
Sr=Cm
ρf∗∅
Dónde:
So=es la saturación inicial de petróleo
Sr=es la saturación de petroleo consumido comocombustible
ρ f=densidad del combustible lbbl
Sr=0,0386
279,475.615
∗0.152=0,0051
h.- cálculo de la relación aire inyectado/petróleo desplazado, (Fao¿
Fao=(5.615 ) a
(S¿¿oi−Sr)∅ R¿
:
Fao=(5.615 )∗7,604
(0.37−0.0051 )∗0.152=769,80 PCN / Bl
i.- Calor de Combustión
Es el calor que se genera durante la combustión de una determinada cantidad de
combustible. En general se expresa en BTU/lb de combustible consumido y se
determina mediante:
98
∆ H= 174.000 m(m+1)(n+12)
+ 52.500(m+1)(n+12)
+ 61.500n(n+12)
∆ H = 174.000∗14(14+1)(1,485+12)
+ 52.500(14+1)(1,485+12)
+ 61.500∗1.485(1,485+12)
=19.076 BTUlb
j.- Cálculo de la velocidad del frente de combustión, Vf
Es la velocidad con la cuál viaja el frente de combustión en un determinado punto del
yacimiento. Así, si la tasa de inyección de aire es ia, PCN/día, entonces para flujo
radial a una distancia rf del pozo inyector, la velocidad del frente de combustión,
pie/día.
Al aplicar el proceso al campo, en el cual el espesor de la formación es de 394 pies
y se asume una tasa de inyección de aire igual a 1,2 x 106 PCN/día.
Se calculara la velocidad del frente de combustión a una distancia de 88 pies, la
posición del frente de combustión al final de 1 año y la velocidad del mismo a ese
tiempo.
.
U a= 1,2∗106
2 π∗88∗394=5,51 PCN
pie2−d
V f =5,51
7,604=0,72 pie
k.- cálculo de la posición del frente de combustión
99
U= 1,2∗106
2 π∗7,604∗394=63,75 pie /d
R f2=2∗63,75∗1∗365=46537,5
R f=√46537,5=215,725
l.- Cálculo de la velocidad del frente de combustión
V b=63,75
215,72=0,295
m.- Eficiencia Areal y Vertical
Una revisión de una gran cantidad de proyectos sobre combustión llevadas a cabo
en diferentes partes del mundo, revela que las eficiencias areal y vertical varían
ampliamente: de 40% a 85% para areal y de 20% a 100% para vertical.
La eficiencia volumétrica, definida como el producto de la eficiencia areal por la
eficiencia vertical:
Ev=EA x E 1
Ha sido reportada en el rango de 30% a 100%.
En este caso particular se utilizara una eficiencia Areal de 62,6% y una eficiencia
Vertical del 100%
Ev=62,2 % x100 %=0,6=60 %
Ha sido reportada en el rango de 30% a 100%.
n.- Calculo del volumen de petróleo producible por acre-pie de yacimiento
100
Np=7758 [(∅ SOI EvBoi
−CmFρ f
)+ (1−Ev ) (0,40 )∅ SOI
Boi]
Dónde:
∅ : Porosidad de la formación, fracción
ρf : densidad del combustible quemado (coque), lb/ pie3.
Soi : saturación inicial de petróleo, fracción
Boi : factor volumétrico del petróleo, BY/BN
Cm : contenido de combustible, lb/ pie3.
F: factor de corrección, adimensional.
El factor de corrección F, está dado por:
F=(1−∅ )
(1−∅ p)
Donde, ∅ p es la porosidad del empaque de arena en el tubo de combustión,
fracción.
Se pudo observar que las características del campo Humberto Suarez Roca,
presentas características similares a la de otros campos a nivel mundial de esa
manera es que se define la ∅ p como un 10% mas alta que la ∅ del Reservorio.
F=(1−0,152)(1−0,252)
=1,13
101
Np=7758∗[( 0,152∗0,37∗0,61,39
−0,0386∗1,1362,4 )+(1−0,6 ) (0,40 ) 0,152∗0,37
1,39]
Np=233,13 BlAcre−pie
CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 INVERSIÓN.-
La inversión total del proyecto se encuentra en análisis final posteriormente para el
borrador final se contara con la misma.
4.2. INGRESOS.-
La propuesta planteada para este proyecto contempla el diseño de la elaboración de
un proyecto de recuperación mejorada de petróleo en el campo Humberto Suarez
Roca Analizando el ingreso Bruto los costos de producción, transporte y de
impuestos y regalías.
Precios:
(P crudo): [27 $us/bbl], pero ahora con el nuevo Decreto Supremo 1202 el valor
haciende a 57,11$us/bbl
Costos:
(Cp) Costo de Producción.: [51 $us/bbl de BOE]
(Ct) Costo de Transporte.: 0
102
(Cir) Impuesto y Regalía: 0.52
Relaciones promedio en función al caudal pronosticado:
Petróleo = 233,3 Bpd
El Barril Equivalente de Petróleo (BOE) está dado por la siguiente ecuación:
BOE=(Qc )∗t [bbl ]
BOE=233,3 BlDia
∗1dia
BOE=233,3 Bbl
Con estos valores podemos empezar a calcular los indicadores económicos utilizando las siguientes ecuaciones:
Ingreso bruto:
Ingresobruto=Qc∗Pc
Ingresobruto=233,3∗57,11
Ingresobruto=13323,76 $us
Costo de Producción:
CostoProduccion=BOE∗Cp
CostoProduccion=233,3∗51
103
CostoProduccion=11898,3 $us/dia
Costo de Transporte:
CostoTransporte=0
Costo de Impuestos y Regalías:
CostoImpuestos y Regalias=Ingresobruto∗0,52
CostoImpuestos y Regalias=13323,76∗0,52
CostoImpuestos y Regalias=6928,35 $us /dia
Egresos:
Egresos=Costo Produccion+CostoTransporte+CostoImpuestos y Regalias
Egresos=11898,3+0+6928,35
Egresos=18826,65 $ us /dia
104
CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones.-
Después de Haber realizado el presente proyecto se llegaron a las siguientes
conclusiones:
Se pudo adquirir un amplio conocimiento de los distintos métodos de
recuperación mejorada de petróleo con lo cual posteriormente se pudo realizar
la aplicación de un método en el Campo Humberto Suarez Roca.
Se escogió un método de recuperación mejorada denominado combustión in
– situ con el cual se Realizó el estudio para lograr el incremento de la
producción en el campo Humberto Suarez Roca.
El recobro de crudo mediante el uso del proceso de combustión in situ permite
realizar un recobro adicional alrededor del 70%.
Se demuestra que el trabajo de intervención en el campo Humberto Suarez
roca es muy positivo, ya que se logra disminuir la caída del índice de
productividad.
105
5.2. RECOMENDACIONES.-
Con la finalidad de mejorar la calidad de los resultados en futuras experiencias, y de
ampliar los alcances de este estudio, se recomienda:
Ampliar el Proyecto de Recuperación Mejorada de Petróleo a los demás
Campos petroleros que presentan problemas de declinación de la producción
en Bolivia
Considerar el uso de aditivos para disminuir el tiempo de ignición del crudo, y
paralelamente mejorar la inyectividad del aire.
106
BIBLIOGRAFIA.-
ALVARADO-D-A-and-Banzer-C-Recuperación-Térmica-de Petróleo. pdf, Caracas 2002. 259 - 284.
BARANDIARAN CARRILLO Lucio, Ingeniería de Reservorios, Editor Universidad Nacional de Ingeniería 2006. 45 - 60.
BERRY, V.J. Jr. Y Parrish, D.R.: A Theorical Análisis of Heat Flor Simulation Studies of the Wet Combustión Recovery Process”, JCPT (Julio-September) 44-45.
BUTLER, R. M.: “Thermal Recovery of Oil and Bitumen”, GravDrain Inc, Calgary, Alberta, 2.004.
FAYERS, F. J. - Enhanced Oil Recovery, September 21, 1981. 527 – 573. FINOL ALBERTO, Notas Sobre Recuperación Térmica, Universidad de
Zulia, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería del Petróleo, Enero 1978. 134 -163.
PARIS DE FERRER, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo, Venezuela. 2001.
PDVSA-CIED, Métodos de Recuperación Mejorada con Aditivos Químicos, Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas, 1998.
107
SALAGER J. L., Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP S357-C, Universidad de Los Andes, 2005.
YPFB CHACO. Informe Final Campo Humberto Suarez Roca 2010. YPFB. Plan de Desarrollo, Campo Humberto Suarez Roca. Año 2010
ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2008/12/mecanismos-de-empuje en-yacimientos-de.html
www.slideshare.net/daviddesing/propiedades-petrofisicas-de-los hidrocarburos.
http://www.veneconomia.com/site/combustionInsitu/files/articulos/artEsp2995_2160.pdf
http://www.petroleumworldve.com/ http://www.shell.com.ar/ http://www.pdfqueen.com/
108
TEMARIO TENTATIVO
CAPITULO I GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN
1.2 ANTECEDENTES
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.4 OBJETIVOS
1.5 JUSTIFICACIÓN
1.6 ALCANCE
CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1 CONCEPTOS GENERALES
2.2 MECANISMOS DE EMPUJE
2.3. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO
2.4. MECANISMO DE PRODUCCIÓN
2.5. ETAPAS DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS
CAPITULO III MARCO PRACTICO
3.1 GENERALIDADES
3.2 PRODUCCIÓN DEL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA
3.3. ELABORACIÓN DEL PROYECTO DE EOR EN EL CAMPO HUMBERTO
SIUAREZ ROCA
CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS
4.1 INVERSIÓN
109
4.2 INGRESOS
4.3 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO
CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
5.2 RECOMENDACIONES
BIBLIOGRAFIA
ANEXOS
110