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COMANDO GENERAL DEL EJÉRCITO ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA “MCAL. ANTONIO JOSE DE SUCRE” BOLIVIA

CARRERA : INGENIERIA PETROLERA SEMESTRE

: OCTAVO

MATERIA : INGENIERIA DE RESERVORIOS III NOMBRE 1

: YAJAIRA NICOLE COCA SILES LEYDI JHOANA HURTADO CACERES

C4491C4499-

7 ANGELA DANIELA REVOLLO ZAMBRANA C4725-2 DOCENTE : ING. M.SC. PAOLA ADRIANA COCA SUAZNABAR FECHA

: 11 DE OCTUBRE DEL 2016

COCHABAMBA - BOLIVIA

ALTERNATIVAS A LA RECUPERACION SECUNDARIA RESUMEN Los yacimientos fracturados, contribuyen en gran medida a la producción de petróleo y gas creciente en la demanda del mercado de la energía fósil. Se cree que el desplazamiento vertical de petróleo durante la inyección de agua y gas son los métodos más eficaces para dicha recuperación. Por lo tanto, los modelos empaquetados no consolidados de geometría cilíndrica rodeado de fractura se utilizaran para llevar a cabo una serie de experimentos de visualización de flujo durante el cual la contribución de diferentes parámetros tales como el grado de permeabilidad de la matriz, las propiedades físicas del petróleo (viscosidad, densidad de estudio, y la tensión superficial) y la tasa de retirada. Por otra parte, también se investigaran los efectos mutuos de la permeabilidad, propiedades de petróleo, y la tasa de producción en la eficiencia de recuperación de petróleo a través de procesos de drenaje por gravedad de la caída controlada y libre. La recuperación secundaria en la producción de hidrocarburos, es cuando se emplea un fluido externo, como agua o gas, inyectados en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. La recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar. Además de la capacidad o habilidad que tenga el pozo para llevar los fluidos hasta la superficie debido a un diferencial de presión entre la presión estática del yacimiento (Pe) y la presión con que fluye el crudo en el fondo

del pozo (Pwf) (a esto se le conoce como Índice de Productividad, IP) y de allí hasta los tanques de almacenamiento o a las estaciones de flujo. (375) INTRODUCCIÓN El equilibrio entre la oferta y la demanda de petróleo y gas cada vez se incrementa, estableciendo preocupaciones que necesariamente exigen la redefinición de las políticas energéticas globales. Esta tendencia se manifiesta en los estudios de numerosas organizaciones que se dedican a observar el desarrollo de la industria, estos estudios, advierten que el “ritmo de declinación de los campos petroleros existentes” se está incrementando significativamente con el tiempo, de modo que la obtención de producción adicional se vuelve cada vez más crucial para cubrir la brecha existente entre la oferta y una demanda cada vez más alarmante. En todo el mundo existen campos maduros, muchos de estos, se encuentran en etapas avanzadas de sus vidas productivas. Numerosos campos en zonas petrolíferas de América del Norte, en la plataforma continental de Golfo de México, en las arenas del medio oriente y en el mar del Norte, ya han sobrepasado su pico de producción y experimentan notablemente “declinaciones indudablemente irreversibles”, ya iniciaron el abandono de la cúspide de la curva de producción. Los factores de recuperación de petróleo varían considerablemente entre las diferentes regiones del mundo y entre los principales yacimientos, oscilando entre el 5% a más del 80%, dependiendo del tipo de hidrocarburo producido. Una estimación razonable del factor de recuperación del petróleo promedio es de aproximadamente un 37%. Transcurridos varios años de producción, los reservorios gasíferos y petroleros, exhiben distribuciones complejas de fluidos y presiones de los yacimientos. Uno de los principales desafíos con que se enfrentan los operadores de campos maduros es la comprensión de la distribución y el flujo de fluidos existentes dentro de un yacimiento. Así también, las cuencas tradicionales y maduras plantean grandes desafíos tecnológicos. La recuperación secundaria, es toda actividad encaminada a una recuperación de hidrocarburos adicional que la que se obtendría con la energía propia del yacimiento, impartiendo al yacimiento una energía extraña, cualquiera que sea el tipo de ella. Comúnmente, esta energía se imparte al yacimiento ya sea en forma mecánica o calorífica. La inyección de fluidos líquidos o gaseosos desplazarán al aceite remanente en el yacimiento, como una energía que representaría por el producto: (PV), presión por volumen, que implica trabajo o la capacidad para producirlo; empleándose cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente.

Por último, al aplicar algún método de recuperación secundaria, lo que se pretende es extraer al máximo los hidrocarburos en el yacimiento que no fluyeron por energía propia a la superficie. (408) DECLARACIÓN DE TEORÍA Y DEFINICIONES Yacimiento Un yacimiento puede definirse como un volumen poroso que contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%. El medio poroso del yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca o caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según la roca, pero es de tamaño microscópico, desde algunas fracciones de milímetro a algunos micrómetros. Cada medio poroso tiene sus características: Porosidad, el porcentaje de volumen vacío; Permeabilidad, una medida de la resistencia al movimiento de los fluidos; Mojabilidad, una medida de la naturaleza superficial de la roca. Perforación La perforación de pozos es el único método para llegar hasta el yacimiento y remover muestras de roca y petróleo que permitan obtener informaciones precisas acerca del yacimiento. El conocimiento del yacimiento se complementa por métodos geofísicos y por pruebas dinámicas. Condiciones de explotación La producción de petróleo involucra dos aspectos. El primero es la producción última posible en función de las técnicas empleadas, y el segundo es el ritmo de producción de acuerdo con el comportamiento de los pozos y de los diferentes métodos de estimulación aplicables (fracturación, acidificación, inyección de vapor). Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la explotación de un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación secundaria.

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. 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 bolsa de gas o un acuífero activo. Recuperación Secundaria Los métodos de recuperación secundaria 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). 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. El objetivo principal de la inyección de gas es mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del yacimiento. Inyección de agua. Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca. El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método. Inyección de agua 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. 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. Inyección de Gas El gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, la tasa de producción de crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. 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. Inyección de gas interna: ocurre en donde está la capa de gas, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo. DESCRIPCIÓN Y APLICACIÓN DE EQUIPOS Y PROCESOS. INYECCIÓN DE AGUA. Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:  

No debe ser corrosivo Los componentes minerales como BaSO 4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales.



Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección.  Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.  El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método. Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial. Tipos de inyección Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores, tales como: 1. Inyección periférica o externa Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto aguapetróleo. Características:  

Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento. Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se encuentra el petróleo.

2. Inyección en arreglos o dispersa Se encarga de inyectar agua 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. Características:



 

Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los límites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.

INYECCIÓN DE GAS Esquema del desplazamiento petróleo por gas en medio poroso

de

Fue el primer método empleado y es un proceso donde 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.

La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos. Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varía según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión. Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:

      

Las propiedades de los fluidos del yacimiento. El tipo de empuje. La geometría del yacimiento. La continuidad de la arena. El relieve estructural. Las propiedades de la roca. Temperatura y presión del yacimiento.

Tipos de inyección La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas externa. Inyección de gas interna o dispersa Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria. Características: 

Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor. Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento. La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.





Inyección de gas externa Es el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo. Características:  

Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas. Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical.

 

Deben tener alto buzamiento. Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área donde es inyectado el gas.

FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección de agua y de gas:        

Geometría del yacimiento Litología Profundidad del Yacimiento Porosidad Permeabilidad Continuidad en las propiedades de las rocas Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas

PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS Durante la vida útil de cualquier pozo petrolífero la presión caerá, y en algún punto no habrá suficiente presión subterránea para forzar el petróleo a la superficie. En este caso se aplicaran métodos de recuperación como por ejemplo la secundaria. Basados en el suministro de energía externa al interior del depósito en forma de inyección de líquido para incrementar la presión del yacimiento, por lo tanto, sustituir o aumentar la impulsión del reservorio natural con una unidad artificial o técnicas de recuperación secundaria. Métodos que harán que, aumente la presión del depósito mediante inyección de agua, la reinyección de gas natural y la elevación de gas, que inyecta aire, dióxido de carbono u otro gas en el fondo de un pozo activo, se conoce como, factor de recuperación típica de las operaciones de inyección de agua que es aproximadamente el 30%, dependiendo de las propiedades del aceite y las características de la roca del yacimiento. En promedio, el factor de recuperación después de las operaciones de recuperación de petróleo primario y secundario es de entre 35 y 45%. Todas estas metodologías son conocidas como: Recuperación No Convencional, en otras palabras se define como: “La extracción de petróleo por inyección de materiales que originalmente no están presentes en el yacimiento”.

Las tasas de recuperación y los factores La cantidad de petróleo que es recuperable se determina por un número de factores: ♣ ♣ ♣ ♣

La permeabilidad de las rocas La fuerza de unidades naturales (el gas presente, la presión del agua o de la gravedad adyacente) La viscosidad del petróleo Cuando las rocas del yacimiento son "ajustados", como esquisto, el petróleo generalmente no puede fluir a través, pero cuando están permeables tal como en piedra arenisca, fluye libremente petróleo.

En la aplicación de los procesos de recuperación secundaria, se observa la canalización temprana de los fluidos inyectados hacia los pozos productores con baja eficiencia de barrido y recobro. Esta canalización se produce por la heterogeneidad intrínseca de las rocas sedimentarias, por la deficiencia de densidad y viscosidad entre los fluidos inyectados y los desplazados. Para reducir este problema se han propuesto viscosificantes tanto para el agua (polímeros) como para el gas (espumantes), pero con resultados no siempre exitosos. Viscosificantes Los fluidos de perforación tienen habilidades de transporte, capacidad de suspensión y propiedades de gel. Los viscosificantes son los productos que dan al fluido de perforación las propiedades reológicas. La presente gama de productos especialmente diseñados para incrementar la viscosidad del fluido de perforación. Formulados a base de polímeros de origen orgánico, fácilmente degradables son compatibles con aditivos comúnmente utilizados en perforación. En general, la adición de polímeros al fluido de perforación va a dotarle de las siguientes propiedades:   

Incrementar la viscosidad del fluido, aumentando su capacidad de arrastre de detritus. Mantener los sólidos en suspensión (incluso en parado) evitando que se obture la corona de perforación. Sostener las paredes del sondeo.

 

Evitar sifonamiento al atravesar niveles freáticos confinados a baja presión. Actuar como lubricante minimizando el sobrecalentamiento de las herramientas.

Proceso de Recobro Mejorado Las reservas recuperables en los procesos de Recuperación Secundaria están regidas por la eficiencia volumétrica de barrido de los fluidos, y la eficiencia de desplazamiento, y esto es lo que siempre se busca mejorar. R = N x Ea x Ev x Ed Si se considera una porción del yacimiento, y fijamos en uno de los extremos un pozo inyector y en el otro un pozo productor, los cuales atraviesan la roca en forma vertical, y a su vez esta tiene diferentes permeabilidades de acuerdo a la profundidad como se muestra en la figura: se ve la eficiencia de barrido vertical afectada por la permeabilidad al igual que la eficiencia de barrido areal. Si se toma una pequeña muestra de esa roca y se observan los movimientos de los fluidos de acuerdo a sus características reológicas, se vería que el desplazamiento de los mismos no es uniforme lo que afectaría substancialmente el recobro de hidrocarburos. CONCLUSIONES Los hidrocarburos seguirán siendo la principal fuente para satisfacer la creciente demanda global de energía en los próximos 50 años. Durante los próximos años el declino natural de la producción de los proyectos existentes deberá ser compensado en parte con el aumento del factor de recobro. Existe un importante reto por delante para las compañías operadoras y de servicios para lograr maximizar la recuperación y reducir los costos de manera de incorporar nuevas reservas. El desarrollo tecnológico tendrá un rol muy importante en la búsqueda de la mejora del factor de recobro de hidrocarburos. Ciencias tales como la física, la química, la biotecnología y nanotecnologías deberán ser capaces

de generar estos cambios. Puesto que, uno de los principales desafíos es lograr el rejuvenecimiento y optimización de campos maduros con foco en la excelencia de las operaciones y en la mejora de la recuperación de hidrocarburos. Este trabajo no implica ningún riesgo de carácter aleatorio, tampoco requiere labores de exploración en vista de que las reservas ya fueron determinadas “in situ”, razón por la que el éxito de las operaciones está asegurado. NOMENCLATURA. Abreviaturas CGD

el drenaje por gravedad controlada

FF

Caída libre

FFGD

el drenaje por gravedad caída libre

GB

la irrupción de gas

IOIP

inicial del aceite en su lugar

RF

factor de recuperación

Lista de símbolos g

aceleración de la gravedad (m / s2)

K

la permeabilidad absoluta (Darcy)

k

la permeabilidad del yacimiento efectiva (Darcy)

GNV

Número de gravedad (sin dimensiones)

Sor

saturación residual de petróleo

swc

saturación de agua congénita

TGB

tiempo de paso de gas (min)

vpg

velocidad de poro de la interfase gas-líquido

vo

la velocidad de la producción de petróleo (succión de la bomba)

μ

La viscosidad del fluido (Pa s)

μo

La viscosidad del aceite (Pa s)

ρo

la densidad del petróleo (g / cm3)

ρg

La densidad del gas (g / cm3)

σog

Gas-oil tensión interfacial (mN / m)

Subíndices F i g O r

fractura iniciales gas petróleo residual

REFERENCIAS  http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/mtodosde-recuperacin-secundaria.html  http://www.iapg.org.ar/sectores/eventos/eventos/listados/PRESENTACIONE SIMULACION/Miercoles/15.15/CharlaIAPG_Pomata.pdf  http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/secondary_recovery.aspx  https://prezi.com/e4kf7wgsp1lk/recuperacion-secundaria-por-inyeccion-deagua-en-bolivia/  http://www.monografias.com/trabajos31/recuperacion-

petroleo/recuperacion-petroleo.shtml#ixzz4MbQ70yhn