Sistemas de recuperación de hidrocarburos. Productividad de pozos

1. Sistemas de recuperación de hidrocarburos
Por:
Ana Laura López García
Alexis Antonio Pérez Olán
Cinthya Ovando Jiménez
Priscila Isabel León Bautista
María Fernanda Jiménez Jiménez
Mariana Yelantzi Valderrabano Leyte
Instituto Tecnológico de la
Chontalpa

2. Sistemas de recuperación de
hidrocarburos
En la recuperación de hidrocarburos es posible identificar tres etapas de
recuperación de aceite: Recuperación Primaria, Recuperación Secundaria,
Recuperación Mejorada (Terciaria).

3. Recuperación primaria
Primera etapa de recuperación de
hidrocarburos.
Utiliza la energía natural del yacimiento
-Drenaje de gas
-Drenaje por agua
Hace un traslado del hidrocarburo del
yacimiento al pozo.
La presión del yacimiento es
considerablemente mas elevada que la
presión del fondo del pozo dentro de el.

5. Los yacimientos tienen cinco tipos "empujes naturales":
Empuje por
gas disuelto
Empuje de
una capa de
gas
Empuje por
expansión de
la roca
Empuje
hidráulico
Empuje por
segregación
gravitacional

6. EMPUJE POR GAS DISUELTO
• El mecanismo que opera en la formación es la
expansión del aceite y del gas disuelto
originalmente en el mismo. Es decir, el
incremento de los volúmenes de fluido
durante el proceso de reducción de la presión
en el yacimiento. Se da cuando la presión cae
debajo del punto burbuja en el yacimiento.

9. Empuje por la capa de gas
Consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por
un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los
pozos productores.
Los requerimientos básicos son:
1. Que la parte superior del
yacimiento contenga una alta
saturación de gas.
2. Que exista un continuo crecimiento
o agrandamiento de la zona ocupada
por el casquete de gas.
La zona de gas libre requerida:
A) Existir inicialmente en el yacimiento como
casquete.
B) Bajo ciertas condiciones puede formarse
por la acumulación de gas liberado por el
aceite al abatirse la presión del yacimiento, a
consecuencia de la segregación gravitacional.
C) La capa de gas puede crearse
artificialmente por inyección de gas en la
parte superior del yacimiento, si existe
condiciones favorables para su segregación.

11. Empuje por la expansión de la roca
• Este aumento causa la compactación de los
granos de la formación que permite la
expulsión del aceite y gas debido a la
reducción del volumen poroso en el
yacimiento. Solo es relevante si la
compresibilidad de la formación es grande
(carbonatos).
Reducción
de la presión
de los fluidos
en el
yacimiento

12. Empuje por efecto del acuífero
No siempre las
fronteras de los
yacimientos son
cerradas e
impermeables.
Un acuífero es una unidad porosa
y permeable que permite la
acumulación y transito del agua a
través de su volumen.
-Confinado: si sus fronteras son
impermeables.
-Libre: si mantiene una recarga
superficial.
La energía en el yacimiento es
proporcionada por la
compresibilidad del acuífero en
contacto con el hidrocarburo. A
medida que el aceite es
producido, el acuífero se expande,
soportando la caída de presión.
Por supuesto que el empuje del
gas disuelto y la capa de gas
contribuyen al mantenimiento de
la energía del yacimiento.
Existen dos tipos de acuíferos: de
fondo y laterales.

14. Empuje por segregación gravitacional
• El gas libre que sale del petróleo, se mueve
hacia el tope del reservorio mientras que el
petróleo drena hacia abajo a través de un
yacimiento bajo la influencia de la gravedad y
la permeabilidad. Para que esto ocurra debe
existir suficiente permeabilidad vertical para
permitir que las fuerzas gravitacionales sean
mayores que las fuerzas viscosas.

16. Tabla 1.1 Datos de escrutinio para procesos de recuperación primaria. (CNH, 2012).

18. El método de Recuperación secundaria consiste en inyectar
fluidos directamente al yacimiento con la finalidad de
mantener dentro de este un gradiente de presión
(Mantenimiento de Presión).
Se basa en la inyección de agua en el acuífero o la
inyección de un gas natural en la cima de la estructura.
¿En que consiste?

19. • Al aplicar algún método de recuperación secundaria, lo que
se pretende es bajo ciertos criterios económicos, extraer al
máximo los hidrocarburos en el yacimiento que no fluyeron
por energía propia a la superficie.

20. Sistemas artificiales típicos
Medio que permite
continuar el proceso de
producción, cuando el
aceite deja de fluir hacia
superficie con la energía
propia del yacimiento;
consta de un equipo
superficial y otro
subsuperficial.
Los SAP mas comunes
son:
-Bombeo Neumático:
Continuo e
Intermitente
-Bombeo Mecánico
-Bombeo Hidráulico
-Bombeo de
Cavidades
Progresivas
-Bombeo Electro
Centrifugo

21. Bombeo Neumático
• Es un método de levantamiento artificial mediante el
cual se inyecta continuamente gas a alta presión para
aligerar la columna hidrostática en el pozo (flujo
continuo), o en forma cíclica para desplazar la
producción en forma de tapones de líquido hasta la
superficie (flujo intermitente).

22. • Flujo continuo: El gas es inyectado continuamente a una presión
relativamente alta. El gas se mezcla con el fluido del pozo produciendo un
aligeramiento.
• Flujo intermitente: El volumen de gas es inyectado a alta presión a través
de la T.R, después de cierta cantidad de fluidos acumulados el gas entra en
contacto con este desplazándolos en forma de pistón.

23. Bombeo Mecánico
Es un procedimiento de succión y
transferencia casi continua del petróleo
hasta la superficie.

24. Bombeo Hidráulico
Genera y transmite energía al
fondo del pozo mediante el
uso de un fluido presurizado
(agua ó aceite).

25. Cavidades progresivas
Este diseño ha sido adaptado para bombear aceite
de los pozos, ya que no es afectado por los
candados de gas y es capaz de levantar sedimentos
que se encuentran en el interior del pozo.

26. Bombeo electro centrifugo
Tiene como principio fundamental levantar el fluido del
yacimiento hasta la superficie, mediante la rotación
centrífuga de una bomba eléctrica sumergible cuya
potencia es suministrada por un motor eléctrico ubicado
en el fondo del pozo.

27. TIPOS DE
INYECCIÓN

29. CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN TENER
LAS AGUAS INYECTORIAS
El agua no debe ser
corrosiva
•El sulfuro de
hidrogeno y el
oxigeno son dos
fuentes comunes
de problemas de
corrosión.
El agua no debe
depositar minerales
bajo condiciones de
operación
•El encostramiento
se puede formar
de la mezcla de
agua incompatibles
o debido a cambios
físicos que causan
que el agua se
convierta en súper
saturada
El agua no debe
tener solidos o
líquidos en
suficiente cantidad
•para no causar
taponamiento de
los pozos de
inyección.
El agua inyectada no
debe accionar
•para no causar
hinchamiento de
los minerales
arcillosos
presentes en la
formación

30. Tipos de inyección de agua
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la
inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes:
periférica o externa y de arreglos o interna
Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos
del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este
caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.

31. Ventajas
1. Se utilizan pocos pozos.
2. No requiere de la perforación de
pozos adicionales, ya que se pueden
usar pozos productores viejos como
inyectores.
3. No se requiere buena descripción
del yacimiento para iniciar el proceso
de invasión de agua.
4. Rinde un recobro alto de petróleo
con un mínimo de producción de agua.
En este tipo de proyecto, la producción
de agua puede ser retrasada hasta
que el agua llegue a la última fila de
pozos
Desventajas
1. Una porción de agua inyectada no
se utiliza para desplazar el petróleo.
2. No es posible lograr un seguimiento
detallado del frente de invasión, como
si es posible hacerlo en la inyección de
agua en arreglos.
3. En algunos yacimientos, no es
capaz de mantener la presión de la
parte central del mismo y es necesario
hacer una inyección en arreglos en esa
parte de yacimientos.
4. Puede fallar por no existir una buena
comunicación entre la periferia y el
centro del yacimiento.
5. El proceso de invasión y
desplazamiento es lento, y por lo tanto,
la recuperación de la inversión es a
largo plazo.

32. Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade
esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos
productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de
agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un
número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con
los pozos productores

33. Ventajas
1.Produce una invasión
más rápida en
yacimientos
homogéneos.
2. Rápida respuesta del
yacimiento.
3. Permite un buen
control del frente de
invasión y del factor de
reemplazo.
4. Rápida y respuesta de
presiones.
5.El volumen de la zona
de petróleo es grande en
un periodo corto.
Desventajas
1. En comparación con
la inyección externa,
este método requiere
una mayor inversión,
debido al alto número de
pozos inyectores.
2. Es más riesgosa.
3. Exige un mayor
seguimiento y control y,
por lo tanto, mayor
cantidad de recursos
humanos.

36. Tipos de inyección.
Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales:
inyección de gas interna e inyección de gas externa.
Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo.
El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido
inyectado.

37. Ventajas
1. Es posible orientar el gas
inyectado hacia las zonas
más apropiadas.
2. La cantidad de gas
inyectado puede optimizarse
mediante el control de la
producción e inyección de
gas.
Desventajas
1. Generalmente, la eficiencia
del recobro mejora muy poco
o nada como consecuencia
de la posición estructural o
drenaje por gravedad.
2. La eficiencia de barrido
areal es inferior a la que se
logra en operaciones de
inyección externa.
3. Los canales de gas
formados por la alta velocidad
de flujo originan que la
eficiencia del recobro sea
inferior a lo que se logra por la
inyección externa.

38. Inyección de gas externa:
Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura
donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o
secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde
ocurre segregación gravitacional debido a la influencia de las
fuerzas de gravedad.
Ventajas:
En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna.
1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es
superior.
2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son
mayores.
3. El factor conformación es generalmente mayor.
Desventajas:
1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.
2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de
petróleo.
3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son
inconvenientes para la inyección de gas externa.

42. Son todos los procesos que se llevan
a cabo para recuperar más petróleo
del que se podría recuperar
empleando métodos de producción
primaria o secundarios.

43. Recuperación Mejorada
Productos
Químicos
Gases Térmicos Otros

44. 1. Inyección de productos químicos
1.
•Inyección de polímeros
2.
•Inyección de productos alcalinos
3.
•Inyección de polímeros tensoactivos

45. 1. Inyección de polímeros
Se basa en el concepto de “espesamiento” del
agua para incrementar la eficiencia de
desplazamiento

46. 2. Inyección de productos alcalinos
Se basa en la adición de fuertes sustancias cáusticas al agua de
inyección, con el fin de reducir la tensión superficial entre los
fluidos del yacimiento

47. 3. Inyección de polímeros
tensoactivos
Agentes tensoactivos son inyectados para desplazar el aceite
reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite la formación
de un banco de aceite, que es subsecuentemente empujado
por polímeros y agua.

48. 1 .
• Inyección de N2
2.
•Inyección de CO2.
2. Inyección de gases

49. Inyección de N2 (no miscible)
• Proceso por el cual se inyecta nitrógeno en un
yacimiento de petróleo para aumentar el
factor de recuperación de petróleo.

50. Inyección de CO2 (miscible)
• Uno de los mecanismos principales es el hinchamiento del
aceite. En condiciones miscibles con el aceite llega a formar
bancos de aceite que pueden ser desplazados con gas o agua.

51. Térmicos
Inyección de fluido en yacimiento
Generalización de vapor en yacimiento

52. Generalización de
vapor en yacimiento
Inyección alternada de vapor
SAGD
Capri
Combustión in situ
Thai
Inyección Continua de vapor

53. Recuperación mejorada microbiana
Microorganismos
Bio-surfactantes
CO2 Ondas de energía

55. Ventajas y desventajas
Esto dependerá de que método se use ya que no
a todos los pozo se le aplica el mismo método
por igual.
ventajas desventajas
Es posible orientar el gas inyectado
hacia las zonas mas apropiadas.
La cantidad de gas inyectado puede
optimizarse mediante el control de
la producción e inyección de gas.
Requiere mas inversión, debido al
alto numero de pozos inyectores
Exige un mayor seguimiento y
control, por lo tanto mayor cantidad
de recursos humanos.

56. 1. Análisis convencional
esta fase de proyección ayuda a analizar y
estimar la viabilidad técnica de estos métodos
de recuperación a partir de una base más teórica
y un juicio basado en ingeniería.
2. Análisis geológico
se utilizan para comparar proyectos de
recuperación de aceite optimizada en una base
de datos con el campo bajo evaluación.
Criterios de diseño

57. 3. Evaluación de variables flexibles.
La evaluación temprana de variables flexibles
permite evitar considerar procesos de recuperación
de aceite optimizada no factibles
4.Análisis económico.
Los indicadores económicos simples se utilizan para
clasificar las opciones de la recuperación de aceite
optimizada como parte del proceso de selección y
análisis de decisión.
Criterios de diseño

58. permiten aumentar el factor de recobro de
yacimientos maduros sometidos a inyección
continua de agua y/o gas.
cada yacimiento debe evaluarse en forma
particular.
Las aplicaciones de métodos de recuperación
mejorada son particulares.
Mejorada es una forma de acelerar la producción e
incrementar las reservas de un yacimiento.

59. Incrementar la producción de hidrocarburos de manera rentable es el
objetivo de cualquier empresa petrolera en el mundo.
Es importante señalar que los métodos de recuperación mejorada
requieren de acceso a tecnología avanzada y de alta especialización
de recursos humanos.