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UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO FACULTAD DE INGENIERÍA CARRERA INGENIERIA PETROLERA

ESTUDIANTE: Portuguez Chileno Anabel Saavedra Matienzo Karla Sánchez Huanca Carlos Martín Terrazas Verdugo Evelin Zurita López Daniela DOCENTE: Ing. Juan José Montes Galarza MATERIA: Reservorios II FECHA: 18/10/2018

Cochabamba – Bolivia

1. Introducción: 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), 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, a este mecanismo se lo clasifica como recuperación mejorada. A continuación se explicara sobre la recuperación mejorada y su clasificación.

2. Objetivos: 

Objetivo General:



Explicar el funcionamiento del mecanismo de recuperación terciaria.



Objetivos Específicos:

 

Clasificar los distintos tipos de recuperación terciaria. Identificar las ventajas y desventajas de los métodos de recuperación mejorada. Indicar cuándo se realiza la recuperación mejorada y cuáles son los factores que influyen en esta recuperación



3. Desarrollo: 3.1.¿Qué es recuperación mejorada o terciaria? La recuperación mejorada también llamada EOR por sus siglas en inglés Enhanced Oil Recovery o RMH (recuperación mejorada de hidrocarburos) se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía o materiales para recuperar el aceite remanente o residual que se encuentra en el reservorio que no puede ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y secundaria). Se usa mayormente en reservorios donde el petróleo es pesado y altamente viscoso. Este método puede aplicarse en cualquier momento durante la vida productiva del yacimiento, dependiendo del precio del petróleo y las ganancias que se van a obtener debido a que la tecnología es muy costosa y compleja. Internacionalmente se ha aceptado que se dividan en tres grandes grupos: métodos térmicos, métodos químicos y métodos de inyección miscible de gases. 3.2.¿Cuando se realiza la recuperación mejorada? La aplicación de la recuperación Terciaria o Mejorada de petróleo se la realiza después de las recuperaciones primaria y secundaria, a causa de que el yacimiento aun contiene 6080% (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 (es la fracción de petróleo que queda en la roca después de aplicar todas las técnicas de recobro

posibles) suficientemente baja para encontrarse atrapada por las fuerzas capilares (controla la distribución de fluidos en el yacimiento). 

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 su geometría no es favorable.

3.3.¿Cuáles son los objetivos de una recuperación mejorada? 

Mejorar Razón de movilidad: Cuando M=1, las movilidades del petróleo y agua son iguales, cuando M1, el agua se mueve mas fácilmente que el petróleo y no es muy efectiva al desplazarlo. La razón de movilidad se puede mejorar: • Bajando la viscosidad del petróleo • Aumentando la viscosidad de la fase desplazante. • Aumentando la permeabilidad efectiva del petróleo • Disminuyendo la permeabilidad efectiva de la fase desplazante



Aumentar el número capilar

3.4.Tipos de recuperación convencional o no convencional: Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares encontramos:

3.4.1. Métodos térmicos: Es el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos. 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 también resulte una razón de movilidad más favorable. Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de Recuperación Mejorada en Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos. 

Combustión In-Situ: Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se

calienta

los

alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador,

pero

se

continua

con

la

inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión”,

lo que

permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de

petróleo.

Este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente

cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen dos tipos de procesos de combustión: 1. Combustión Convencional o “hacia adelante”: La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas.

Delante

de

la

zona

de

combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el depósito de las fracciones mas pesadas, en esa misma zona existe una segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente y que la tasa de producción sea más elevada. 2. Combustión en reverso o contracorrinente: La zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente del aire, a donde exista mas concentración de oxigeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo que ocurra la reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir fácilmente

hacia

los

productores. Es utilizado en petróleos viscosos.



Inyección Continua de Vapor: Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen abiertos. En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continúa en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% para continua.



Inyección Alternada de Vapor: Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la formación. Finalmente se abre de nuevo el pozo en fase de producción hasta que este deje de ser económicamente rentable.

A este proceso también se le denomina Inyección cíclica de Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela accidentalmente en 1957 en una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande. El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte del yacimiento. Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante la Inyección Cíclica de Vapor son: disminución de la viscosidad del petróleo, expansión térmica de los fluidos de la formación, compactación de la roca – yacimiento en caso de existir, entre otros. 

Segregación Gravitacional Asistida por Vapor O SAGD: Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo, 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. 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.



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

En su forma más sencilla, 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. Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la Inyección de Agua Caliente tiene varios elementos comunes con la Inyección Convencional de Agua. 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. 3.4.2. Métodos químicos: La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no se encuentran en los yacimientos: 

Inyección Micelar: o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos. La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y esta formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.

La figura muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante. 

Inyección de Alcalinos: La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento. Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación., estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad. Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso es la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los minerales de la formación.



Inyección de Surfactantes: El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté 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 formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio. El método consiste en un proceso de inyección de un tapón de surfactantes acompañado de la inyección de agentes químicos con actividad superficial en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del tapón de surfactante. Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo.

A un cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas,

la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la recuperación. 

Inyección de Polímeros: Es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir al agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido mas completo que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que da empuje como en la inyección de agua convencional.

3.4.3. Métodos de inyección miscible de gases: Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.

El objetivo primario en un proceso miscible, es desplazar al aceite con un fluido miscible en el aceite o formar una fase simple cuando se mezcle por completo en el aceite a las condiciones existentes entre las interfases del fluido inyectado y del volumen de aceite que está siendo desplazado. 

Inyección de Gases Hidrocarburos: Proceso con Gas Enriquecido o Empuje con Gas Condesado: En este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano, empujado por un gas pobre y agua.

Empuje con Gas Vaporizante o de Alta Presion: Este es un proceso de diferentes contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano. Importante observar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo.



Inyección de CO2: El dióxido de carbono en estado líquido es el agente preferido para el recobro de petróleo.

El uso de Dióxido de Carbono como un agente de recuperación de aceite en yacimientos petroleros ha sido investigado por varios años. Diversos estudios de campo y laboratorio han establecido que el CO2 puede ser un eficiente agente desplazante de aceite. El dióxido de carbono se inyecta por los pozos inyectores haciendo el trabajo de pistón de empuje, como método de recobro.



Inyección de N2: La inyección de nitrógeno es usada especialmente para yacimientos profundos con baja permeabilidad. Una de las ventajas del uso de nitrógeno como gas de inyección, es su abundancia y disponibilidad. Esta ventaja es debido al hecho de que el nitrógeno se encuentra en el aire y mediante el uso de apropiada tecnología puede ser extraído. El principal objetivo de la inyección de N2 es lograr miscibilidad con el fluido del yacimiento. La miscibilidad obtenida por la inyección de nitrógeno en un yacimiento con aceite ligero es una miscibilidad condicional, donde los fluidos no son miscibles al primer contacto, pero forman dos fases, con uno de los fluidos absorbiendo componentes del otro.

Los métodos de recuperación mejorada normalmente están enfocados a la recuperación de aceite, pero también existe la aplicación de estos métodos a yacimientos de gas y condensado durante su etapa de agotamiento natural o con acuífero asociado, para estos casos se utilizan los siguientes métodos: 

Inyección de N2, mezclas o aire a alta y baja presión.



Inyección de CO2, a alta y baja presión.

3.5.Características de los pozos para la recuperación mejorada: Las guías de evaluación técnica que se utilizan para seleccionar los métodos de recuperación mejorada son las propiedades del petróleo y las características requeridas para seleccionar si un yacimiento es candidato o no para aplicar algún método de recuperación mejorada. La inyección de vapor: aplicable para los aceites viscosos en formaciones relativamente poco profundas. La inyección de CO2, N2 y de hidrocarburos: son aplicables a aceites muy ligeros y profundidades lo suficientemente grandes esto para lograr la miscibilidad que se requiere. La inyección de vapor y combustión in-situ: requiere permeabilidades bastantes altas. Las inyecciones de químicos (polímero, alcalina o surfactantes): son aplicables a los aceites de baja y mediana viscosidad, donde la profundidad no es una consideración importante. Sin embargo, a grandes profundidades, la temperatura más alta puede presentar problemas en la degradación de algunos de los productos químicos. A continuación se muestra un intervalo de valores de algunas de las propiedades más importantes dentro de un yacimiento, como la viscosidad del aceite.

En la Figura se presentan métodos de recuperación mejorada. Los métodos se organizan de acuerdo a la viscosidad del aceite que debe recuperarse. Se catalogan de la siguiente manera: tres métodos de inyección de gas, tres procesos químicos y una técnica termal.

A medida que aumenta la viscosidad, los métodos de recuperación mejorada que funcionan mejor son con aceites muy ligeros (hidrocarburos miscibles, N2, CO2, polímeros y alcalinos) a los aceites que son mas viscosos no es tan factible su posible recuperación.

Tomando en cuenta la permeabilidad [milidarcy] y profundidad [ft].

Las característica de aceite y del yacimiento se presentan a continuación:

3.6.Ventajas y Desventajas de los Métodos de Inyeccion Mejorada: 3.6.1. Métodos químicos: 

Inyección Micelar: Ventajas

Desventajas

- Todo el petróleo contactado se

- El proceso registra una eficiencia

desplaza

pobre y es mejor si se aplica en

- Se requieren bajas presiones para

formaciones muy inclinadas

alcanzar la miscibilidad



El tamaño del tapón es difícil

- El proceso es aplicable en un

de

amplio rango de yacimientos

dispersión

mantener

debido a

la

• El material del tapón es costoso 

Inyección de Alcalinos: Ventajas

Desventajas

-El control de la movilidad es mejor que - Aumento en los problemas de corrosión -

en los procesos de inyección de gas.

No

funciona

para

yacimientos

-Es aplicable a un amplio rango de carbonatados. - El contacto del alcali con el yeso o

yacimientos.

anhidrita puede producir precipitación. •

Inyección de Polimeros: Ventajas

-Altera

la

permeabilidad

Desventajas de

laroca -Son sensibles a la sal por lo cual las soluciones deben estar preparadas con

invadida

- Disminuyen la movilidad efectiva del solidos disueltos menores a 10.000 ppm agua

- Pueden ser mecánicamente degradados por

disminuyendo la razón de movilidad

esfuerzos cortantes

- Mejora eficiencia de Barrido

3.6.2. Métodos de inyección miscible de gases: 

Proceso con Gas Enriquecido o Empuje con Gas Condesado: Ventajas



Desventajas

-Desplaza esencialmente todo el

-Tiene una pobre eficiencia

petróleo residual contactado

-El costo del gas es alto

-El proceso es mas económico que

-La presencia de canalizaciones

el de tapón de propano

lleva la desaparición del tapón

Empuje con Gas Vaporizante o de Alta Presion:

Ventajas

Desventajas

-Alcanza una eficiencia de

-Requiere

altas

presiones

de

desplazamiento cercana al 100%

inyección

-Es mas económico que el procesos

-La eficiencia areal es pobre

de tapón de propano o gas

-Tiene aplicación limitada debido a

enriquecido

que el petróleo del yacimiento debe

-No existen problema con el

ser rico en fracciones del C2 al C6.

tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua -El gas puede ser reciclado y reinyectado

3.6.3. Métodos térmicos:

Combustión In-Situ: Ventajas

Desventajas

-Mejor aplicación en petróleos muy -Una fracción deseable de petróleo se quema como combustible

viscosos

-Mejoramiento del petróleo producido -Fuerte debido a que la viscosidad del petróleo se

tendencia

a

la

combustión

instantánea.

reduce en un factor de 10000 Inyección de Agua Caliente: Ventajas

Desventajas

-Mejora la movilidad del petróleo al -La tasa máxima de inyección es menor que reducir su viscosidad

la inyección de vapor, ya que el calor

-Reducción del petróleo residual por proporcionado por el vapor es 3 veces altas temperaturas

mayor que el agua caliente. • El

volumen de

arenas

petrolíferas

calentado será menor que al usar vapor debido a la pérdida de calor.

4. Conclusiones Al culminar el presente trabajo se llegaron a las siguientes conclusiones: La recuperación mejorada tiene como finalidad producir ese petróleo remanente que queda una vez

finalizada la producción primaria y/o secundaria y cuando se aplica esta

metodología se debe de tener en cuenta el precio del petróleo y las ganancias debido a que la tecnología empleada es costosa. Los métodos de recuperación terciaria pueden ser aplicados después de la recuperación primaria o secundaria, pero también pueden ser aplicados desde un inicio todo depende de la realización de un estudio y definir si el pozo será económicamente rentable, también cabe destacar que estos métodos no son extensamente utilizados debido a los altos costos y complejidad en el manejo de equipos.

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