UDABOL
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO
PROYECTO DE GRADO
Estudio Técnico – Económico para el mejoramiento de la
calidad del agua de inyección mediante la recuperación
secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz
Proyecto de grado para optar al titulo de: Lic. en Ing. En gas y petróleo
Autor: Juan Miguel Medina Almendras Tutor: Ing. René Alarcón Vila
Santa Cruz de la Sierra – Bolivia 2008
AGRADECIMIENTOS:
Al Padre Celestial por ser el motor más importante de mi vida así como también a mis Padres Aly Medina Cabrera y Juana Almendras Grageda, a mis hermanos L. Marcelo, Medina A., A. Cristian Medina A., Vivian F. Medina A., Gardenia Medina A. Por darme su apoyo siempre, a mis tíos, familiares, amigos por brindarme su apoyo incondicional en especial mi tío José Padilla y Flia.
Al Ing. Nelson Salazar Soruco por brindarme su apoyo en todo momento, quiero agradecer también a mi Tutor el señor Ing. René Alarcón Vila, al Jefe de la Carrera el Ing. Mario Carrazas, al Ing. Santiago Arana por brindarme todo su apoyo incondicional, su paciencia y su tiempo pero sobre todo su voz de aliento para que pueda terminar con mi proyecto.
A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL” por abrirnos las puertas de su establecimiento y así jóvenes emprendedores como nosotros podamos superarnos y poder contribuir con la familia, la sociedad, y nuestro País.
En especial este proyecto va dedicado para todas las personas que hicieron posible su realización por el apoyo y comprensión brindada.
1. INTRODUCCION……….……….1 1.1 ANTECEDENTES……….……. 1 1.2 DELIMITACION……….. 3 1.2.1 Limite Geográfico……….……...3 1.2.2 Límite Temporal………..3 1.2.3 Limite Sustantivo………... 3
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……… 4
1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA……… 5
1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION……….…………. 6
1.6 ESQUEMA DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION……….…………..8 1.7 OBJETIVOS………... 9 1.7.1 Objetivo General……….. 9 1.7.2 Objetivos Específicos……….. 9 1.8 JUSTIFICACION……….. 9 1.8.1 Justificación Científica……….. 9 1.8.2 Justificación Social………..……….. 10
1.9.1 Tipo de estudio……… 11 1.9.2 Tipo de investigación………. 12 1.9.3 fuentes de Información……….. 13 1.9.3.1 Primaria.……… 13 1.9.3.2 Secundaria………...……….13 1.9.4 Métodos………...……...14 1.9.5 Procedimiento………..………...14 2. MARCO TEORICO.………..………..15 2.1 Marco conceptual………..………...15 2.2 Marco referencial………..………75 2.3 Marco legal……….….……...92
3.- RELEVAMIENTO Y ANALISIS DE LOS POZOS..……….…..……..133
3.1 Introducción………..………....…...133 3.2 La Historia de Exploración…..………..135 3.3 Objetivo………...…………...………138 3.4 Ubicación Geográfica………...………...138 3.5 La Estratigrafía……….. ………...138 3.5.1 La estructura ………..………..144 3.5.2 La Producción... ……….………...146
4.1.- Característica técnica del tratamiento de agua……….155
4.2.-Diagrama de flujo……….155
4.3 Requerimientos Técnicos….………...…159
4.4 Propuesta……… ……….…………160
4.4.1 Propuesta Cambios de filtros ………...……..160
4.4.1.1 Ficha técnica del Filtro Pecos………..160
4.4.1.2 ficha técnica del filtro Nowata………..163
4.4.2Tratamiento Físico………..………165
4.5 Tratamiento químico……….171
4.5.1 Productos químicos que se utilizaran………171
4.5.2 Reacciones Químicas………...…173
4.5.3 Bomba dosificadora Williams………....176
4.5.4 Análisis del Agua a Inyectarse…………...………180
4.6.-Condiciones Permitidas………183
4.7.- Cronograma del horizonte del proyecto………..184
5. ANALISI ECONOMICO………..185
5.1 Inversión Total………..186
5.1.1 Presupuesto de Ingresos………..………..187
5.2.1 Criterios de Evaluación Adoptados………..…189
6. CONCLUSIONES……….…190
7. ANEXOS……….191
8. BIBLIOGRAFIA………..199
CAPITULO I
1. INTRODUCCION 1.1 ANTECEDENTES
La Inyección de Agua dentro de los reservorios tiene el propósito de incrementar la presión del mismo y empujar los fluidos líquidos que han quedado atrapados dentro del yacimiento por falta de energía natural.
Este método ha sido desarrollo dentro de lo que se llama Recuperación secundaria.
Recuperación Secundaria:
Al disminuir la energía natural del reservorio (se depleta), se buscará un método para entregarle nuevamente energía al mismo.
En este caso lo más común es inyectarle agua, por medio de pozos productores que se convierten a inyectores, ubicados de forma estratégica.
En esta cuenca toma particular relevancia, por las características de la misma, reservorios acotados y lenticulares, y la heterogeneidad de los mismos.
Al no poder desechar el agua de producción, la mejor alternativa es volver a inyectarla, logrando un circuito cerrado.
Mediante la inyección de agua en uno o más pozos, se forma un frente que barre parte del petróleo remanente en el reservorio, hacia los pozos productores.
Cap. I Graf. N°1 Esquema Recuperación secundaria
Fuente: Wet Chemical
El agua que se utiliza para la inyección en los pozos, normalmente proviene de la producción del mismo yacimiento.
La separación agua-petróleo se realiza en plantas deshidratadoras. El agua obtenida se envía luego a plantas específicas de tratamiento de agua.
En las plantas de tratamiento se encontrarán diferentes equipamientos cuya función final como conjunto es entregar el agua en condiciones de ser inyectada.
En este “acondicionamiento” del agua de inyección entran en juego variables de Procesos tales como el tiempo de residencia para drenaje gravitacional, temperatura, productos químicos, filtrados mecánicos, etc.
En Bolivia se han implementado técnicas de recuperación secundaria en diferentes campos como ser:
• Campo Camiri: Debido a la enorme magnitud del campo los resultados obtenidos no han sido del todo satisfactorios.
• Campo La Peña: El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001.
1.2 DELIMITACION
1.2.1 Limite Geográfico
El desarrollo del proyecto del tratamiento de agua para recuperación secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico:
País: Bolivia Departamento: Santa Cruz Provincia: Sarah
Localidad: Santa Rosa del Sara Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación: Petaca
Pozos: PJS03, PJS-06 y PJS-10 1.2.2 Límite Temporal
El presente estudio se desarrollará en el periodo comprendido entre Agosto y diciembre del año 2008.
El presente estudio contemplará las teorías correspondientes al tratamiento del agua de inyección de recuperación secundaria y sus problemas para una buena producción de hidrocarburo
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En 1997 un campo petrolero llamado Patujusal, se encuentra con la siguiente dificultad:
La empresa estatal contrata los servicios a una empresa de servicios petroleros para operar la planta, esta hace un mal manejo haciendo que el pozo productor rinda al 100% cambiando los choques, que antes tenía el choque de 12pulg. Y con eso producían 2000BPD de petróleo crudo, cambiando al choque máximo dando origen a que el pozo rinda su eficiencia máxima esto provocaría que redujera la presión del pozo y que a la vez se ahogara.
Pero cuando pasa a una empresa privada se contrata los servicios de una empresa petrolera a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, medida en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. La producción promedio diaria actual de este campo es de 500barriles de petróleo, 0.5 millones de pies cúbicos de gas y 5000BPD de agua tratada de los cuales de 2500BPD a 4000 BPD se van a los pozos inyectores y los restantes se van al pozo de descarte.
Por lo tanto el problema es tratar de mantener la producción constante, con agua de buena calidad y para que sea de buena calidad se necesita eliminar
varios factores que provocarían el taponamiento de la formación luego seguidamente el fracturamiento de la formación dando lugar a la perdida y ahogo definitivo del yacimiento hidrocarburífero.
PRINCIPALES PROBLEMAS OCASIONADOS POR EL AGUA SI NO SE REALIZA UN BUEN TRATAMIENTO.
• Incompatibilidad con el agua de formación, precipitando sólidos insolubles dentro de la formación, obstruyendo los poros y conductos. • Hinchazón o expansión de arcillas en la formación con el consiguiente
taponamiento de poros y conductos.
• Taponamiento de la formación por sólidos suspendidos, que son retenidos a la entrada de poros y conductos.
• Corrosión, ocasionados por oxigeno disuelto, gases ácidos como CO2,
H2S que causan daños económicos al deteriorar equipos y tuberías de la
superficie y subsuelo, cuyos productos de corrosión causan taponamiento de la formación.
• Incrustaciones, causadas por carbonato de Calcio, Sulfato de Calcio, Bario y compuesto de Hierro que causan taponamientos de la formación y/o equipos.
• Actividad bacteriológica, presencia de bacterias aeróbicas incrementan el contenido de sólidos suspendidos. Bacterias anaeróbicas como sulfato reductoras producen H2S , que causa picadura en los equipos metálicos
y el producto de corrosión Sulfuro de Hierro produce taponamiento de la formación.
• Aceites y grasas que aglomeran partículas suspendidas en el agua pueden causar taponamiento de la formación.
1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA
¿Se logrará evitar el taponamiento de la formación, corrosión, incrustación de equipos y tuberías de la superficie y el subsuelo mediante el tratamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria?
1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION Problema
Tratamientos inadecuados para el agua de inyección dentro de la formación Petaca en el campo Patujusal.
Causas
C1) Dosificación inadecuada de aditivos químicos.
C2) PH del sistema alto (Alcalinidad), Temperatura alta, Concentración de sales /iones (contaminantes), Presión alta
C3) sólidos en suspensión, Profundidad del medio filtrante, Tamaño del grano del medio filtrante
Efectos
E1) Taponamiento de la formación, por deposición e incrustación de sales reduciendo la permeabilidad.
E2) Corrosión en todos los componentes metálicos del pozo: cañerías, herramientas, etc...
E3) Deposiciones e incrustaciones de microorganismos. Solución
Mejoramiento del tratamiento del agua para incrementar la producción de hidrocarburo en el campo Patujusal.
Acción
A1) Realizar tratamiento químico con bombas de dosificación en puntos estratégicos.
A2) Dosificar un anti incrustante para que impida la formación de las sales dentro las tuberías de producción.
A3) Cambiar los filtros ya sea de arena o de cartucho las veces que sea necesario.
Fines
F1) Corrosión controlada
F2) Deposiciones e incrustaciones eliminadas
F3) Sólidos suspendidos y disueltos conjuntamente con los aceites y grasas controladas.
1.7 OBJETIVOS
1.7.1 Objetivo General
Mejorar la calidad del agua de inyección por el tratamiento del agua mediante la recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz.
1.7.2 Objetivos Específicos
1.- Analizar la calidad de agua que se cumple actualmente. 2.-Analizar el proceso del tratamiento.
3.- Evitar el PH alto dentro del sistema de agua de inyección. 4.-Evitar el taponamiento de la formación, tuberías y equipos
5.- Determinar el punto de corrosión en las maquinarias de operación por donde el agua tratada realiza su recorrido para evitar costos de mantenimiento a la empresa.
6.-Eliminar y controlar la corrosión e incrustaciones de las tuberías y equipos de superficie y subsuelo
7.- Controlar y analizar la separación del agua (w), petróleo (o), gas (g). 8.- Planificar en los procesos un plan de mejora continua
1.8 JUSTIFICACION
1.8.1 Justificación Científica
La calidad del agua no es la adecuada porque no cumple con los parámetros esperados, la corrosión aun no se puede controlar del todo dentro del sistema de flujo.
En los cupones microbiológicos se han observado depositacion de bacterias. Por lo tanto aplicando un buen desarrollo del tratamiento de agua de inyección se analizarían los puntos dentro del sistema del diagrama de flujo del agua de inyección, para luego proceder a la ubicación estratégica en donde se dosificarían productos químicos para la mejora del tratamiento anterior.
Y así se podrá llegar a un buen rendimiento en el aprovechamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria dentro del campo patujusal.
Se menciona que la búsqueda de la optimización de la producción de los hidrocarburos es de vital importancia para la competitividad de las empresas Petroleras, hoy en día a través de la recuperación secundaria por inyección de agua se puede apreciar que la producción en muchos campos petroleros fuera del país ha sido muy favorable y no cabe duda de que en este caso no será una excepción siendo que el campo Patujusal es considerado con una de las mejores plantas de agua de inyección instaladas en el país para la recuperación secundaria dándole un buen tratamiento de agua puede que llegue a su objetivo.
1.8.2 Justificación Social
El proyecto del tratamiento de agua de recuperación secundaria, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleos, y nos permite producir más energía como es el petróleo.
1.8.3 Justificación Económica
Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento no muy caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos mas lo cual generamos más ingresos y empleos.
1.9 METODOLOGIA
En el contexto de la investigación son muchas las metodologías que es posible seguir, sin embargo, existen 2 grandes grupos que incluyen a otras más específicas. Se trata de la metodología de investigación cuantitativa y la cualitativa.
La metodología cuantitativa es aquella que permite la obtención de información a partir de la cuantificación de los datos sobre variables, mientras que la metodología cualitativa, evitando la cuantificación de los datos, produce registros narrativos de los fenómenos investigados. En este tipo de metodología los datos se obtienen por medio de la observación y las entrevistas, entre otros. Como vemos, la diferencia más importante entre la metodología cuantitativa y la cualitativa radica en que la primera logra sus conclusiones a través de la correlación entre variables cuantificadas, y así poder realizar generalizaciones y producir datos objetivos, mientras que la segunda estudia la relación entre las variables obtenidas a partir de la observación en contextos estructurales y situacionales.
En este caso se emplea la metodología cuantitativa. 1.9.1 Tipo de estudio
La investigación es descriptiva ya que busca determinar y recolectar la información necesaria en función a la situación presentada, para luego poder desarrollar la organización para hacer frente al problema de estudio
Descriptiva: Son las investigaciones dirigidas a determinar “cómo es “ó “cómo está” la situación de las variables que deberán estudiarse en una población o muestra; la presencia o ausencia de algo, la frecuencia con que ocurre un fenómeno (prevalencia o incidencia), y quiénes, dónde y cuándo se está presentando determinado fenómeno.
Estos estudios pueden ser transversales o longitudinales, así como también retrospectivos o prospectivos, o ambos así mismo brindan las bases cognoscitivas para otros estudios descriptivos y analíticos generando posibles hipótesis para su futura comprobación o rechazo
A la vez es analítica, explicativa por qué está dirigido a contestar por qué sucede determinado fenómeno, cual es la causa o “factor de Riesgo” asociado a ese fenómeno o cual es el efecto de esa causa o “Factor de Riesgo”
Se considera la relación causa-efectos entre grupos de estudio y grupos de control, lo que permite explicar el origen o causa de un fenómeno.los resultados de este tipo de investigación están destinados a probar hipótesis sobre la relación de causa y efectos
1.9.2 Tipo de investigación
En este proyecto aplicamos el tipo de investigación no experimental porque las variables se describen, se analizan o se las correlaciona para llegar a una interpretación de resultados.
Por su ubicación de los hechos en el tiempo se considera, una investigación retrospectiva ya que se consideran los hechos ocurridos con anterioridad al diseño del estudio y el registro continua según los hechos.
Según el periodo y secuencia del estudio se considera longitudinal ya que estudia una o más variables a lo largo de un periodo que varía según el problema investigado y las características de la variable que se estudia.
En este tipo de investigación se considera el tiempo como factor importante por que participa en la relación causa – efecto o bien porque el comportamiento de las variables se mide en un periodo dado.
Por la profundidad de las variables y el alcance de los resultados se consideran descriptivas, analíticas o explicativas.
1.9.3 fuentes de Información 1.9.3.1 Primaria
a) Entrevista a especialistas:
a.1) Ing. Herlán Paz: Ingeniería y Proyectos
a.2) Ing. José Luis Palacios: Encargado del área Petróleo
a.3) Ing. Nelson Salazar: Operador en tratamiento de inyección a.4) Ing. Peter Escobar: Operador en tratamiento de inyección a.5) Ing. Gabriela Chiapponi A.: Asistente de Proyectos
a.6) Ing. Humberto Canchái: Asistente Técnico 1.9.3.2 Secundaria
a) Bibliografía:
a.1) Petróleo Moderno
a.2) Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia”
a.3) Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado a.4) Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar”
a.5) Nueva ley y política de Hidrocarburos a.6) Ley del medio ambiente N° 1333 a.7) Resolución ministerial N° 1515
a.8) Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca a.9) Glossary of the Petroleum Industry – THIRD EDITION a.10) Enginerering conversion factores
b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3) www.ENERGYPRESS.com b.4) http://www.cbh.org.bo/es/index.php b.5) http://www.bolivia-industry.com/sia/marcoreg/Ley/Ley.html C) Revistas Especializadas: C.1) Energy Press 1.9.4 Métodos
Son observación, métodos de deducción y calculo para tratamiento de agua 1.9.5 Procedimiento
Son las acciones a tomar para llevar a cabo el proyecto. Se realizara entrevistas a empresas como son:
Wet Chemical Bolivia Spartan de Bolivia Srl Chaco S.A.
COPETROL YPFB
CAPITULO II
2. MARCO TEORICO 2.1 Marco conceptual Reservorio
El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o bolsones, sino embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua. El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad es un porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca que indicará el volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sea de hidrocarburos o agua. La permeabilidad describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio, esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo que extraiga petróleo del mismo, es decir, el volumen de producción estimado. A mayor permeabilidad mejores posibilidades de caudal de producción. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio “poral” que está ocupado por petróleo o gas. Esta permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras más alto el porcentaje de saturación, se estima mayor volumen de hidrocarburos. El factor de recuperación del hidrocarburo es el porcentaje de petróleo y/o gas natural que puede ser extraído en la etapa primaria de explotación, que en el caso de petróleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El resto del volumen se recupera con tecnología secundaria, o recuperación asistida como la inyección de agua o gas.
Tipos de reservorios
El fluido del reservorio puede ser clasificado por:
Fuente:
http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1
Cap. II Graf. N°1
Fuente:
http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1
En este cuadro podemos observar el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas húmedo hasta el petróleo negro (black oil).
Reservorio de gas seco.- Está formado principalmente por metano y algunos intermedios.
El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el reservorio.
No hay presencia de líquidos ni en reservorio ni en superficie. Sin embargo, a Temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases.
La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.
Reservorio de gas Húmedo.- Todo el diagrama de fases de la mezcla de Hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del reservorio.
La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el Reservorio, pero si en superficie (dos fases).
La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Reservorio de gas – condensado.- El diagrama de fases es menor que el de Petróleo y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos.
El punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el reservorio, el cual normalmente no fluye y no puede producirse.
El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente. También se les llama condensados.
Reservorio de petróleo volátil y su diferencia con el gas condensado retrogrado.-
Son una mezcla compleja de hidrocarburos que se comporta parecido a una fase liquida de alta presión y temperatura encontrada en los reservorios de petróleo.
A veces se usa la densidad o composición típica como forma de diferenciar al gas condensado de los petróleos volátiles. La envoltura de fase de los petróleos volátiles muestra que la temperatura crítica está localizada a la derecha de la temperatura del reservorio. Cuando los petróleos volátiles so producidos y la presión del reservorio caen debajo del punto de burbuja, la fase gas puede ser móvil.
La tabla siguiente, ilustra la composición típica de los 5 tipos de diferentes fluidos en el reservorio.
Cap. II tabla N° 1 Composición típica de un fluido en fase simple en un reservorio
Fuente:
http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1
Permeabilidad.-Consiste en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.
La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura.
Para ser permeable, un material debe ser poroso, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido.
No obstante, la porosidad en sí misma no es suficiente: los poros deben estar interconectados de algún modo para que el fluido disponga de caminos a través del material. Cuantas más rutas existan a través del material, mayor es la permeabilidad de éste. El parámetro que permite su medición es el coeficiente de permeabilidad del medio (κ), el cual se expresa en Darcy.
Ley de Darcy:
q = Relación de volumen de flujo cm3/seg A = Área de sección transversal
μ = Viscosidad del fluido Centi poises K = Permeabilidad (Darcys)
dL dP −
= Caída de presión por unidad de longitud
Porosidad.-Es uno de los parámetros fundamentales para la evaluación de todo yacimiento como tambien es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios que pueden almacenar fluidos.
s
Darcy
dL
dP
A
q
k
⎥⎦
⎤
⎢⎣
⎡−
=
μ
Darcy
s
dL
dP
A
q
k
⎥⎦
⎤
⎢⎣
⎡−
=
μ
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación1 por 100. La porosidad específica es la capacidad de un material de absorber líquidos o gases. La capacidad de absorción se puede medir con una fórmula matemática. Que puede servir para medir la capacidad de absorción de agua o porosidad másica:
Donde:
, Masa de una porción cualquiera del material (en seco).
, Masa de la porción después de haber sido sumergido en agua. , porosidad másica del objeto expresado (en tanto por ciento). Es clasificada de dos maneras:
Según su origen:
Primaria es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da lugar a la roca.
Secundaria es aquella que se desarrolla por algunos procesos naturales o artificiales posteriores a la deposición de la roca.
Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas etc.
En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida. Según la comunicación de sus poros:
Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:
• Total o absoluta.
• Interconectada o efectiva.
• No interconectada o no efectiva.
Calidad de la roca en función a la porosidad: Calidad Ф (%) Muy buena > 20 Buena 15 - 20 Regular 10 - 15 Pobre 5 - 10 Muy pobre < 5
Saturación de hidrocarburos.-
Debido a ciertas propiedades de los fluidos y de las rocas almacén o reservorios, es común que al menos una parte del espacio poral esté ocupado por agua. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo o gas natural.
En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias.
Las "cuencas sedimentarias" son cubetas rellenas de sedimentos, que son las únicas rocas donde se pueden generar hidrocarburos (conforme a la teoría de Engler) y donde en general se acumulan. En pocos casos se dan acumulaciones de petróleo y gas en rocas graníticas. El tamaño de estas cubetas varía en decenas de miles de kilómetros cuadrados, y el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando hasta 7.000 metros.
Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento (que rara vez contienen petróleo).
Mojabilidad.-
En los últimos años la Mojabilidad ha sido reconocida como uno de los más importantes parámetros en un yacimiento. La industria tiene el privilegio de tener una serie de excelentes artículos hechos por Anderson (1986-1987) que provee discusiones exhaustivas de como la mojabilidad afecta otros parámetros del yacimiento. El único método científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre dos fluidos y la roca. Si el ángulo de contacto medido a través de un fluido es menor que 90°, se puede decir que existe una situación neutralmente mojada. Sin embargo las medidas directas
son raramente practicadas con materiales reales de yacimiento. Los materiales reales del yacimiento son algunas veces aproximados por superficies lisas "puras": cristal (sílice) por areniscas o cristales de calcitas para los carbonatos. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, debido a la fuerza de tensión interfacial, la interfase será curvada con una presión más alta en al lado cóncavo que en el convexo.
De este modo podemos establecer que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta condición se traduce en que:
1. La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso. 2. La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro
de la red poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del medio poroso.
En forma complementaria podemos establecer que:
1. La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la red poral. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea.
2. La fase no-Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase no-Mojante es más fácilmente movilizable.
Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones.
En sistemas ideales (Ej.: medios porosos formados por manojos de capilares rectos), y en ausencia de fuerzas gravitatorias, el desplazamiento de la fase no-mojante por la fase no-mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra.
En sistemas reales se presentan dos fenómenos que impiden que las cosas procedan como en los sistemas ideales.
1. Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles.
2. Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas.
El primer punto impide que el reemplazo de una fase por otra se complete. Cuando la fase desplazada se hace discontinua, ya no es posible que progrese el desplazamiento. Esta característica pone un primer límite a la posibilidad de completar la imbibición.
El segundo punto se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontáneo de imbibición. Esta segunda limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condición residual de la fase no-mojante.
La Medición de Laboratorio
Existen dos metodologías básicas de laboratorio para "cuantificar" la mojabilidad.
• El método de Amott.
• El método USBM. (Conocido también como método de la centrífuga). Describiremos sólo el primero de estos métodos, pues su interpretación es más "intuitiva".
En el método de Amott se cumple la siguiente secuencia de mediciones.
1. Se elige la muestra cuya mojabilidad se quiere determinar. En general es una muestra proveniente de una corona ("core") preservada.
2. Sin lavar la muestra, se completa la saturación de líquido hasta el 100% del VP, empleando petróleo o una fase equivalente.
3. Se inyecta petróleo, en una celda de desplazamiento, hasta que la muestra no produce más agua. Se asume que, en estas condiciones el sistema poral se encuentra en condiciones de Swirr.
4. Se realiza el primer ensayo de imbibición por inmersión de la muestra en una cubeta con agua. En esta etapa se mide el ingreso espontáneo de agua mediante el registro del petróleo expulsado del medio poroso. A la cantidad de petróleo producida en forma espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina "volumen de petróleo producido por imbibición" (Voi).
5. Se desplaza petróleo adicional mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con agua. A la cantidad de petróleo producida con aporte de energía externa se lo denomina "volumen de petróleo forzado" (Vof).
6. Se calcula el índice de mojabilidad al agua (Iw) como o Iw = Voi / (Voi + Vof)
7. Se realiza el segundo ensayo de imbibición por inmersión de la muestra en una cubeta con petróleo. En esta etapa se mide el ingreso espontáneo de petróleo mediante el registro del agua expulsada del medio poroso. A la cantidad de agua producida en forma espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina "volumen de agua producida por imbibición" (Vwi).
8. Se desplaza agua adicional mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con petróleo. A la cantidad de agua producida con aporte de energía externa se lo denomina "volumen de agua forzado" (Vwf).
9. Se calcula el índice de mojabilidad al petróleo (Io) como o Io = Vwi / (Vwi + Vwf)
En forma resumida estos índices expresan, para cada fase, la siguiente proporción:
• Ind. de Mojab. = Vol. Ingresado en Forma Espontánea / Vol. Total Ingresado
Definidos de esta forma, los índices de mojabilidad al agua y al petróleo expresan la fracción del proceso de desplazamiento que se produce en forma espontánea.
• Un índice de mojabilidad cercano a 1 (uno) implica que el proceso de desplazamiento se completa en forma espontánea.
• Un índice de mojabilidad cercano a 0 (cero) implica que el proceso de desplazamiento sólo es posible con el agregado de energía externa. Nota: Es común que ambos índices de mojabilidad tomen valores intermedios (entre 0 y 1), indicando que, en alguna medida, tanto el petróleo como el agua ingresan en forma espontánea en el medio poroso.
En general se indica como mojabilidad preferencial a la de la fase que posee mayor índice de mojabilidad, se habla de mojabilidad intermedia en los casos que ambos índices son de la misma magnitud.
Las Consecuencias.-
Cuando un medio poroso presenta una mojabilidad preferencial a uno de los fluidos que contiene, se presentan dos efectos manifiestos que tienen importancia tanto en la producción de fluidos como en la modelización del flujo multifásico.
Swirr o saturación de agua irreductible.-
Es la mínima saturación de agua obtenida por desplazamiento capilar. En los capilares cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al 10 ó 15 % del volumen de poros, siendo frecuentes Swirr superiores al 25%. Por último, la zona de transición capilar, que es aquella que incluye todos los niveles en que la Sw (saturación del agua) varía entre el 100 % del volumen total de poros y la Swirr.
La capilaridad.-
Es la cualidad que posee una sustancia para absorber un líquido. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido son mayores que las fuerzas intermoleculares cohesivas del líquido. Esto causa que el menisco tenga una forma curva cuando el líquido está en contacto con una superficie vertical. En el caso del tubo delgado, éste succiona un líquido incluso en contra de la fuerza de gravedad. Este es el mismo efecto que causa que los materiales porosos absorban líquidos.
Un aparato comúnmente empleado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar; cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente, en contacto con un líquido como el agua, se forma un menisco cóncavo; la tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza de la gravedad se equilibre con las fuerzas intermoleculares.
El peso de la columna líquida es proporcional al cuadrado del diámetro del tubo, por lo que un tubo angosto succionará el líquido en una longitud mayor que un tubo ancho. Así, un tubo de vidrio de 0,1 mm de diámetro levantará una columna de agua de 30 cm. Cuanto más pequeño es el diámetro del tubo capilar mayor será la presión capilar y la altura alcanzada. En capilares de 1 µm
(micrómetro) de radio, con una presión de succión 1,5 × 103 hPa (hectopascal = hPa = 1,5 atm), corresponde a una altura de columna de agua de 14 a 15 m. Dos placas de vidrio que están separadas por una película de agua de 1 µm de espesor, se mantienen unidas por una presión de succión de 1,5 atm. Por ello se rompen los portaobjetos humedecidos al intentar separarlos.
Entre algunos materiales, como el mercurio y el vidrio, las fuerzas intermoleculares del líquido exceden a las existentes entre el líquido y el sólido, por lo que se forma un menisco convexo y la capilaridad trabaja en sentido inverso.
Las plantas succionan agua del terreno por capilaridad, aunque las plantas más grandes requieren de la transpiración para desplazar la cantidad necesaria. Ley de Jurin.-
Orlany 7b escuela básica Rafael Antonio Godoy La ley de Jurin define la altura que se alcanza cuando se equilibra el peso de la columna de líquido y la fuerza de ascensión por capilaridad. La altura h en metros de una columna líquida está dada por:
Donde:
T = tensión superficial interfacial (N/m) Ángulo de contacto. θ = ángulo de contacto
ρ = densidad del líquido (kg/m³)
g = aceleración debido a la gravedad (m/s²) r = radio del tubo (m)
El menisco.-
Es la curva de la superficie de un líquido que se produce en respuesta a la superficie de su recipiente. Esta curvatura puede ser cóncava o convexa, según si las moléculas del líquido y las del recipiente se atraen (agua y vidrio) o repelen (mercurio y vidrio), respectivamente.
La concavidad del menisco se origina cuando las fuerzas de adhesión entre las moléculas de un líquido y las paredes del recipiente que lo contiene son mayores que las fuerzas de cohesión del líquido. La convexidad del menisco surge cuando las fuerzas de cohesión son mayores que las de adhesión.
La tensión superficial actúa succionando el líquido cuando el menisco es cóncavo, y rechazándolo cuando es convexo. Debido a esta característica se da el fenómeno de capilaridad que, por ejemplo, se produce en las plantas para transportar el agua.
Número capilar.-
Es la relación entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresión:
(3)
Donde σ es la tensión interfacial entre los fluidos desplazantes y desplazados (agua/petróleo), κ es la permeabilidad efectiva del fluido desplazante, ΔP/L es el gradiente de presión por unidad de longitud y υ es la velocidad de desplazamiento del fluido.
De acuerdo con la definición del número capilar, se podría pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad está
limitada por cuestiones de costo y también porque se llega rápidamente a la presión de fractura de la roca del yacimiento,
Al aumentar la viscosidad, mediante disolución de polímeros hidrosolubles como poliacrilamida o xantano, se puede ganar un factor 10, pero no más, en virtud de que se debe considerar nuevamente la barrera de la presión de fractura. Por tanto la única posibilidad es disminuir la tensión interfacial, y en forma drástica, algo como tres órdenes de magnitud.
Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el número
capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propósito de los métodos
de recuperación mejorada es aumentar el número capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro.
Razón de movilidad.-
Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las operaciones de invasión con agua en un yacimiento petrolífero, la razón de movilidad se expresa como:
(2)
Donde κo y κw representan las permeabilidades efectivas del agua y el petróleo
respectivamente, mientras que µw y µo, las viscosidades correspondientes al
agua y al petróleo.
Para petróleos de alta viscosidad, esto es de baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad (alta movilidad), se hace la razón de movilidad
M mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del fluido de inyección.
Capa rocosa (Cap rock).-
Una capa impermeable de roca sobre un yacimiento rocoso que evita que los hidrocarburos escapen a la superficie.
Ecuación del índice de productividad para yacimientos de petroleo
Cuando la presión del yacimiento es más alta que la presión de burbujeo, una sola fase se mantiene en el reservorio, pues todo el gas esta disuelto en petróleo y por consiguiente se puede aplicar la ecuación de Darcy para calcular el caudal en el pozo vertical
(1)
Curvas de Comportamiento del flujo ( IPR )
Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de flujo de un pozo o IPR ( Inflow Performance Relationship ), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad ( IP ) y la ecuación que la define es, deducida de la ec. Nº 5:
Qo
IP = --- Pws - Pwf donde:
Qo = caudal de hidrocarburos ( BPD ) Pws = Presión máxima del yacimiento ( Psia )
Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo ( Psia ) (3)
Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dió cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, en los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el petróleo tenía un efecto en la producción.
Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del petróleo . Para una caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento.
Representación esquemática de las Curvas de comportamiento de Presión -Producción.
Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las permeabilidades relativas del aceite y del agua.
Todo lo anterior mostró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca – fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. La correlación de Vogel para obtener una curva IPR adimensional es la siguiente:
Qo Pwf Pwf 2 --- = 1 – 0.2 [ --- ] - 0.8 [ ---] Qmax Pws Pws
Donde:
Qo = Caudal de petróleo correspondiente a la Pwf
Qomax = caudal máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero Pws = Presión de Fondo estática.
M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de petróleo y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrolló la siguiente correlación:
Qo = C ( Pws² – Pwf² )n Donde :
Qo = caudal de hidrocarburo correspondiente a la Pwf Pws = Presión máxima del yacimiento
Pwf = Presión de Fondo fluyente. C = coeficiente de la curva
n = exponente ( un valor entre 0.5 y 1.0 )
Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de pruebas de presión – producción de un pozo, (Isocronales o FAF), donde se miden los caudales para tres o mas diámetros de estrangulador, midiendo sus correspondientes presiones de fondo fluyentes(Pwf), así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado para determinar por restitución el valor de Pws.
En escala log – log se grafican los valores de presión contra caudal, obteniendo una línea recta.
El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta. El potencial del pozo o caudal máximo teórico se obtiene intersectando el valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de caudal.
Esquema de comportamiento Presión-Producción de acuerdo a correlación de Fetkovich.
En la explotación de un yacimiento se utilizan varios métodos de recuperación o extracción.-
El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciada por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado.
La explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento.
Mientras que para la recuperación Mejorada contempla métodos térmicos químicos y la inyección de gases. En este trabajo se presenta un análisis de inyección de agua como alternativa de explotación bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. Recuperación primaria.-
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede
a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:
a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado
sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.
c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.
Cap. II Graf. N°2 Esquema de pozo surgente
Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.
Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción. Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:
a. El bombeo mecánico
b. Extracción con gas o Gas Lift c. Bombeo con accionar hidráulico d. Pistón accionado a gas (plunger lift).
e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. f. Bomba de cavidad progresiva.
a. El bombeo mecánico. Que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo
superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.
b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.
c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.
d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.
e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.
f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que
permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
Recuperación secundaria
Consiste en la inyección de un fluido (gas o agua) dentro de un reservorio mediante pozos inyectores, empujando los hidrocarburos hacia pozos productores.
Inyección de agua: El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor del petróleo.
El método de inyección de agua es usado por los productores de petróleo para recuperar el petróleo remanente, una vez que se ha terminado con la producción primaria.
En muchos casos, este petróleo remanente es un 75% del petróleo que habrá originalmente en el reservorio. Bombeando agua bajo presión a la formación mediante pozos inyectores y espaciando éstos alrededor de un pozo productor, se logra que el agua inyectada empuje las gotas de petróleo hacia el pozo productor para su recuperación secundaria.
El agua inyectada puede ser agua de mar, agua fresca o agua producida conjuntamente con el petróleo. En cualquier caso requiere tratamiento previo a su inyección, ya que pueden causar algunos problemas y más aun cuando no es compatible con el agua de formación.
Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado.
En un sistema cerrado el agua no entra en contacto con el aire para prevenir su contaminación con oxigeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido
sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada.
Un sistema cerrado generalmente consta de tanques de almacenamiento de agua, tuberías de los tanques de almacenamiento a los equipos de clarificación y filtración, tanques de almacenamiento de agua tratada, bombas de inyección y líneas que distribuyen el agua a los diferentes pozos de inyección. Se colocan medidores de flujo en las cabezas de los pozos para medir los flujos de inyección a cada pozo.
En cambio, un sistema abierto permite el contacto del aire con ci agua y normalmente se aplica cuando hay abundancia de ácido sulfhídrico, hierro, turbidez y otros contaminantes cuya eliminación es más simple y económica por precipitación y/o aereación
Esta aplicación va para el campo Patujusal, formación Petaca.
Cap. II Graf. N°3 Esquema de inyección de agua
Cap. II Graf. N°4 Esquema de inyección de gas
En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento.
Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria: • Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del
yacimiento;
• Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias;
• Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.
a. Reinyección del gas (gas-drive) por encima o atrás del petróleo.-
La Sgc originada en un “gas drive” producto de la despresurización de un yacimiento (gas drive interno) es diferente de la originada por la inyección de
gas (gas drive externo). La saturación de gas media, necesaria para permitir el flujo de gas difiere notablemente en ambos procesos.
Las muestras de laboratorio suelen comportarse, generalmente, de manera heterogénea5,6 dado que la heterogeneidad habitualmente encontrada en la escala de reservorio se extiende hasta la escala de laboratorio. Estos medios heterogéneos presentan características especiales tales como:
!"Suelen obtenerse diferentes resultados en los barridos horizontales y verticales. El origen de esta diferencia obedece a que los barridos horizontales producen inyecciones diferenciales en las diferentes capas mientras que en los barridos verticales (o en flujo cruzado), por todas las capas circula el mismo caudal!”
La red poral es única, pero las gargantas porales suelen diferir en cantidad y tamaño de acuerdo con la dirección de flujo.
Debido a la cantidad de fenómenos concurrentes, no es posible establecer “a priori” la relación de eficiencias entre barridos verticales y horizontales.
Y para poner toda esta información dentro de un contexto de aplicación debe tenerse en cuenta que:
En el reservorio, los barridos verticales se presentan en la expansión de casquetes de gas, en el avance de acuíferos basales, en los flujos cruzados entre las capas menos permeables y más permeables de las formaciones heterogéneas.
Los equilibrios capilar-gravitatorios se favorecen en formaciones de elevada permeabilidad vertical, con fluidos poco viscosos, con elevadas diferencias de densidad y con tiempos de explotación muy extendidos (bajos caudales).
b. Drenaje con agua caliente o con vapor, más costoso, pero permite recuperar el 90% del yacimiento.-
Es un proceso de desplazamiento y consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de
inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la Inyección Continua de Vapor.
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. 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.
Recuperación terciaria
Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes que puede contener electrolitos, polímeros, entre otros inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.
Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperación conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos.
Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos
Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen: 1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas. 2. Procesos de inyección de surfactante.
3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP).
1. Inyección de Polímeros.
• El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación.
• En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:
Cap. II Graf. N°5 Esquema del proceso de inyección de polímeros.
• Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados. • A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad
por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren
• En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).
2. Inyección de Surfactantes.
• El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.
• Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) 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 batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998).
En el siguiente grafico se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho:
Cap. II Graf. N°6 Esquema del proceso de inyección de surfactantes.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
• 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.
• Aún 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 (PDVSA-CIED, 1998).
3. Inyección de soluciones alcalinas.
• 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. En el grafico siguiente se muestra un esquema del proceso:
Cap. II Graf. N°7 Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
• Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso 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 (PDVSA-CIED, 1998).
Tratamiento de agua de inyección.-
El tratamiento involucra la reducción o eliminación del contenido de sólidos suspendidos, aceite, organismos vivos (bacterias y otros bio-organismos), gases disueltos, estabilización del agua para evitar incrustaciones, etc. Este objetivo se logra mediante la utilización conjunta de equipos mecánicos, tales como filtros y deareadores, y aditivos químicos clorinantes, biocidas específicos, secuestrantes de oxigeno, inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustación, coagulantes y antiespumantes entre otros. La selección del tipo de aditivos químicos d utilizar depende de las características del agua a tratar, del tipo de equipo de tratamiento disponible y do la compatibilidad de los cultivos. El éxito de un sistema de tratamiento de agua de inyección depende principalmente del cuidado que se tenga en el seguimiento y control continuo de la calidad del agua a lo largo del sistema desde la fuente proveedora de agua hasta los pozos inyectores. En la mayoría de los casos la correcta utilización y control de los aditivo químicos juegan el papel más importante sobre la calidad del agua inyectada.
Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado.
Sistema cerrado.-
El agua no entra en contacto con el aire para prevenir su contaminación con oxigeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada.
