UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO

ANALISIS DE LOS METODOS DE RECUPERACION SECUNDARIA

Y FACTORES QUE INFLUYEN EN LA OPTIMIZACION DE

PRODUCCION DE LOS POZOS

(INFORME N° 6)

PROFESOR: BACHILLER:

ARDITI LORENZO MIKHAIL LÓPEZ

TECNICO: C.I. 14576010

EDOOARDO MAVO MERCEDES HERNANDEZ

PREPARADORA: C.I. 24514579

ANA COVA

Barcelona, 21 de Julio de 2015.

INTRODUCCION

Los procesos convencionales de producción dejan en el yacimiento del

orden de 60- 80% del crudo originalmente en el sitio. Este crudo residual se

encuentra atrapado en los poros de la roca o arena del yacimiento por las fuerzas

capilares. Se ha hallado que al inyectar surfactantes formulados adecuadamente

se puede reducir la tensión interfacial hasta en cuatro ordenes de magnitud, lo que

elimina prácticamente las fuerzas capilares. En ensayos pilotos se ha logrado

recuperaciones de 70% en el volumen barrido.

En Venezuela, la mayoría de los crudos tienen una alta viscosidad y se puede por

lo tanto pensar que los métodos térmicos tales como la inyección de vapor

tenderán a desarrollarse más. En los procesos de inyección continua se deben

controlar los problemas de digitación viscosa y segregación gravitacional del

vapor. Con los métodos químicos es posible taponar los caminos preferenciales y

obligar al vapor a penetrar en las zonas todavía no barridas.

Asimismo, los yacimientos en nuestro país en la Faja del Orinoco no están

completados térmicamente, por esta razón los métodos comerciales de

recuperación secundaria y terciaria no aplican hasta la realización de pruebas

pilotos que garanticen su utilidad.

En el siguiente informe se detallaran los resultados de recuperación de petróleo

realizada por el simulador de porosidad, así como métodos de recuperación por

inyección de agua, y de esta manera fortalecer el aprendizaje en lo que respecta

al laboratorio de yacimientos.

MARCO TEORICO

RESERVAS

Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados

comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los

estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende

principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a

la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado relativo de

incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones

principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a

ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y

posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su

recuperación.

Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía

natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los

métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía

adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para

incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de

presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de

fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada

pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo

evoluciona.

• Reservas Probadas

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de

geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables

comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales

condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas

pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.

En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura

del reservorio esta soportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto,

el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la

productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser

asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el

reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están

produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas

de formación.

• Reservas no probadas

Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería,

similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas,

contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas

como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y

posibles.

Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas

futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras

futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por

una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles.

• Reservas probables

Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de

geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto,

cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de

que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas

probadas mas las probables.

• Reservas posibles

Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de

geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas

probables. En este contexto, cuando se utilizen métodos probabilísticos, debe existir al

menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o

excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.

Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la explotación de

un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación secundaria. Desde el aumento del

precio del petróleo al principio de los años 70, se considera además una eventual

recuperación terciaria, y/o una recuperación (secundaria) mejorada.

RECUPERACIÓN PRIMARIA

Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el

efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del

yacimiento. En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión

hidrostática, lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético

del yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión tiende a

bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. En ciertos casos,

puede existir un mecanismo de compensación natural que reduzca notablemente la

velocidad de decaimiento de la presión, como la compactación de sedimento (subsidencia),

la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de una capa de gas.

Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un

aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo. O bien se bombea el

crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento con gas; este

consiste en inyectar gas en fondo de pozo de tal forma que el fluido producido sea una

mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja para llegar a la superficie bajo el

efecto de la presión del yacimiento.

El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se

lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del

yacimiento, las cuales son de primera importancia para la planificación de la explotación

ulterior.

La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado

demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de otros

fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo originalmente en sitio

es en promedio del orden de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin

gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y

una capa de gas o un acuífero activo. Anteriormente se explotaba el yacimiento en

recuperación primaria hasta que los gastos de explotación eran prohibitivos, en cuyo

momento se pasaba a los métodos de recuperación secundaria. Hoy en día se inician las

operaciones de recuperación secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia

del método de explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a

criterios de optimización.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del

yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo, para mantener un gradiente de presión.

Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una

parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).

Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos

fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas

natural.

El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio

hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos.

RECUPERACIÓN TERCIARIA Y/O MEJORADA

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía

60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia

de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:

A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente

baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas

capilares.

A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado

durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas

zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación

de los pozos no es favorable.

Con el aumento del precio del crudo en la década de los 70, ya se volvió económico

inyectar otra cosa que agua con el propósito de aumentar la recuperación final y se

realizaron numerosas investigaciones en este sentido.

Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento

mediante una reducción de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilización de solventes

miscibles con el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de

surfactantes o soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la

viscosidad del crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con

polímeros hidrosolubles, o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.

Los métodos actualmente propuestos para la recuperación mejorada involucran uno

o varios de estos aspectos. En lo que se refiere a la utilización de surfactantes, se destacan

los siguientes:

Drenaje miscible con microemulsiones.

Drenaje inmiscible con soluciones de surfactantes y polímeros (a veces alcali).

Inyección de vapor con surfactante – espumas.

La recuperación secundaria o secundaria mejorada de petróleo, esta última

considerada como terciaria también puede hacerse mediante métodos térmicos o no

térmicos.

RECUPERACIÓN MEJORADA POR MÉTODOS TÉRMICOS

Este tipo de recuperación consiste en introducir calor dentro de las acumulaciones

subterráneas de compuestos orgánicos (normalmente crudos pesados) con el propósito de

reducir la viscosidad del crudo.

Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de

extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor

interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del

desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña

al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino

que aumenta la eficiencia de desplazamiento areal (como consecuencia de la mejora en la

razón de movilidad). Los métodos térmicos también contribuyen a la reducción de la

saturación de petróleo residual (como consecuencia de la expansión térmica.

Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos

tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que

utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como

“Procesos In Situ”, entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ.

• Inyección de Agua Caliente

Es un proceso de desplazamiento y consiste en inyectar agua caliente a través de un

cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción

se perforan en arreglos, tal como en la Inyección Continua de Vapor.

La inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y

petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera

fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente

fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el

cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría.

Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la

Inyección de Agua Caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la

expansión térmica de los fluidos de la formación.

• Inyección de Vapor

Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento

inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada.

En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de

pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. La inyección

alternada de vapor técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través

de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un

tiempo (para permitir la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el

pozo es puesto nuevamente a producción.

• Combustión In Situ

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 este método da a 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 gas, desplazamientos miscibles, condensación, empuje por vapor y

vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos productores.

o 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.

o Combustión Húmeda: Esta variante de la Combustión Convencional se genera al

inyectar agua, alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la

ignición del crudo in situ.

o Combustión en Reverso: En este caso, el frente de combustión se mueve en

dirección opuesta al flujo de aire, induciéndose la ignición del crudo en el pozo

productor. La siguiente figura presenta un esquema simplificado de este proceso,

indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento.

Recuperación mejorada por métodos No Térmicos

Los métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los miscibles. Los

primeros incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las invasiones 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 Alternating Gas). Otros métodos,

que no caen estrictamente en las categorías de miscibles o químicos, incluyen empujes de

gas inmiscible por dióxido de carbono, gases inertes y otros.

• Invasión con polímeros

La invasión con 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

molecular (2 hasta 5 MM) antes de que ésta sea inyectada en el yacimiento. Dichas

soluciones tienen 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

en la inyección de agua convencional.

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 aún, después de esto, los resultados se deben relacionar con el campo. 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 invadidas, lo cual también

reduce la movilidad efectiva del agua inyectada.

La principal ventaja de los polímeros radica en su habilidad para mejorar el perfil de

barrido vertical o conformación, debido a que tienden a aumentar la resistencia al flujo del

agua en las zonas barridas y, como consecuencia, incrementan el flujo de agua en los

estratos no barridos. Por otra parte, actúan también como agentes desplazantes para

controlar la movilidad.

Invasión con surfactantes

Los surfactantes son compuestos orgánicos provenientes de petróleo crudo y otros

aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial.

El principal objetivo de este proceso es recobrar el petróleo residual, 20 a 40% del

volumen poroso (VP), que permanece después de la recuperación primaria o de una

inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de

barrido volumétrico. Algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con

surfactantes, se llevaron a cabo con la idea de bajar la tensión interfacial entre el petróleo y

el agua a valores muy pequeños (menos que 0,001 dinas/cm), de modo que el petróleo

atrapado se haga móvil y sea desplazado por el fluido inyectado.

Invasiones alcalinas o caústicas

La inyección de soluciones alcalinas (o cáusticas) emplea un proceso de

emulsificación in situ. Este método EOR requiere adicionar al agua de inyección ciertas

sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, socia cáustica o carbonato

de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del

yacimiento. A medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo

sustancias jabonosas (surfactantes) en la interfase petróleo-agua, las cuales permiten que el

petróleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos:

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 del petróleo

e. Solubilización de las películas rígidas de petróleo en la interfase petróleo-agua

f. Cambio de humectabilidad, de humectado por agua a humectado por petróleo.

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 emulsificación intermedia.

Inyección de espumas

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 líquido

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 produciría. Las que tienen una calidad mayor de 0,8

se denominan secas, presentan una mejor dispersión de las dos fases y son más estables; por

esas razones se han utilizado en la mayoría de las investigaciones. 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 líquido.

La inyección de espuma en el medio poroso crea un gran número de interfases

elásticas que ejercen una fuerza tipo pistón sobre el petróleo que es desplazado. El proceso

es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros más grandes,

donde tienden a obstruir el flujo. Los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las

secciones más permeables se van llenando de la espuma y la eficiencia de barrido vertical

se mejora. Como la estabilidad de la espuma no es perfecta, la mayoría de los métodos

requieren una inyección continua de la misma.

• Desplazamientos miscibles.

Los métodos de desplazamientos miscibles son los que más han llamado la atención

de los ingenieros de petróleo en su propósito de aumentar el recobro. Conceptos básicos

fueron propuestos en el año 1927, pero el desarrollo de campo no tuvo lugar sino hasta el

año 1960.

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 una interfase), el número 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.

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. En este caso, se inyecta un tapón (cerca del 2-5% del VP) de

propano u otro LPG, el cual se empuja con gas natural, gas pobre o gas de combustión,

seguido de agua.

A menudo el agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada

(proceso WAG), lo cual mejora la razón de movilidad en la interfase del tapón de

gas; el gas menos viscoso, en efecto, actúa como un fluido viscoso. Esta

aproximación también se usa en otros procesos miscibles. El tapón será un líquido si

la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica

(207ºF en el caso del propano). La presión debe ser tal que garantice la miscibilidad

del tapón y el petróleo en el yacimiento, así como también entre la parte final del

tapón y el gas desplazante, porque de otra manera no puede alcanzarse el

desplazamiento miscible. Este último requerimiento es el que condiciona la presión

de operación; además, si la formación no tiene una profundidad suficiente (menos

de 1.600 pies), pueden ocurrir fracturas en la formación.

Procesos con gas enriquecido o empuje con gas condensado.

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.

La inyección continua del gas enriquecido y la remoción de las fracciones livianas

alrededor del pozo forman una zona rica en C2 y C4. Se espera que si el gas inyectado es

rico y suficiente, esta banda de petróleo enriquecido se vuelva miscible con aquél, des-

plazando al petróleo que va adelante. Con excepción del propano líquido, que es miscible

en el primer contacto con el petróleo del yacimiento, este proceso requiere de múltiples

contactos entre el petróleo y el gas enriquecido para que se pueda desarrollar ese tapón

miscible in situ. A pesar de que el costo del material del tapón es menor que el del tapón de

propano, la presión de operación del proceso es mucho más alta que para el proceso de

LPG: en el rango de 1.450 a 2.800 Ipc.5

Empuje con gas vaporizante o de alta presión.

Este es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta

presión de un gas pobre como el metano o el etano 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 transferidas del petróleo hacia

el gas, hasta que se alcance la miscibilidad y la presión de operación sea alta, por encima de

unas 2,900lpc.

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 la concentración de alcohol en el tapón es

suficientemente alta. Si ésta cae por debajo de ciertos niveles, se pierde la miscibilidad y el

proceso se convertirá en una inyección de agua, cuando se usa agua como fluido

desplazante para empujar el tapón de alcohol. El uso del alcohol isopropílico está limitado

porque inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata y, por lo tanto, el

contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para

mantener la miscibilidad. El uso de cantidades grandes de alcohol parece prometedor, pero

es más costoso.

Inyección de dióxido de carbono

El dióxido de carbono en estado líquido (temperatura crítica 88°F y presión crítica

de 1073 lpc) es el agente miscible preferido para el recobro de petróleo pero debido a su

baja temperatura crítica 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 C3. 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.

Inyección cíclica de gas

La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más promete-

dores para recobrar el petróleo residual que queda 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 a las mejoras de la movilidad del crudo, los desplazamientos miscibles e

inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido.

La inyección cíclica de gas es un proceso de recuperación mejorada 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 de 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 “CO2 huff

and puff” y, a pesar de que fue propuesto inicialmente como una alternativa a la inyección

cíclica de vapor en la recuperación de crudos pesados, se han desarrollado varias pruebas

de campo en yacimientos de crudos livianos y medianos.

La biodegradación contribuye con la recuperación de crudo, tomando en cuenta este

proceso orgánico, hoy en día se utiliza una técnica de recuperación asistida por bacterias

(MEOR).

Técnica de recuperación asistida por bacterias. Microbial enhanced oil recovery

(MEOR)

Es una técnica que emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la

estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios, esta consiste en la

inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior

estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener

una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden

actuar como agentes movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar

selectivamente zonas no deseadas del reservorio.

Esta técnica consiste inyectar bacterias, nutrientes y microorganismos al yacimiento

con la finalidad de que éstos se coman, digieran y asimilen ciertos componentes del crudo,

originando una degradación de éste en varias partes, donde las fracciones livianas del crudo

quedaran en la parte superior, las intermedias en el medio y las más pesadas en la base de la

arena. Esto origina que la densidad y la viscosidad del crudo disminuyan, lo que conduce a

un aumento del recobro, ya que el crudo tendrá mayor facilidad de moverse hacia los pozos

productores.

En el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de mecanismos

es la responsable de la estimulación de la producción o el mejoramiento en la recuperación

de petróleo. Esta combinación de mecanismos depende básicamente de la aplicación, los

cultivos y nutriente seleccionados y las condiciones operacionales. Los posibles

mecanismos son:

Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua

mediante biosurfactantes y biopolímeros.

Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como el

metano y el CO2.

Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes

orgánicos en la fase petróleo.

Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en reservorios

calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.

Modificación de las condiciones de mojabilidad. Una vez que la biomasa se

adhiere a la superficie de la roca, ésta genera membranas biológicas que liberan

el petróleo adsorbido sobre la superficie de la roca.

FACTORES QUE AFECTAN EL RECOBRO EN EL YACIMIENTO

Al evaluar un yacimiento para predecir su rentabilidad y así ponerlo en producción, se

debe tener en cuenta una serie de factores que afectan la producción de hidrocarburos.

Estos factores que van a aumentar o disminuir el recobro se nombran a continuación:

• Presión del yacimiento: La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión.

Se obtiene un aumento general en el recobro cuando la presión inicial es menor.

Cuando la presión es más alta la curva de solubilidad alcanza un máximo al final

debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para producir un barril de

petróleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la formación de

canales de flujo de gas. La baja recuperación cuando la presión inicial es alta

también se debe a una mayor contracción de petróleo al pasar a condiciones

normales.

• Gas en solución: A menor gas en solución mayor será el recobro de crudo. El

crudo del yacimiento que contiene menor gas disuelto requiere una mayor

contracción para tener una saturación de gas crítica además existe una mayor caída

de presión en las primeras etapas de la vida del yacimiento. El petróleo con mayor

solubilidad se crea un vacío para permitir la formación de la saturación de gas

crítica. El recobro se incrementa a medida que se incrementa la gravedad API hasta

40 °API y después disminuye. Los petróleos con mayor gravedad API tienen más

contracción. Los yacimientos con más de 500 psi y solubilidades de gas mayores a

100 ft3/STB, tienen recobros que dependen más del movimiento de los fluidos que

de la energía del yacimiento.

• Viscosidad y gravedad API: El factor de recobro disminuye al aumentar la

viscosidad.

• Forma de las curvas de permeabilidades relativas: Para casos donde la

saturación de gas crítica es cero no hay mínimo en el GOR. La existencia de una

saturación de gas crítica contribuye a un mayor recobro. Cuando no hay saturación

de gas crítica la solubilidad es mayor lo cual es adverso al recobro.

• Saturación de agua connata: Cuando hay agua connata hay más recuperación ya

que las curvas de permeabilidades relativas se desvían hacia la región de saturación

baja de petróleo. En otras palabras, sin agua connata, el agua fluye más rápido.

• Espaciamiento entre pozos: A mayor espaciamiento mayor eficiencia de

expulsión y mayor recobro. El gas de recorrer más camino.

• Rata y método de inyección de gas: la manera de inyectar gas se toma en cuenta

principalmente para mantener la presión del yacimiento. Una rata exagerada

permite que no haya equilibrio y por ende el recobro se verá afectado.

• Histéresis de vaporización del yacimiento: La histéresis es función de la presión.

Al haber desequilibrio en las fases hay pérdida de recobro.

• Ratas de producción de los fluidos y caída de presión: Un alto caudal trae como

consecuencia una alta presión diferencial lo que impide el establecimiento de

equilibrio en la vaporización quedando el petróleo sobresaturado de gas lo que

causa histéresis de vaporización y la consecuente pérdida de recobro.

• Gradiente de la saturación de gas en procesos de inyección: Al inyectar gas,

éste no se dispersa uniformemente en el yacimiento sino que forma un gradiente de

saturación, siendo la saturación de líquido mayor en la vecindad del pozo

productor. Si este gradiente es muy alto perjudica el recobro de petróleo.

• Volatilidad del crudo: Cuando el crudo es de alta volatilidad, las proporciones

relativas de líquido y vapor no son las mismas a condiciones de superficie y

yacimiento. A mayor volatilidad menor recobro por la formación de bancos de gas.

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

EXPERIMENTO # 1

1. Se abrió el paso de agua hacia el simulador.

2. La válvula izquierda (válvula de inyección) del simulador fue abierta, lo que permitió el

paso del agua hacia éste; posteriormente se abrió la válvula derecha (válvula de

producción) que permitió la salida del alcohol desplazado por el agua.

3. Mientras que el agua desplazaba el alcohol se fue tomando una cantidad aproximada de

30 ml de este líquido en cada tubo de ensayo.

4. Las muestras fueron tomadas hasta que el líquido recuperado era de color blanquecino,

posteriormente fueron cerradas las válvulas de inyección y producción.

5. Fue cerrado el paso de agua hacia el simulador.

7. Una vez que el medio se encontraba totalmente saturado por agua se procedió a desplazar

ésta por petróleo, abriendo el paso de petróleo al sistema y las válvulas de inyección y

producción.

8. Las válvulas se mantuvieron abiertas hasta que en un cilindro de 1000 ml en el cual se

recogía el líquido recuperado cayeron 20 gotas de petróleo.

9. Se cerró el paso de petróleo al sistema.

10. Se abrieron las válvulas de inyección y producción y posteriormente se abrió el

paso de agua para comenzar la recuperación o desplazamiento de petróleo por agua.

11. Se midió la cantidad de petróleo recuperado y el tiempo que tardó el agua en desplazar

al petróleo, hasta que salieron la primeras 20 gotas de agua.

DISCUSION DE RESULTADOS

EXPERIENCIA 1 MIKHAIL

Inicialmente el medio poroso del simulador se encuentra saturado 100% con

alcohol, al cual se le hizo la inyección de agua para recuperarlo. Y así dejar limpio el

núcleo, por medio del cual se va ser desplazar un crudo de 33º API, el cual corresponde a

un crudo liviano. Actuando este como un pozo inyector y por otro lado un pozo productor,

ya que se esta inyectando un fluido para recuperar otro.

Hay que dejar salir aproximadamente 20 gotas consecutivas de petróleo, para

deducir que el medio poroso esta totalmente saturado con el. El factor de recobro obtenido

fue de 36%, lo que fue muy bajo, ya que se esperaba un factor de recobro mayor, ya que el

proceso esta ocurriendo a nivel micro por medio de un simulador; este bajo factor de

recobro fue producto de una canalización o capacidad de flujo de los hidrocarburos desde la

roca yacimiento hasta el pozo productor a través del medio poroso; es decir se empezó a

producir demasiado petróleo al principio, lo que genera un menor factor de recobro, por lo

que el hidrocarburo tomo otro camino al que llevaba primeramente quedándose atrapado en

pequeños canales porosos y no permitir que este siguiera su camino; observándose gotas

claras de agua entre cortadas juntas con las de petróleo, esto también producto de la

canalización. Una vez cerrada la válvula, se empezó a decantar obteniendo un volumen

recuperado de petróleo de 105 ml, y así obteniendo un volumen de petróleo total en el

simulador de 300 ml.

Es necesario recuperar lo que queda de hidrocarburo en el núcleo, lo que se llevo a

cabo con una bomba de vacío, la cual extrae moléculas de gas de un volumen sellado, para

crear un vacío parcial; mediante la inyección de agua o proceso de imbibición para sacar el

hidrocarburo, posteriormente se inyecto gasolina hasta que la bureta alcance los 900 ml en

volumen para hacer un mejor barrido del hidrocarburo, para luego dejar decantar estos

volúmenes y recuperar mas hidrocarburo, pero se observa que el medio poroso tiene aire lo

que no es muy factible hacer una buena recuperación.

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CONCLUSIONES

El simulador es un mini yacimiento que nos permite recuperar cualquier tipo de

crudo.

La etapa de producción de los yacimientos comienza con el flujo de crudo de

manera natural, y luego se completa mediante la inyección de agua y de gas como

procesos secundarios de recobro.

El agua inyectada trae como consecuencia que los fluidos existentes en el

yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor.

La recuperación secundaria evita el desperdicio de la energía natural del yacimiento.

Con este método se recuperan volúmenes adicionales de petróleo, llamados también

reservas adicionales o secundarias.

La técnica usada es para reponer y mantener la presión del yacimiento.

Todos los procesos son empleados para maximizar el valor económico a largo plazo

de la reservas de hidrocarburos.

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RECOMENDACIONES

Utilizar un polímero o un surfactante, o ambos sin carga eléctrica, no iónicos; para

comprobar que los resultados de laboratorio con coronas de yacimiento dan una

recuperación superior al 30%, como dice Gustavo Bianchi, un investigador

argentino, en su publicación del 2 de mayo de 2006.

Inyectar por medio del simulador gases como nitrógeno o Dióxido de carbono y

la inyección de productos químicos para liberar el petróleo atrapado en la roca o

matriz.

Llevar a cabo algún proceso térmico como la inyección de algún fluido caliente o

inyección de aire el cual contiene una buena concentración de oxigeno, permitiendo

obtener altos factores de recobro.

Inclinar el simulador a un ángulo cualquiera, que no sea de 90º.

Desplazar en el simulador de petróleo diferentes viscosidades.

Preparar algún tipo de emulsión, para hacerla pasar por el medio poroso del

simulador, y así observar como es su efecto en la recuperación del petróleo.

Mantener la taza de inyección del fluido que va a desplazar el hidrocarburo para

evitar que se canalice.

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IMPORTANCIA DEL TEMA EN LA INDUSTRIA

Durante la vida productiva del yacimiento la presión descenderá, algo que es

inevitable, y es entonces cuando se requiere realizar la Recuperación Secundaria, que es la

inyección de agua o de gas para compensar la pérdida de presión y la ayuda mediante

bombas para extraer el petróleo. Y es por esto que este tema es de gran importancia en la

industria ya que es rentable (económicamente) debido a que los gastos de producción se

ven remunerados con la producción que se genera al aplicar los distintos métodos de

recuperación secundarias y terciarias, independientemente de su bajo porcentaje de recobro

que oscila entre el 3 al 10%. Cabe destacar que el porcentaje de recobro va depender del

mecanismo que se le aplique, dicho mecanismo debe adaptarse a las propiedades del fluido

y de la formación para obtener óptimos resultados, y de esta manera mantener o aumentar

la tasa de producción que es básicamente lo mas importante en la industria petrolera.

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Bibliografía

http://www.prodiversitas.bioetica.org/prensa92.htm

http://www.petroquimex.com/010210/articulos/11.pdf

http://www.ingenieroambiental.com/?pagina=825