06 diciembre 2008

Métodos de recuperación secundaria
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Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo.
Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del yacimiento para saber cual es el método más adecuado de recobro. Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie. Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el pozo, es decir, q podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más favorable para la producción 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, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarentas.

“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”[1]. 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 BaSO4, 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.


Figura 1. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo [2 ]


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 agua-petróleo.

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 limites 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

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. Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del yacimiento.

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 varia 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.

Figura 2. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso [3]


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.

1. 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.

2. 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

APLICACIONES EN VENEZUELA DE LA INYECCIÓN DE AGUA Y GAS

Algunos de lugares donde se aplicaron los métodos de inyección de agua y/o gas son los siguientes:

Inyección de gas:

  • Planta Guara y el Campo de Oficina en el Oriente, año de aplicación 1947 y 1954 respectivamente.
  • Yacimiento B-6-X-10 del Eoceno en el lago de Maracaibo, año 1954.

Inyección de agua:

  • Campo de Oficina, año 1966.
  • En el Occidente de inyectaba agua procedente de los yacimiento del lago de Maracaibo, año 1959.
  • Cuenca de Maracaibo, año 1979.

Inyección de agua y gas:

  • Yacimiento BACH-02 en el lago de Maracaibo
  • Yacimiento C-2, VLE 305 situado en el centro del lago de Maracaibo.




Referencias:

[1] Inyeccion de agua. Disponible en:
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/EOR107.html

[2] y [3] Paris de Ferrer, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo, Venezuela. 2001. pp. 12 y 16.

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