Profesor: ING. GILMER CERINO CÓRDOVA Recuperación secundaria y mejorada integrantes:
Introducción a la recuperació recuperación n incremental de hidrocarburos Necesidades de la recuperación secundaria y mejorada Clasificación de los sistemas de recuperación El futuro de la recuperación mejorada
Introducción a la recuperació recuperación n incremental de hidrocarburos Necesidades de la recuperación secundaria y mejorada Clasificación de los sistemas de recuperación El futuro de la recuperación mejorada
Mecanismos de recuperación de Hidrocarburos Los mecanismos a través de los cuales se recuperan los hidrocarburos de los yacimientos son, en general, clasificados en tres grandes grupos: 1) Recu Recupe pera raci ción ón Pri Prima mari ria. a. 2) Recu Recupe pera raci ción ón Secu Secund ndar aria ia 3) Recu Recupe pera raci ción ón Mejo Mejora rada da
Mecanismos de recuperación de Hidrocarburos
Cualquier yacimiento petrolero que exista en el mundo, estará sujeto a uno o más de estos grupos de mecanismos para llegar a una recuperación final que en la actualidad es de aproximadamente un 33%.
Mecanismos de recuperación de Hidrocarburos • Recuperación primaria: Es la cantidad de hidrocarburos producidos a
1.-
través de la energía natural de los yacimientos, como puede ser: expansión de la energía natural del gas o expansión del sistema rocafluido,
• Recuperación Secundaria: Es la adición de energía
2.-
inyectando fluidos que se encuentren en la formación.
• Recuperación Mejorada: Es la adición de energía al
3.-
yacimiento con estímulos químicos y/o gases que interactúan con la roca o fluidos.
Clasificación de los mecanismos de Recuperación de Hidrocarburos
RECUPERACIÓN PRIMARIA
RECUPERACIÓN PRIMARIA 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: • el empuje de agua • el empuje por gas disuelto y • expansión del casquete de gas.
RECUPERACIÓN PRIMARIA FLUJO NATURAL
RECUPERACIÓN PRIMARIA
Los métodos artificiales de producción también contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25% 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
RECUPERACIÓN PRIMARIA Métodos artificiales de producción
Bombeo 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 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
RECUPERACIÓN PRIMARIA MÉTODOS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN
•
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.
•
Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.
•
Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
SECUNDARIA • La recuperación secundaria es la técnica
utilizada para la explotación de yacimientos agotados o de baja presión.
• Este proceso consiste en agregar energía a
la que naturalmente contiene el yacimientos con el fin de proveer un empuje adicional al yacimiento mediante la inyección de fluidos en forma inmiscible (gas, agua y combinación agua-gas).
• Se pueden esperar factores de recuperación
en el rango de 30 al 50% del volumen original.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
•
La recuperación de hidrocarburo mediante un barrido por medio del agua
•
Mantener alta yacimiento
•
Reducir al mínimo la producción de agua
•
Mejorar el perfil ambiental, un ejemplo de esto es reinyectar el agua
la
presión
del
Recuperación Secundaria • Recuperación primaria ineficiente ==>
recuperación secundaria. • Objeto: barrer petróleo remanente hacia
pozos productores. • Elegir fluido a inyectar.
Elección de esquema de inyección producción • Ubicación de pozos existentes. • Geometría del reservorio • Costo de perforación de pozos nuevos. • Necesidad de balancear cantidad de fluidos
inyectados y producidos.
Inundación con agua “Five Spot” • Paso 1: Comienzo de la inundación. • Paso 2: Formación de bancos de agua y
petróleo. • Paso 3: Llenado del reservorio. • Paso 4: Final de la Recuperación Secundaria.
Graficar historia de producción de recuperación Primaria y secundaria en un pozo.
Factores a considerar en Recuperación Secundaria: resumen
• Bases sólidas de datos del reservorio. • Esquema de inyección consistente
con naturaleza y continuidad del yacimiento. • Zona productiva aislada. • Barrido volumétrico.
RECUPERACIÓN MEJORADA • Cualquier método de recuperación mejorada aplicada
luego de la recuperación secundaria. Usualmente comprende el desplazamiento de aceite por líquidos miscibles, extracción por métodos térmicos o inundación del yacimiento con sustancias químicas (surfactantes, polímeros, etc.).
RECUPERACIÓN MEJORADA Información para definir una técnica de • Cantidad de petróleo estimada en el yacimiento. • Viscosidad. • Métodos Miscibles • Inyección de Gas. • Extracción con solventes. • Métodos térmicos • Inyección de Vapor. • Combustión “In Situ”. • Métodos Químicos • Inundación Química • Recuperación con Microorganismos
Métodos térmicos
no
convencionales
no
Los
métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los miscibles.
Invasiones químicas Invasión con polímeros Consiste en añadir el 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
Invasión con surfactantes Recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso. 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 (amonio,
Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad Este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de 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.
Inyección de espuma
Invasiones químicas In v a s i o n e s m i c e l ar e s
La invasión micelar o microemulsión es un proceso para petróleos livianos. Consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de solución de polímero, el cual se empuja con agua. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y esta formada por agua, un hidrocarburo, 1015% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar
Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad 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 líquido solos. las espumas se ubican primero en los poros mas grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones mas permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.
Desplazamientos miscibles. 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 Proceso de tapones miscibles. Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. La sig. figura muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua.
Proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas. Empuje con gas vaporizante o de alta presión Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible. Inyección alternada de agua y gas Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.
Inyección alternada de agua y gas Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco Inyección usando solventes Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que se empleo para extraer petróleo. Empujes con gas La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. Inyección cíclica de gas En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.
Métodos no convencionales térmicos 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. Inyección de agua caliente Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado
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.
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
Combustión húmeda Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo frio se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo se mueva mas fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa de inyección del aire. Combustión en reverso Según Berry y Parrish , 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
El futuro de la recuperación mejorada • Se dice que la recuperación mejorada es
un método de desesperación • El poco avance se debe a que se invierte mas en perforaciones no convencionales que en recuperación mejorada • Seria mejor invertir en recuperación que en perforación.
Microbiología para la recuperación de hidrocarburos • Este es un proyecto ambicioso dentro de
la recuperación de los hidrocarburos. • Consiste en crear bacterias dentro del yacimiento para así mejorar la producción.
¿en que consiste? • Esta técnica consiste enla 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 mobilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio
Ventajas de este método • Generación in situ de gases. Este gas extra ayuda
a empujar el petróleo fuera del espacio poral.
• Afinidad de las bacterias hacia los sólidos. Las
bacterias se depositan sobre la superficie y se pegan a la misma para generar membranas biologicas que encapsulan el petróleo para así ser transportado más sencillamente. • Reducción de la tensión superficial. Las bacterias
producen substancias activas para las superficies o agentesmojantes que son parcialmente responsables de la liberación de petróleo de los sólidos.
Recuperación mejorada en México
En México mas de la mitad de los hidrocarburos no han sido recuperados
• Es ahí donde radica la importancia de aplicar
recuperación mejorada en nuestro país. • Dentro de las problemáticas que se tienen en el
país es que si una empresa tiene capital prefiere invertirlo en perforación OFFSHORE que en proyectos de recuperación de campos maduros en México.
Conclusión La implementación de prácticas de recuperación mejorada representa una gran oportunidad para incrementar los factores de recuperación finales en los campos de Pemex. PEP ha reconocido la necesidad de implementar dichas prácticas a través de su Plan de Negocios , en el que se define como un programa la implementación de estas tecnologías Los proyectos de recuperación mejorada en yacimientos fracturados son, sin embargo, de alta complejidad e incertidumbre , y son un reto al no existir experiencia en el contexto internacional.
PEP ha iniciado los esfuerzos de recuperación mejorada y tiene hoy una estrategia integral en ejecución apuntando a ser líderes de la industria en procesos de Recuperación Mejorada para yacimientos naturalmente fracturados La primera ola de pilotos de la estrategia se encuentra en desarrollo; este esfuerzo permitirá reducir la incertidumbre en la implementación a escala de campo La implementación de recuperación mejorada requiere del involucramiento de actores gubernamentales y de la iniciativa privada para el desarrollo de una estrategia de aseguramiento de insumos de inyección: principalmente Surfactantes y CO2
