sábado, 29 de junio de 2013

Continuidad de las propiedades de la roca - I

Como se señaló en la sección anterior, es muy importante tener en cuenta la con- tinuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y la continui- dad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo del fluido en el yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial.
Si el cuerpo del yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o rocas densas, el estudio de una sección transversal de un horizonte productor podría indicar si los estratos indivi- duales tienen tendencia a reducirse en espesor en distancias laterales relativamente cortas, o si está presente una arena uniforme. También, a partir de núcleos se puede te- ner evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento. Todas estas situacio- nes deben ser consideradas en la determinación del espaciamiento de los pozos, en los patrones de invasión y en la estimación del volumen del yacimiento que estará afectado durante el programa de inyección. La Figura 2.10 muestra la continuidad de las arenas de un yacimiento típico del lago de Maracaibo18.
La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya que los estratos indi- viduales de la roca del yacimiento pueden mostrar un grado razonable de continuidad y uniformidad con respecto a la permeabilidad, porosidad y saturación de petróleo. Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de agua y de gas en la formación productora, las partes de lutitas permitirán algunas veces realizar comple- taciones selectivas para excluir o reducir las producciones de agua o gas y realizar in- yecciones selectivas de agua.

viernes, 28 de junio de 2013

Permeabilidad - II

No debemos dejar a un lado que la continuidad de eslos estratos es tan importante como la variación de permeabi- lidad. Si no existe una correla- ción del perfil de permeabilida- des entre pozos individuales, existe la posibilidad de que las zonas más permeables no sean continuas y que la canalización del agua inyectada sea menos severa que la indicada por los procedimientos aplicados a todo el yacimiento. La Figura 2.9 muestra el efecto de la dis- tribución vertical de permeabili- dad sobre la inyección de agua.

jueves, 27 de junio de 2013

Permeabilidad - I

La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado, la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto, en la determinación de la factibilidad de inyección de agua en un yacimiento, es necesario conocer: i) la máxima presión de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del yacimiento y ii) la relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presiónpermeabilidad. Esto permite determinar rápidamente los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa de invasión en un lapso razonable. La prospectividad del proyecto puede calcularse comparando el recobro que se estima lograr con los gastos que involucra el programa de inyección: si resulta económico, se debe efectuar un estudio más detallado.
El grado de variación de permeabilidad ha recibido mucha atención en los últi- mos años, pues determina la cantidad de agua que es necesario utilizar: entre menos heterogénea sea esa propiedad, mayor éxito se obtendrá en un programa de inyección de agua. Si se observan grandes variaciones de permeabilidad en estratos individuales dentro del yacimiento, y si estos estratos mantienen su continuidad sobre áreas exten- sas, el agua inyectada alcanzará la ruptura demasiado temprano en los estratos de alta permeabilidad y se transportarán grandes volúmenes de agua antes que los estratos menos permeables hayan sido barridos eficientemente. Esto, por supuesto, influye en la eco- nomía del proyecto y sobre la factibilidad de la invasión del yacimiento.

martes, 25 de junio de 2013

Porosidad - I

La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado. 
Como el contenido de este fluido en una roca de yacimiento varía desde 775,8 hasta 1.551,6 Bbls/acre-pie para porosidades de 10 y 20%, respectivamente, es importante tener una buena confiabilidad en estos datos. Esta propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35% en una zona individual; otras, como en calizas y dolomitas, puede variar desde 2 hasta 11 % debido a fracturas; y en rocas llenas de agujeros como panales de abejas y porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar el promedio aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo de arena. 
Si existen suficientes datos sobre este aspecto, se pueden construir mapas de distribución de porosidades que pueden ser pesados areal o volumétricamente para dar una porosidad total verdadera, similares al presentado en la Figura 2.8. Igualmen- te, si existen suficientes datos de muestras de núcleos se pueden realizar análisis esta- dísticos de porosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta informa- ción. 
La mejor forma de medir este parámetro tan importante ha sido a través de medi- das de laboratorio en muestras de núcleos. Varios registros de pozos también produ- cen buenas medidas de porosidad como: perfil eléctrico o de inducción, micro-log, re- gistro de neutrones y el perfil sónico, entre otros.

lunes, 24 de junio de 2013

Profundidad del yacimiento

La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en una invasión con agua ya que: a) si es demasiado grande para permitir reperforar económica- mente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros; b) en los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual después de las operaciones primarias son más bajas que en yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para e xpulsar el petróleo y a que el factor de encogimiento fue grande y, por lo tanto, ha quedado menos petróleo; y c) grandes profundidades permiten utilizar mayores pre- siones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral. Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos profundos donde la máxima presión que puede aplicarse en operaciones de inyección está limitada por la profundidad del yacimiento. 
Durante la inyección de agua, se ha determinado que existe una presión crítica -usualmente aproximada a la presión estática de la columna de roca superpuesta sobre la arena productora y cerca de 1 Ipc/pie de profundidad de la arena- que al excederla, ocasiona que la penetración del agua expanda aberturas a lo largo de fracturas o de cualquier otro plano de fallas, así como juntas o posibles pla- nos de estratificación. Esto da lugar a la canalización del agua inyectada o al sobrepaso de largas porciones de la matriz del yacimiento. 
Consecuentemente, en operaciones que implican un gradiente de presión de 0.75 Ipc/pie de profundidad, generalmente se permite suficiente margen de seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquier problema, debe tenerse en cuenta la información referente a presión de frac- tura o de rompimiento en una localización determinada, ya que ella fijará un límite su- perior para la presión de inyección. Estas consideraciones también influyen en la se- lección del equipo y en el diseño de planta, así como en el número y localización de los pozos inyectores. El elevado gradiente de presión del agua permite tener menores pre- siones de inyección en el cabezal del pozo que en el caso de inyección de gas, lo cual es una ventaja en yacimientos profundos como los del Norte de Monagas en Venezuela.

domingo, 23 de junio de 2013

Litología

La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el proceso de inyección. En algunos sistemas complejos, una pequeña porción de la porosidad total, como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas, tendrán suficiente permeabilidad para facilitar las operaciones de inyección de agua. En estos casos, solamente se ejercerá una pequeña influencia sobre la porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granular, o vugular. 
La evaluación de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento, y también pueden hacerse mediante pruebas pilotos experimentales. Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la composición mineralógica de los granos de arena y la del material cementante que se ha observado en varias arenas petrolíferas después de haber sido invadidas con agua, puede ocasionar diferencias en la saturación de petróleo residual. 
Estas diferencias dependen no sólo de la composición mineralógica de la roca del yacimiento, sino también de la composición de los hidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell han demostrado que en ciertas condiciones los constituyentes básicos presentes en algunos tipos de petróleo causan que el cuarzo se torne hidrofóbico, debido a su adsorción en la superficie de los granos de arena. De manera similar, los constituyentes ácidos presentes en otros tipos de petróleo vuelven la calcita hidrofóbica. No se han determinado suficientes datos para pronosticar el efecto que tienen sobre el recobro las variaciones en el grado de hu- mectabilidad de las paredes de los poros, por agua o por petróleo. 
A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcilloso en algunas arenas petrolíferas puede taponar los poros por hinchamiento o floculación al inyectar agua, no existen datos disponibles sobre la extensión de este problema, pues eso depende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante se puede obtener una aproximación de estos efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo, que el grupo de la montmorillonita es el que más puede causar una reducción de la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es la que causa menos problemas. La extensión que puede tener esta reducción de permeabilidad también depende de la salinidad del agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por salmueras para propósitos de invasión.

sábado, 22 de junio de 2013

Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas - II

Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleo justifica un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyección en un patrón de línea directa. La existen- cia de zonas con altos relieves sugieren la posibilidad de un programa de inyección de gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de gas también influenciará en esta decisión. 
La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural, donde la acumulación de petró- leo se encuentra en trampas estratigráficas. Como estos yacimientos por regla general, han sidó producidos con empuje por gas en solución y no han recibido beneficios de un empuje natural de agua o de otro tipo de energía de desplazamiento, usualmente poseen altas saturaciones de petróleo después de una producción primaria, hacién- dose atractivos para operaciones de recuperación secundaria. 
Así, la localización de los pozos de inyección y producción debe adaptarse a las propiedades y condiciones que se conocen de la arena. A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de inyección suplementaria, pues ésta puede ser inne- cesaria si existe un fuerte empuje natural de agua. Tal decisión depende también de la existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas, o de cual- quier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento altamente fa- llado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.

viernes, 21 de junio de 2013

Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas - I

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientes factores:
  Geometría del yacimiento
Uno de los primeros pasos al recabar la información de un yacimiento para un estudio de inyección, es determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en gran medida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de agua o de gas. La estructura es el principal factor que gobierna la segregación gravitacional. Así, en presencia de altas permeabilidades, la recuperación por segregación gravitacional, particularmente en yacimientos de petróleo, puede reducir la saturación de petróleo a un valor al cual no resulta económica la aplicación de la inyección de agua. La Figura 2.7 muestra la unidad geológica del yacimiento LL-03 del lago de Maracaibo
 

jueves, 20 de junio de 2013

Inyección de gas - Tipos de inyección Part 4

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 de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor. 
Desventajas: 
1. Requ ¡ere 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 extema.

miércoles, 19 de junio de 2013

Inyección de gas - Tipos de inyección Part 3

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 (Figura 2.6).
Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. 
Características: 
1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. 
2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, >200 md. 
3. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribu- ción areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yaci- miento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requie- ran.

lunes, 17 de junio de 2013

Inyección de gas - Tipos de inyección Part 1

Tipos de inyección Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyec- ción de gas interna o dispersa e inyección de gas externa. 
Inyección de gas interna o dispersa 
Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se apli- ca, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas ini- cial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyec- tado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado. Características: 
1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. 
2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. Como se muestra en la Figura 2.5, la selección de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuración del yacimiento con respecto a la estruc- tura, al número y a la posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad. 3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. 
Ventajas: 1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. 2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la pro- ducción e inyección de gas. 
Desventajas: 1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como conse- cuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la ex- periencia de la inyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezue- la (12-14 °API), ha mostrado que la segregación gravitacional ha sido el princi- pal mecanismo de recobro (20-30%). 2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de in- yección extema. 3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la efi- ciencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección extema.

sábado, 15 de junio de 2013

Inyección de gas

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 19006-7> 8> 11, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyecta- do, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento. 
Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento. El sólo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas; como éste es más liviano que el petróleo, tiende a for- mar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento.
Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una for- ma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente eleva- das, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural re- queriría un período más largo. Ade- más, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantie- ne alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. La Figura 2.4 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por gas en un canal poroso. Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable con- servarlo para futuros mercados y, en ese caso, se inyecta en un yacimiento para alma- cenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificul- tades.

viernes, 14 de junio de 2013

Tipos de inyección - IV

Características: La selección del arreglo depen- de de la estructura y límites del "^s yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (/?), de la porosidad () y del nú- 2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. 3. A Tin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores exis- tentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En am- bos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, si- milar a la utilizada en la fase primaria de recobro. 
Ventajas: 
1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buza- mientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, de- bido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. 
2. Rápida respuesta del yacimiento. 
3. Elevada eficiencia de barrido areal. 
4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. 
5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. 
6. Rápida respuesta en presiones. 
7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un período corto. 
Desventajas: 
1. En comparación con la inyección extema, este método requiere una mayor in- versión, debido al alto número de pozos inyectores. 
2. Requiere mejor descripción del yacimiento. 
3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recur- sos humemos. Es más riesgosa. Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubi- car los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irre- gular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características del yaci- miento y optimizando el número de pozos.

jueves, 13 de junio de 2013

Tipos de inyección - III

Desventajas: 
1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. 
2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como sí 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 arceglos en esa parte de los yacimientos. 
4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yaci- miento. 
5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo. 2.1.2. 
Inyección en arreglos o dispersa Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petró- leo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyec- ción también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyec- ta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.3.

martes, 11 de junio de 2013

Tipos de inyección - I

Tipos de inyección 
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: 
Inyección periférica o externa 
Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yaci- miento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se obser- va en la Figura 2.2, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. Características: 
1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la es- tructura del mismo favorece la inyección de agua. 
2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo. 
Ventajas: 
1. Se utilizan pocos pozos. 
2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar po- zos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas dond e se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.
3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el pro- ceso de invasión con agua por flancos. 
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 productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petró- leo.

lunes, 10 de junio de 2013

Inyección de agua - II

En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyec- tores.
Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos3. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron ma- yores tasas de inyección-producción. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recupera- ción secundaria, constituyén- dose en el proceso que más ha contribuido al recobro del pe- tróleo extra^. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua. La Figu- ra 2.1 presenta un esquema del desplazamiento de petró- leo por agua en un canal de flujo.

domingo, 9 de junio de 2013

Inyección de agua - I

La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 18651. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologías, la primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. 
En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. 
El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, éstos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operado res estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos.

sábado, 8 de junio de 2013

Métodos convencionales de recobro adicional

Introducción 
Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar la energía y, en consecuencia, aumentar el recobro. Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencionales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos.

viernes, 7 de junio de 2013

Referencias bibliográficas

1. Green, D.W. y Willhite, G.P.: Enhanced Oil Recooery, Texlbook Series, SPE, Richardson, TX (1998) 6. 2. National Instítute for Petroleum and Energy Research (NIPER): Enhanced Oil Recouery In- formation, Bartlesville-Oklahoma (Abril 1986). 
3. Satter, A. y Thakur, G.: ¡ntegrated Petroleum Resenxtir Management, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1994). 
4. Farouq Alí, S.M. y Thomas, S.: The Prornise and Problems of Enhanced Oil Recoveiy Methods, JCPT (Sept. 1996) Vol. 35, N° 7. 
5. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson,TX (1986) 3. 
6. Thakur, G. y Satter, A.: Integrated Waterflood Asset Management, Pennwell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1998). 
7. Pinol, A.: Comunicación Personal.

jueves, 6 de junio de 2013

Drenaje por gravedad

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. 
El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. 
La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa del drenaje del petróleo. El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios yacimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesados no son candidatos para la inyección de agua. 
La Tabla 1.1 muestra un resumen y algunas características importantes de los mecanismos de producción primaria presentes en los yacimientos de petróleo. Un aspecto común a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperación primaria es el hecho de que para que los mismos actúen debe existir una reducción de presión en el yacimiento; por esta razón, cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyección de fluidos que mantiene total o parcialmente la presión promedio del yacimiento, se está reemplazando, total o parcialmente según el grado de mantenimiento de presión, un mecanismo primario por uno de recuperación secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmiscible del fluido en el yacimiento (petróleo) por el fluido inyectado (agua o gas). La efectividad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento óptimo en que se debe iniciar un proceso de inyección de fluidos.

sábado, 1 de junio de 2013

Empuje por capa de gas - II

Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas, tal como se observa en la Figura 1.7. Se deben tomar precauciones con estos progra- mas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplaza- do hacia la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasión5.