RECUPERACIÓN SECUNDARIA
1.
INTRODUCCION
2.
ANTE NTECED CEDENT ENTES
Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos ciertos casos casos el gas natural. natural. l drenaje drenaje por agua permite permite ele!ar ele !ar la re recup cupera eració ción n del ace aceite ite ori origin ginalm alment ente e en sit sitio io has hasta ta un promedio de "#$%0&, con !ariaciones desde '# hasta (0& según los casos. 3. OBJETIVO 4. MARCO TEORICO 3.1. DEFINICION )os m*t )os m*todo odos s de re recup cuperac eración ión sec secund undari arios os con consis sisten ten en iny inyect ectar ar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mant ma nten ener er un gr grad adie ient nte e de pr pres esió ión. n. s sto tos s flu fluido idos s se in inye yect ctan an po porr cierto cie rtos s po+ po+os os in inyec yector toreses-,, y des despla pla+an +an o ar arras rastra tran n una par parte te del petróleo hacia los otros po+os productores-. l propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y despla+ar los hidrocarburos hacia el po+o. )as t*cnicas de recuperación secundaria ms comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. /ormalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la +ona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. )a etapa de recuperación secundaria alcan+a su lí lími mite te cu cuan ando do el fl fluid uido o in inye yect ctad ado o a agu gua a o ga gass- se pr prod oduc uce e en cantidades considerables de los po+os productores y la producción deja de ser económica. l uso sucesi!o de la recuperación primaria y la re recup cupera eració ción n sec secund undaria aria en un yac yacimi imient ento o de pet petró róleo leo pro produc duce e alrededor del '#& al (0& del petróleo original eistente en el lugar. lugar.
3.2. PROCEDIMIENTOS DE RECOBRO )os procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son1 primaria, secundaria y terciaria o mejorada. )a 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. )a fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. 2e utili+an la inyección de agua o gas para lle!ar el crudo hasta los po+os de producción. 3or último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo gene ge nera rall !i !ien ene e lu lueg ego o de la se segu gund nda a et etap apa, a, se in inye yect ctan an qu quím ímic icos os,, energía t*rmica o gases miscibles para etraer el crudo. 4ebido a la !ariedad de los m*todos de recuperación eistentes, se hace una e!aluación del yacimiento para saber cul es el m*todo ms adecuado de recobro. 3or lo general se eaminan las propiedades de los lo s fl flui uido dos, s, co cont ntin inuid uidad ad de la fo form rmac ació ión, n, me mec cni nica ca de la las s ro roca cas, s, tecn te cnol olog ogía ía de pe perf rfor orac ació ión, n, op opci cion ones es de te terrmi mina naci ción ón de po po+o +os, s, simulación de la producción e instalaciones de superficie. 2e debe tener en cuenta que las fases no lle!an un orden estricto, ya que se
podrían utili+ar dependiendo de las necesidades eistentes en el po+o, es decir, q podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera ms fa!orable para la producción del yacimiento.
3.3. INYECCIÓN DE AGUA s un proceso donde el petróleo es lle!ado hacia los po+os de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue reali+ada por primera !e+ en la cuidad de 3ithole, al oeste de 3ennsyl!ania, en el año '56# y fue utili+ada en los años cuarentas. sta t*cnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, pro!eniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se mo!ía a tra!*s de las formaciones petrolíferas, entraba al inter!alo productor en los po+os perforados e incrementaba la producción de petróleo en los po+os !ecinos. 3ara la inyección se utili+a el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de !ista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características1
/o debe ser corrosi!o )os componentes minerales como a28 (, 2r28(, 9a28( : "H"8, 9a98%, ;g98%,
Hoy en día el m*todo de inyección de agua es el ms utili+ado de los m*todos de recuperación secundaria, cubriendo así ms de la mitad de la producción de los po+os a ni!el mundial.
3.4. Tipos d i!"##i$! 2e puede lle!ar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los po+os productores e inyectores, tales como1
3.4.1.
I!"##i$! p%i&'%i#( o )*%!(
2e basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. ste m*todo es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua$petróleo.
C(%(#*%+s*i#(s,
s utili+ado cuando se desconocen las características del yacimiento. )os po+os de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se encuentra el petróleo.
3.4.2.
I!"##i$! ! (%%-os o disp%s(
2e encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. sto trae como consecuencia que los fluidos eistentes en el yacimiento sean despla+ados hasta el po+o productor. 2e le conoce con el nombre de inyección interna.
C(%(#*%+s*i#(s,
3ara utili+ar este m*todo se debe tomar en cuenta su estructura y los límites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los po+os eistentes. s usado en yacimientos con poca inclinación y con un rea etensa. 2e organi+an los po+os productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.
3./. INYECCIÓN DE GAS
)as propiedades de los fluidos del yacimiento.
l tipo de empuje.
)a geometría del yacimiento.
)a continuidad de la arena.
l relie!e estructural.
)as propiedades de la roca.
>emperatura y presión del yacimiento.
3.0. Tipos d i!"##i$! )a inyección del gas se clasifica en dos tipos que son1 la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas eterna.
3.0.1.
I!"##i$! d -(s i!*%!( o disp%s(
9onsiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utili+a en reser!orios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.
C(%(#*%+s*i#(s,
2e utili+a en reser!orios homog*neos, con poca inclinación y con poco espesor. 2e necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la +ona de producción. l ordenamiento estar sujeto al tipo de yacimiento. )a permeabilidad efecti!a del gas debería ser baja.
V!*(1(s, -
2e puede orientar el gas a otras +onas según sea con!eniente
-
2e puede optimi+ar el gas inyectado.
Ds2!*(1(s, -
)os costos de operación y producción aumentan según los po+os de inyección requeridos
-
)a tasa de recobro es inferior a la inyección eterna debido a las altas !elocidades de flujo debido a los canales.
-
)a eficiencia de rea de barrido es mucho menor que por inyección eterna.
-
4ebido a la posición estructural o drenaje por gra!edad mejora muy poco o nada la eficiencia de recobro.
3.0.2.
I!"##i$! d -(s )*%!(
s el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reser!orio, lugar donde est la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es despla+ado hacia abajo. l número de po+os que se necesitarn depende la inyecti!idad de cada po+o y del número necesario para obtener una eficiente distribución del rea yacimiento. 2e aplica en reser!orios con permeabilidades mayores a "00 md. 4ebe haber una inteligente distribución para apro!echar al mimo el drenaje por gra!edad. 2e aplica en yacimientos con amplio relie!e estructural para permitir que la capa de gas desplace al petróleo. l drenaje por gra!edad da un mejor recobro el factor de conformación es mayor que el se obtiene por inyección interna. )a eficiencia de rea de barrido es mayor con e(ste m*todo. )a des!entaja de este m*todo es que requiere una alta permeabilidad !ertical. )as intercalaciones de lutitas así como las barreras son incon!enientes para este m*todo. )os factores que controlan la recuperación en un proceso de inyección de gas son los siguientes1
?ariaciones de las propiedades de las rocas.
@a+ón de !iscosidades del petróleo y gas.
2egregación gra!itacional.
ficiencia de despla+amiento.
9ondiciones de saturación inicial.
3resión del yacimiento.
>iempo óptimo para iniciar la inyección.
>asa de inyección y de producción.
s mucho ms con!eniente una permeabilidad !ertical y lateral uniforme para obtener una mejor eficiencia de barrido. s mucho ms aplicable a petróleos de baja !iscosidad ya que cuando la relación de !iscosidad de gas con respecto al petróleo disminuye, el flujo fraccional aumenta y la eficiencia de despla+amiento disminuye. )a segregación gra!itacional es muy útil ya que mantiene el frente de gas uniforme, oponi*ndose a las !ariaciones de permeabilidad y a los !alores ad!ersos de la ra+ón de mo!ilidad, abati*ndose así una mayor eficiencia. )a eficiencia de despla+amiento del petróleo respecto del
gas es menor ya que el gas tiene mucho mayor mo!ilidad, puede ser superior la eficiencia del petróleo si est acompañado de una considerable segregación gra!itacional.
C(%(#*%+s*i#(s,
2e utili+a en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el despla+amiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas.
2e aplica en yacimiento con buena permeabilidad !ertical.
4eben tener alto bu+amiento.
2e ubican los po+os de producción de tal manera que cubran gran parte del rea donde es inyectado el gas.
3.. ARREG4OS DE PO5OS 3..1.
ARREG4OS EN 46NEA DIRECTA
n este modelo los po+os estn dispuestos en
forma
uniforme de manera que los po+os Anyectores se encuentran en líneas alternas.
)a Bgura muestra la relación de los elementos sim*tricos iguales. Csí como un eamen de la conBguración del arreglo línea directa, muestra que mientras el elemento considerado est siendo inundado los elementos o a*reas semejantes adyacentes al po+o inyector sern tambi*n inundados al mismo tiempo es decir que ( elementos sern in!adidos desde un po+o
)a relación de po+os inyectores a productores es AD3 E ', pues !emos que los elementos que rodean a un po+o inyector sern in!adidas a un mismo tiempo. 3or otra parte, cada po+o inyector inundar a la cuarta parte del rea total considerada en un arreglo de # po+os, lo que equi!ale a emplear dos po+osF un productor y un inyector.
3..2.
ARREG4O EN 46NEA ESCA4ONADA
n este modelo tambi*n denominado triangular, los po+os de
producción
inyección,
estn
siendo
la
situados
diagonalmente a
distancia
entre
po+o
los
inyector
de y
productor ms grande que entre po+os productores o entre inyectores.
3..3.
ARREG4O DE CINCO PO5OS INVERTIDO
ste tipo de
arreglo emplea cuatro po+os productores
ubicados en las esquinas de un rectngulo y un po+o inyector central, como es mostrada en la
3..4.
ARREG4O DE SIETE PO5OS INVERTIDO
n este arreglo se tiene un po+o inyector central rodeado de G po+os productores distribuidos en forma heagonal. )os G elementos que rodean un po+o inyector sern inundados al mismo tiempo, por tanto cada po+o in!adir un tercio del rea considerada lo que significa que en un arreglo de 7
po+os hay dos !eces ms po+os de producción como po+os de inyección o seaF 3DA E
3../.
ARREG4O DE 7 PO5OS INVERTIDO
ste arreglo es similar a aquellos arreglos de # po+os pero con un po+o de producción etra perforado en el medio de cada
lado del cuadrado, por lo tanto hay
tres po+os
productores ms, como po+os inyectores 3DAE%.
3.8. FACTORES 9UE CONTROAN A RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS
eometría del yacimiento
)itología
3rofundidad del Iacimiento
3orosidad
3ermeabilidad
9ontinuidad en las propiedades de las rocas
;agnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos.
3ropiedades de los fluidos y permeabilidades relati!as
TIPO DE RECOMENDACIO RECOMENDACION YACIMIEN
NES PARA 4A
ES PARA 4A
TO
INYECCION DE
INYECCIÓN DE
AGUA
GAS
Hori+ontal Hacer es
una Hacer una inyección
de inyección
espesor
producción
medio
selecti!a
yy
producción
selecti!a por
por
la
la parte inferior de la
parte superior de arena. la arena. 4elgadas de
/o se justiBca 2e /o se justiBca 2e
poco inyecta y produce inyecta
espesor
por
todo
J%0K-
espesor arena-
el de
y
produce
A por todo el espesor la de la arena-
Anyectar Hori+ontal es gruesos
por
la
el i
agua Ainyectar por el tope
base
producir
el
petróleo
por
y y introducir por la i base. el
tope.
http1DDingenieria$de$ yacimientos.lacomunidadpetrolera.comD"006D'"Dmtodos$de$ recuperacin$secundaria.html 2e emplea, particularmente, en yacimientos con poco bu+amiento y una gran etensión areal a fin de obtener un barrido uniforme, los po+os inyectores se distribuyen entre los po+os productores
E9UIPOS
UTII5ADOS
EN
A
INYECCION
DE
AGUA
)os sistemas de inyección de agua, simplesF confiables y rentables, reducen significati!amente la complejidad y los costos operati!os, ya que1 @educen el número de po+os inyectores, sartas de tubería de producción y el dimetro del po+o ;inimi+an el equipamiento en superficie y de terminación stabili+an la presión de inyección en superficie ;antienen el caudal en la +ona de inyección. 2istemas de inyección de agua1 flujo controlado para una producción mejorada. )ogre un barrido uniforme y efica+ con los sistemas de inyección de agua. sistemas !erstiles de !l!ulas reguladoras y mandriles de bolsillo le ofrecen las tasas de inyección y la operación confiable que se necesita para manejar con eficiencia el rendimiento en las inyecciones de agua. )os sistemas de inyección de agua de Leatherford se basan en una completa gama de reguladores de flujo in!erso para mandriles estndares conectados a tuberías de producción, reguladores de flujo estndar para mandriles conectados al sistema de inyección de agua, y reguladores duales eclusi!os para mandriles especialmente conectados al sistema de inyección de agua. stos sistemas permiten tasas de inyección de G0 a #.##0 bMpd, lo que le brinda a usted todas las opciones para manejar con *ito la inyección de agua. https1DDpre+i.comDe(Nf7Mgsp'lNDrecuperacion$secundaria$por$ inyeccion$de$agua$en$boli!iaD
