Empuje por agua - II

La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa información geológica sobre él proveniente de perforaciones o de otras fuentes. Una medida de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua. Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento, se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplementar su energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua. Se concluye que yacimientos con un fuerte acuífero son por su naturaleza invadidos por esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo.

Empuje por agua - I

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuen- tran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3. El agua en un acuífero está comprimida, pero a medida que la presión del yaci- miento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4, en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro ^ntre un 30 y un 50% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East en Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de ios campos Silvestre y Sinco en Barinas y Lama del lago de Maracai- bo, en Venezuela.

Mecanismos de producción primaria

La recuperación primaría resulta de la utilización de las fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos pro- ductores. Tales fuentes son: el empuje por agua, el empuje por gas en solución, la ex- pansión de la roca y de los fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.

Producción primaria, secundaria y terciaria - IV

Otro concepto asociado se designa con el término IOR (del inglés Improved Oil Recooery), que se refiere a las medidas que se toman durante las etapas de recupera- ción primaría y secundaría para incrementar el recobro de petróleo14. Incluye lo con- cerniente a EOR y, además, otras actividades como: caracterización de los yacimien- tos, mejoramiento de la gerencia de los yacimientos y perforaciones interespaciadas.

Producción primaria, secundaria y terciaria - III

La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica es que muchas operaciones de producción de los yacimientos no se llevan a cabo en el orden especificado. 

Un buen ejemplo es la producción de petróleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo es suficientemente viscoso, no puede fluir a tasas econó- micas mediante empujes de energía natural, de tal manera que la producción primaria sería insignificante; tampoco la inyección de agua sería factible, por lo que el uso de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad significativa de petróleo. En este caso, un método considerado como terciario en una secuencia cro- nológica de agotamiento, podría ser utilizado como el primer, y quizás el único, proce- so por aplicar. En otras situaciones, los denominados procesos terciarios podrían ser aplicados como operaciones secundarias en lugar de la inyección de agua. 

Esta acción puede ser determinada por factores como la naturaleza del proceso terciario, la disponibilidad de los fluidos para inyectar y la economía. Por ejemplo, si antes de aplicar un proceso ter ciario se observa que una inyección de agua disminuiría su efectividad, entonces la etapa de inyección de agua podría ser relegada. Debido a estas situaciones, el término "recuperación terciaria" ha caído en desu- so en la literatura de ingeniería de petróleo y la designación de métodos EOR ha venido a ser la más aceptada1. 

Así, como se observa en la Figura 1.2, actualmente los proce- sos de recobro de petróleo se clasifican en convencionales y procesos EOR3.

Producción primaria, secundaria y terciaria - II

En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de que un proceso secundario se vuelve no rentable1. La Figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo2.

Producción primaria, secundaria y terciaria - I

Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdi- vididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica. 

La eta- pa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi sinónima de in- yección de agua, se implementa usualmente después de la declinación de la produc- ción primaria. Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la in- yección de gas. 

La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico. 

Los procesos de gas basados en otros mecanismos, como hinchamiento del petróleo, reducción de la viscosidad del petróleo, o comportamiento de fases favorable, se consideran procesos EOR. Debido a que un desplazamiento inmiscible de gas es, por lo general, menos efi- ciente que una inyección de agua, hoy en día se usa muy pocas veces como proceso secundario.