INTRODUCCIN

El total de la produccin de petrleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria de recuperacin es del orden del 40 % respecto de la cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperacin asistida (terciaria) es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al mximo el rendimiento econmico y til del mismo. La etapa primaria de recuperacin, resulta del desplazamiento por la energa natural existente en el yacimiento. La secundaria, se implementa usualmente despus de la degeneracin de la recuperacin primaria, la recuperacin secundaria resulta del aumento de la energa natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petrleo hacia los pozos productores.

En cuanto a la recuperacin terciaria resulta de la utilizacin de gases miscibles, qumicas y energa trmica para desplazar petrleo adicional despus de que la recuperacin secundaria se vuelve no rentable.

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RECUPERACION PRIMARIA DE PETROLEO

La recuperacin primaria se refiere a aquellos reservorios que pueden producir petrleo con su propia presin natural. Con el mecanismo de recuperacin primaria, el gas y el agua de formacin empujan el petrleo a la superficie. Sin embargo, esta presin no puede ser mantenida todo el tiempo por lo que la presin del reservorio declina rpidamente.

Al descubrirse un yacimiento o campo, se procura recopilar una gran cantidad de informacin del mismo y se realizan varios estudios a la formacin productora, entre ellos: Ncleos y sus correspondientes estudios en laboratorio, diferentes tipos de registros geofsicos y de produccin, muestras del aceite y gas a condiciones originales, para realizar anlisis PVT, pruebas de produccin a los pozos, clculos de los ndices de productividad y potencial de los pozos y adems, se llevan a cabo varios tipos de anlisis de curvas de presin. Todos estos trabajos, con el objetivo de evaluar el potencial petrolero del nuevo descubrimiento y conocer de manera inicial sus caractersticas, desde el punto de vista de la ingeniera de yacimientos.

Posteriormente, a travs de la perforacin de pozos delimitadores en el nuevo yacimiento, se puede conocer mejor su tamao, en trminos del posible volumen original in situ que contenga. Adems, se llegan a determinar caractersticas adicionales, como la profundidad de un contacto aceite-agua si es que existe, lo mismo que se trata de definir si hay una capa de gas en la parte superior. Con esta informacin, se empieza a identificar el mecanismo natural de produccin que puede existir en el yacimiento o la combinacin de mecanismos que pudieran tenerse; esto ltimo es lo que realmente ocurre en la mayora de los campos. Existen cinco mecanismos naturales de recuperacin primaria en los yacimientos: 1.- Empuje Por Gas Disuelto: En este tipo de empuje en el yacimiento, el principal mecanismo que opera en la formacin productora es la expansin del aceite y del gas disuelto originalmente en el mismo. Es decir, el incremento de los volmenes de

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fluido durante el proceso de reduccin de la presin en el yacimiento es equivalente a la produccin que se obtiene.

Lo anterior es particularmente cierto, en los casos donde el yacimiento es bajosaturado. Es decir, se encuentra a una presin arriba de la presin de saturacin o de burbuja, que es como se le conoce.

En la Grfica 1 (Pg. De Anexos), se muestra una curva de porcentaje de reduccin de la presin original, contra la recuperacin en porcentaje del volumen original in situ en el yacimiento, en campos donde el empuje dominante es por gas disuelto. Como se observa, se calcula que en los mejores casos, se podra obtener hasta 22% de factor de recuperacin. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que esta es una grfica terica, calculada a travs de las ecuaciones de balance de materia, por lo que los factores reales de recuperacin podran ser menores a los que se presentan.

2.- Empuje Por Capa De Gas: En muchos casos de campos descubiertos en el mundo, se determin que ya exista una capa de gas al inicio de su explotacin, por lo que uno de los mecanismos de empuje se reconoce que es debido a esta capa de gas.

Por otro lado, si el yacimiento ha reducido su presin original hasta niveles por debajo de la presin de saturacin, se dice que el aceite contenido en el mismo se encuentra saturado y por tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la formacin; dependiendo del espesor de la misma y el echado que tenga (inclinacin de la formacin), se puede generar una capa de gas que se conoce como casquete de gas secundario.

El empuje que se genera para producir el aceite debido a la capa de gas descrita, puede llegar a ser el mecanismo preponderante de produccin en el yacimiento y en combinacin con otros mecanismos de empuje, definir el nivel de factor de recuperacin que puede llegar a obtener.

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En la Grfica 1 (Pg. De Anexos) se presenta la curva que seala el comportamiento de la reduccin de la presin si el yacimiento tiene este empuje, contra la recuperacin en porcentaje del volumen original in situ. Como se observa, en las mejores situaciones, se podra obtener un factor de recuperacin de casi 30%.

3.- Empuje Por Expansin De La Roca: La produccin de aceite y gas del yacimiento genera una reduccin de la presin de los fluidos en el mismo, lo que a su vez implica un aumento en la presin de sobrecarga en la formacin. Este aumento de presin en los granos de la formacin causa su compactacin y a su vez podra llevar a ocasionar una subsidencia en la superficie, lo cual se ha observado en algunos campos en el mundo.

Por tanto, el mecanismo por expansin de la roca, tambin conocido como mecanismo de compactacin, expulsa el aceite y gas debido a la reduccin del volumen poroso en el yacimiento. Sin embargo, es importante destacar que este mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formacin es grande, lo cual sucede en las formaciones constituidas por carbonatos.

El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos ms bien superficiales y que se encuentran a menos de 2000 metros de profundidad.

En la Grfica 1 (Pg. De Anexos), se muestra cual podra ser la recuperacin si solo existiera el empuje por expansin de la roca y fluidos, contra la disminucin de la presin en el yacimiento. Como se observa podra obtenerse cuando mucho un 4% de factor de recuperacin, si solo existiera este empuje en el yacimiento, lo cual es poco probable.

4.- Empuje Hidrulico (Por Efecto Del Acufero): El empuje natural por efecto del acufero, tambin conocido como empuje hidrulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acufero asociado y se empieza a presentar una vez que se reduce la presin6

en el yacimiento, lo que permite que el agua en el acufero se expanda y fluya dentro de la zona de aceite del mismo.

Este mecanismo de desplazamiento en los yacimientos, es de los ms eficientes, dependiendo del tipo de formacin de que se trate. De hecho, los factores de recuperacin ms altos que se han observado en varios yacimientos alrededor del mundo, casi siempre han estado asociados a un empuje hidrulico considerable.

Se puede observar en la Grfica 1 (Pg. De Anexos), que este empuje hidrulico es de los ms eficientes y se podran obtener factores de recuperacin de alrededor de 50%, en algunos campos.

5.- Empuje Por Segregacin Gravitacional: Este empuje no es muy comn que se presente en los yacimientos, pero cuando se tiene, es el mecanismo de produccin ms eficiente que se ha encontrado en los yacimientos alrededor del mundo. Esencialmente, est relacionado con el empuje por capa de gas secundaria, ya que la segregacin gravitacional se relaciona normalmente con yacimientos de grandes espesores o que tienen un echado considerable, lo que permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar las partes bajas del mismo y que el gas, al ser mas ligero tienda a ocupar la parte superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistn que empuja el aceite y los fluidos ms pesados hacia abajo.

Existen en varios pases, casos de yacimientos con este tipo de empuje y normalmente se ha logrado obtener de ellos factores de recuperacin muy elevados, debido a la manera tan eficiente que opera la segregacin gravitacional.

En la Grfica 1 (Pg. De Anexos), se puede distinguir que en el caso del empuje por segregacin gravitacional, se podran obtener factores de recuperacin de alrededor del 60%.

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RECUPERACIN SECUNDARIA DEL PETRLEO

Este tipo de recuperacin trata de producir el petrleo remanente de la fase de recuperacin primaria. El principal propsito de esta recuperacin secundaria es incrementar la presin natural del reservorio usando un mecanismo externo. Dentro de los mecanismos ms comunes estn la inyeccin de gas o aguade formacin. Sin embargo, existen otros mecanismos ms complejos y ms caros para recuperar el petrleo.

Las fuerzas primarias que actan en los yacimientos de petrleo como mecanismos de recuperacin de petrleo, generalmente se han complementado mediante la inyeccin de agua y de gas como procesos secundarios de recobro. Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperacin, pero su aplicacin ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotacin comercial. Por estas razones, la inyeccin de agua y de gas continan siendo los mtodos convencionales ms utilizados para obtener un recobro extra de petrleo en los yacimientos.

MTODOS DE RECUPERACIN SECUNDARIA

a. Inyeccin de Agua: La inyeccion de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy comn debido a que es uno de los metodos ms simples, de menor costo cuando hablamos de metodos de recuperacion de hidrocarburo y el factor de recobro puede llegar hasta un 60%.

Dentro de la inyeccin de agua, adems se desarroll toda una industria alrededor de este proceso, utilizando incluso varias fuentes de abastecimiento del agua a inyectar. En general, se utilizan tres: Agua congnita producida del mismo yacimiento, agua dulce producida de acuferos cercanos a los yacimientos donde se va a inyectar y agua de mar tratada qumicamente, para evitar incompatibilidad con la formacin productora de los yacimientos a los que se va a inyectar.8

Inyeccin Perifrica De Agua: En este caso, la inyeccin de agua se lleva a cabo de tres maneras posibles: Muy cerca del contacto aceite y agua del yacimiento, en el lmite fsico del mismo; es decir dnde termina el yacimiento o directamente en el acufero.

En cualquiera de los tres casos, el objetivo es aumentar la produccin en los pozos productores para lograr incrementar la recuperacin final de aceite y gas del campo o yacimiento.

Este mtodo de inyeccin perifrica, si bien puede ser muy eficiente, la realidad es que debido a las dimensiones que normalmente tiene el acufero y a las de la zona de aceite, regularmente se requieren inyectar grandes volmenes de agua, antes de tener un efecto en los pozos productores. Adems, si la inyeccin de agua se realiza muy tarde en la vida del yacimiento, el volumen poroso depresionado que hay que llenar antes de tener efecto en la presin del yacimiento, puede ser considerable. Algunos de los fracasos que la industria petrolera ha sufrido en varias partes del mundo, al aplicar la inyeccin de agua como mtodo de recuperacin secundaria, tienen que ver con lo tardo que se puso en prctica este proceso para algunos campos.

Inyeccin De Agua A Travs De Patrones De Inyeccin: La industria encontr rpidamente que esta era una mejor manera de inyectar energa a los yacimientos, a travs de la inyeccin de agua y obteniendo resultados ms rpidos y al mismo tiempo ms rentables.

El objetivo en estos casos, es intercalar pozos inyectores con pozos productores, de diversas maneras, entre las que se encuentran: Empuje por lnea directa. Se trata de colocar una lnea de inyectores y una lnea de pozos productores y as desarrollar todo el campo. Cada pozo inyector tiene enfrente un pozo productor. Empuje a travs de un patrn de cinco pozos. En este caso, se tiene un pozo productor rodeado de cuatro pozos inyectores. El campo completo se desarrolla

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alrededor de este patrn de pozos. Similar a este patrn de inyeccin pueden existir otros como de cuatro, siete o nueve pozos.

Empuje por lnea de pozos perforados de manera escalonada (Staggered). En esta situacin se tiene una lnea de pozos inyectores que no coincide exactamente con una lnea de pozos productores, sino que estos ltimos estn desplazados la mitad de un espaciamiento. Es decir, cada pozo inyector queda orientado de manera que inyecta a la mitad entre dos pozos productores.

b. Inyeccin de Gas: Este proceso se refiere a la inyeccin de gas dentro de la zona de petrleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solucin, sin capa de gas inicial, y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrleo al poco tiempo de haberse inyectado.

El gas puede ser inyectado al reservorio de petrleo, no solo para incrementar la recuperacin de petrleo, sino tambin para reducir la declinacin de la tasa de produccin de petrleo y conservar el gas para venta posterior. La reinyeccin del gas natural producido es una tcnica que ha sido usada hace ms de 80 aos.

La inyeccin de gas para incrementar la productividad del pozo es usualmente definido como "mantenimiento de presin", pero un proceso para incrementar la recuperacin de petrleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperacin mejorada.

El xito de un proyecto depender de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza al petrleo y de la fraccin del reservorio que es barrido por el gas inyectado.

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En un reservorio que es delgado y no tiene buzamiento, el gas es usado para desplazar petrleo de la misma manera que el agua puede ser usada en un patrn de inyeccin. Este proceso es denominado "inyeccin dispersa de gas" y usualmente no resulta en una alta recuperacin, ya que el gas puede canalizar entre el pozo inyector y productor sin desplazar mucho petrleo. La recuperacin de petrleo por inyeccin de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efecte a alta presin o enriquecido con hidrocarburos livianos. La presin requerida para la miscibilidad depende de la composicin del petrleo y el gas inyectado.

RECUPERACIN TERCIARIA O MEJORADA DEL PETRLEO

Despus de la explotacin de los yacimientos a travs de la recuperacin primaria y de la recuperacin secundaria, la industria petrolera determina si todava hay posibilidades de aumentar el factor final de recuperacin de los mismos, especialmente cuando ha habido precios altos del petrleo. Para ello, se empezaron a aplicar mtodos adicionales, algunos de ellos muy sofisticados, para agregar energa a los campos. A estos procesos inicialmente se les denomin como recuperacin terciaria.

En general, el objetivo de estos mtodos de recuperacin mejorada es disminuir la saturacin residual de aceite que tiene todava el yacimiento, y que se encuentra en los poros de la formacin retenida por las fuerzas capilares y viscosas, que impiden que fluya hacia los pozos.

Se puede mencionar que en la etapa de recuperacin mejorada se emplean tecnologas y procesos diseados para modificar las caractersticas de los fluidos en el yacimiento o las propiedades petrofsicas de la formacin productora. La recuperacin mejorada implica la aplicacin de varios tipos de procesos, los que en general se pueden dividir en: Procesos trmicos, Procesos de inyeccin de gases y Procesos qumicos.

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MTODOS TRMICOS DE RECUPERACIN TERCIARIA

a. Inyeccin Cclica De Vapor (Huff And Puff): El proceso de inyeccin cclica de vapor es a veces llamada "huff and puff" o "steam soak". El mtodo es muy usado en pozos que producen petrleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cclico en el cual el mismo pozo es usado para inyeccin y produccin.

Un proceso tpico involucra la inyeccin hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua por da en la forma de vapor. La inyeccin contina por dos o tres semanas, despus de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos das. El periodo de cierre lo suficiente largo para que el vapor condense pero no para disipar la presin substancialmente. Despus del periodo de cierre, el pozo ser producido por un periodo de tiempo entre unos meses a aproximadamente un ao.

El ciclo de inyeccin seguido por produccin ser repetido varias veces, usualmente en cada ciclo se producir menos petrleo que en el ciclo previo. Algunos proyectos de inyeccin cclica de vapor han sido convertidos a inyeccin continua de vapor despus de unos cuantos ciclos de inyeccin.

Crudos muy pesados (menores de 10API) usualmente no pueden ser producidos econmicamente ya sea por inyeccin cclica o inyeccin continua; la cantidad de calor requerido para una adecuada reduccin de la viscosidad del petrleo puede ser excesiva.

Entre las ventajas de la inyeccin cclica de vapor incluye el bajo costo de probar el proceso en el campo y los costos de desarrollo que son menores que los procesos termales alternativos. Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la expansin trmica cause daos al casing mientras el vapor est siendo inyectado.

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La recuperacin de petrleo por inyeccin cclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyeccin continua de vapor.

b. Inyeccin Contina De Vapor (Steam Drive): Este tipo de proceso es similar a los patrones de inyeccin de agua. Este proceso puede ser usado cuando la viscosidad es muy alta para un desplazamiento eficiente mediante agua.

El espaciamiento entre pozos es frecuentemente menor que para una inyeccin de agua. Por ejemplo un espaciamiento de cinco acres no es muy usual para este proceso, sin embargo espaciamiento tan pequeos como de acre ha sido usado en reservorios someros.

Los costos de capital son mayores que los de la inyeccin cclica pero la recuperacin es mayor. El proceso no puede ser usado para profundidades mayores a 5,000 pies, donde la presin hidrosttica puede exceder la presin crtica del vapor (3,202 psia).

Las prdidas de calor pueden ser excesivas si la zona productiva es mayor de 10 pies. Si la viscosidad es alta, puede ser necesario precalentar el pozo con vapor antes de iniciar la inyeccin. Electricidad tambin puede ser usada para el precalentamiento, empleando al reservorio de hidrocarburo como una resistencia.

El calor que es liberado cuando el vapor se condensa es llamado el calor latente de vaporizacin. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia trmica de los proyectos de inyeccin continua y el contenido de calor latente de vapor disminuye con un incremento de la presin alcanzando cero en el punto crtico. De esta manera los proyectos a baja presin tienden a comportarse mejor que proyectos a alta presin. Se debe tener en cuenta para diseo de un proyecto, optimar la calidad del vapor y la tasa de inyeccin. La calidad del vapor es definida como la fraccin de la masa de agua que es vapor. Un incremento en la calidad del vapor, incrementar la13

tasa a la cual el reservorio es calentado, pero incrementar la tendencia a la canalizacin del vapor.

Un adecuado suministro de agua de alta calidad es esencial. La cantidad requerida es usualmente cercana a 5 barriles de agua por barril de petrleo producido por vapor. Ya que el vapor condensa en el reservorio, puede no ser factible usar inyeccin de vapor en formaciones que contienen arcillas que son sensibles al agua fresca.

El proceso forma una regin saturada de vapor en la regin cerca al pozo. Dentro de esta regin la temperatura es cercana o igual a la del vapor inyectado. Detrs de la zona saturada con vapor, el vapor se condensa para formar un banco de agua caliente. Dentro de la zona de vapor, el petrleo es desplazado por vapor destilado y gas (vapor). Los factores que contribuyen al desplazamiento del petrleo desde la zona de agua caliente incluyen reduccin de la viscosidad del petrleo, expansin trmica y reduccin de la saturacin residual del petrleo. Tambin pueden ocurrir cambios en la permeabilidad relativa.

c. Combustin In Situ: Existen dos tipos de procesos de combustin en sitio: Combustin "forward" y combustin "reverse". Los dos procesos se muestran a continuacin:

Para el proceso "forward" el reservorio es "incendiado" en uno o ms pozos de inyeccin de aire. El frente de combustin se propaga a travs del reservorio hacia el pozo de produccin ms cercano.

Para el proceso "reverse" el frente del fuego se mueve desde el pozo de produccin hacia el pozo de inyeccin de aire. Ya que el petrleo producido se mueve a travs del frente de combustin, ocurrir un craqueo trmico y se producir parte de este como vapor. Este proceso es aplicable principalmente a petrleos de muy alta

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viscosidad. No se han reportado proyectos comercialmente exitosos, pero la investigacin sobre el proceso contina.

MTODOS QUMICOS DE RECUPERACIN TERCIARIA

a. Inyeccion De Gas A Alta Presion (Miscible): La inyeccin de gas a alta presin es un proceso miscible, que significa que el gas inyectado se mezclar con el petrleo del reservorio para formar una fase homognea simple. El proceso de recuperacin miscible reducir la saturacin residual de petrleo virtualmente a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.

Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son usualmente ms costosos que la inyeccin de agua o inyeccin inmiscible de gas.

La mnima presin para desplazamiento miscible del petrleo con gas de alta presin es aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio est limitada a un mnimo de 5,000 pies. El petrleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente bajosaturado con respecto al gas inyectado a la presin de inyeccin. La gravedad del petrleo no debe ser menor de 40API.

La recuperacin de petrleo por el proceso de inyeccin de gas a alta presin es una funcin de la presin de inyeccin. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son las obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente a la baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presin incrementar la recuperacin de petrleo, esto incrementar tambin los requerimientos del gas y costos de inyeccin.

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Proceso Slug Miscible: Este proceso consiste de la inyeccin de un lquido que es miscible con el petrleo del reservorio, seguido por la inyeccin de gas seco que es miscible con el slug solvente. El agua puede ser inyectada alternadamente con el gas para mejorar la eficiencia de barrido. Los lquidos que pueden ser usados para el slug miscible incluyen hidrocarburos livianos tales como el propano y dixido de carbono que desarrollan miscibilidad a medida que se mezcla con el petrleo del reservorio.

La mnima presin para el proceso es la presin a la cual el slug y el gas desplazante se convierten en miscibles; esta puede ser tan baja como 1,100 psia. La temperatura del reservorio debe ser menor que la temperatura crtica del slug. El patrn de barrido para el proceso es controlado principalmente por la relacin de movilidad del gas seco al petrleo; esta relacin es desfavorable comparada con una inyeccin convencional de agua. El tamao requerido por el slug esta influenciado por factores que incluyen heterogeneidad del reservorio y distancia del pozo inyector al productor. Cualquier incremento en la presin de inyeccin sobre el mnimo requerido tender a reducir el tamao requerido del slug por la mejora de la relacin entre las fases. Los tpicos tamaos del slug son del 5% del volumen poroso del reservorio. Ya que la eficiencia de barrido es pobre para crudos viscosos, 5 cp, han sido sugeridos como una aproximacin del lmite superior para la viscosidad del crudo en el reservorio.

Inyeccion De Dioxido De Carbono: La inyeccin de CO2 es uno de los procesos ms usados. A presiones requeridas para recuperacin miscible, el CO2 dentro del reservorio es ya sea lquido (a bajas temperaturas) o un fluido supercrtico. Aunque el CO2 no es miscible con muchos petrleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adicin al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede tambin contribuir a la recuperacin de petrleo al reducir la viscosidad del petrleo y causar que el crudo del reservorio se hinche.

La mnima presin requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 MCF por barril de petrleo

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recuperado. La factibilidad econmica del proceso est determinado por los precios locales del CO2.

Modelos fsicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para disear proyectos de inyeccin de CO2. El comportamiento de fase de la mezcla CO2 y petrleo es bastante complejo. Cuando altas concentraciones de CO2 son mezcladas con petrleo, la transferencia de masa de los componentes entre el CO2 y el petrleo puede causar la coexistencia de cuatro fluidos separados y fase slida.

Usualmente dos fases predominarn: Una fase voltil y rica en CO2 y una fase menos voltil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a 120F, las dos fases son lquidas; a medida que la presin se reduce, los vaporee se liberan primariamente de la fase rica en CO2. Por encima de 120F, el sistema completo estar en la fase vapor a alta presin y altas concentraciones de CO2; a medida que la presin se reduce en el sistema, la fase lquida rica en hidrocarburos puede condensar del gas.

b. Inyeccion De Polimero: Las soluciones polmeras han sido usadas en tres formas para incrementar la recuperacin de petrleo o reducir la produccin de agua:

(1) Tratamiento con polmeros cerca al pozo ha sido efectuado en pozos de produccin e inyeccin. Los tratamientos en pozos de produccin son diseados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que producen cantidades excesivas de agua. Los tratamientos en pozos de inyeccin son diseados para reducir el volumen de agua que ingresa a zonas de alta permeabilidad.

(2) Soluciones polmeras que son usadas para taponar zonas de alta permeabilidad a una distancia prudencial del pozo. Esta tcnica involucra la inyeccin de la solucin polmera con un catin metlico inorgnico que efectuar una unin (cross-link) entre las molculas del polmero inyectado y las molculas que rodean la superficie de la roca.17

(3) Las soluciones polmeras pueden ser inyectadas con el propsito de reducir la movilidad de los fluidos desplazantes, para as mejorar la eficiencia a la cual el petrleo del reservorio es desplazado. Esta aplicacin es la que se describe a continuacin.

c. Inyeccion Microbial (Microemulsiones): La tecnologa de la recuperacin de petrleo a partir de microbios esta aun en su etapa de desarrollo. Pruebas de laboratorio han demostrado que algunos microorganismos producen qumicos que pueden incrementar la movilidad del petrleo en el reservorio.

Se ha demostrado tambin que estos organismos pueden ser desplazados a travs del medio poroso, y que se pueden adaptar a vivir bajo una variedad de condiciones medioambientales.

Los qumicos que pueden ser producidos por microorganismos incluyen surfactantes, cidos, solventes y dixido de carbono. Se consideran como buenos prospectos para inyeccin microbial los reservorios con temperaturas menores a 160F, saturacin residual mayor a 25-30% y permeabilidad mayor que 100 md.

FENMENOS INVOLUCRADOS EN LA RECUPERACIN MEJORADA O TERCIARIA

a. Fenmenos A La Escala De Los Poros - Capilaridad Adsorcin:

Suponiendo para simplificar que el medio poroso contiene solamente una salmuera (W) y el crudo (O), estas dos fases se distribuyen segn las leyes de la hidrosttica y de la capilaridad.

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La ley fundamental de la capilaridad o ecuacin de Laplace relaciona la diferencia de presin entre los lados de una interfase (presin capilar PC) con la curvatura:

Donde es la tensin interfacial y H la curvatura promedia de la interfase. Para una superficie hemisfrica la curvatura promedia es el inverso del radio. Para una superficie cualquiera H se exprime como la mitad de la suma de los inversos de los radios de curvatura principales (el mayor y el menor).

La Tensin Interfacial: es la energa libre de Gibbs por unidad de rea y depende de las sustancias adsorbidas en la interfase. Para agua en equilibrio con una fase hidrocarburo es del orden de algunas decenas de dina/cm ( mN/m). En presencia de un surfactante se reduce generalmente a 1 0,1 dina/cm, pero en ciertos casos muy particulares puede llegar a 0,001 dina/cm. El contacto trifsico agua (W), crudo (O) y slido (S) est caracterizado por los ngulos de contacto. La Figura 2 (Pg. De Anexos) indica la definicin de los ngulos de contacto O y W.

A lo largo de la lnea de contacto trifsico se ejercen perpendicularmente a esta lnea y por unidad de longitud de la misma, fuerzas que corresponden a las tensiones interfaciales. El equilibrio se expresa como un balance vectorial entre estas fuerzas cuyas direcciones son las tangentes a las interfases involucradas. Para simplificar, se puede suponer que el slido es plano en el punto de contacto y utilizar un clculo de trigonometra elemental para hallar la condicin de equilibrio (en proyeccin sobre la superficie del slido) llamada condicin de Neuman:

En general y para evitar confusiones se llama ngulo de contacto el ngulo W que corresponde a la fase agua.

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El valor de depende de la tensin interfacial entre O y W ( WO ) y tambin de las energas libres interfaciales del slido con los dos fluidos ( SW y SO ), es decir de la naturaleza de los fluidos y de la superficie del slido.

El fluido que posee el ngulo de contacto inferior a 90 es el fluido que moja la superficie slida. Las rocas almacn poseen una naturaleza polar (carbonato, slica) y por lo tanto la roca "limpia" es mojable por el agua. Sin embargo se observa que en muchos yacimientos el ngulo de contacto supera 90. Esto se debe a que la superficie del slido est cubierta por una capa de sustancia adsorbida que le confiere un carcter "aceitoso". Los crudos contienen a menudo bases nitrogenadas, es decir molculas susceptibles de presentar una carga positiva, an localmente. Tales molculas pueden adsorberse sobre la superficie del slido en los sitios negativos (oxgeno de SiO2) y llegar a recubrirla como si fuera una capa de pintura. Visto desde fuera la superficie tendr el aspecto de una capa de estas molculas orgnicas y como consecuencia no ser mojable por el agua sino por el aceite (Figura 3; Pg. De Anexos), y las gotas de aceites tendrn tendencia en "pegarse" en la superficie (igual al cambio de mojabilidad).

Estos fenmenos de adsorcin son extremadamente importantes en los mtodos de recuperacin mejorada. En efecto, las sustancias surfactantes son susceptibles de adsorberse sobre los slidos presentes (caliza, slica, arcillas), y tambin pueden producirse intercambios inicos entre los slidos y la fase acuosa, lo que puede modificar considerablemente la composicin de la misma.

b. Fenmenos De La Escala Del Medio Poroso:

Drenaje E Imbibicin: Un medio poroso est caracterizado por su geometra, sin embargo no es posible definirla en el caso de un medio poroso natural.

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La porosidad es la fraccin de volumen vaco, la cual vara desde 0.05 para medios muy compactos a 0.26 para un apilamiento hexagonal compacto de esferas rigidas de mismo dimetro. Adems de la porosidad se pueden definir algunas otras caractersticas tales como la distribucin de tamao de poro, y la tortuosidad promedia de los poros. Adems de estas propiedades intrnsecas se definen dos otras, que estn relacionadas con el movimiento del fluido monofsico (permeabilidad), o con la presencia de dos fluidos inmiscibles ( presin capilar ). Finalmente SO y SW son las saturaciones de aceite y de agua, es decir las fracciones volumtricas del volumen poroso ocupado por cada fluido.

Cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, estn repartidos segn las leyes de la hidrosttica y de la capilaridad. La reparticin de fluidos depende de la dimensin de los poros, del ngulo de contacto, de la tensin interfacial y de las saturaciones.

Ley De Darcy: El movimiento de un fluido monofsico en medio poroso depende de una propiedad del medio llamada permeabilidad. La permeabilidad se halla experimentalmente al determinar la relacin entre la velocidad de movimiento de un fluido y la prdida de carga (variacin de presin) producida.

La ley correspondiente, llamada de Darcy, enuncia una relacin lineal, la cual est satisfecha a las bajas velocidades involucradas.

Donde u es la velocidad especfica o velocidad de filtracin, es decir, el flujo volumtrico por unidad de rea del medio atravesado: es el caudal volumtrico dividido por el rea de seccin recta del medio, es decir la velocidad promedia en los poros multiplicada por la porosidad. es la viscosidad del fluido, dP/dL es el gradiente de presin (incluyendo el gradiente hidrosttico si existe una diferencia de nivel) y k es la permeabilidad del medio.21

Flujo Difsico - Permeabilidades Relativas: Cuando los fluidos inmiscibles (O y W) se desplazan conjuntamente en un medio poroso, se puede definir, por lo menos localmente:

- Las saturaciones SO y SW - Las presiones PO y PW cuya diferencia es PC - Las velocidades de filtracin uO y uW

Por analoga con la ecuacin de Darcy se escribe:

Estas relaciones definen los coeficientes kO y kW, llamadas permeabilidades efectivas. La experiencia muestra que las permeabilidades efectivas son siempre inferiores a la permeabilidad del medio poroso. La relacin entre una permeabilidad efectiva y la permeabilidad del medio k se llama permeabilidad relativa K:

La variacin de las permeabilidades relativas tiene el aspecto indicado en la Figura 5 (Pg. De Anexos) para una saturacin de aceite comprendida entre los lmites Sor y 1-SWr; cada una de las permeabilidades relativas crece con la saturacin correspondiente.

Se puede demostrar que la relacin uW/uO es decir, la relacin agua/aceite (WOR) en los fluidos producidos es igual a la relacin de las movilidades, siendo la movilidad la relacin entre la permeabilidad relativa al fluido y la viscosidad del fluido.

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La experiencia muestra que la posicin de las curvas KW y KO se desplaza hacia abajo (los K disminuye) cuando la tensin interfacial aumenta, es decir cuando los efectos capilares aumentan, y vice-versa. Si la saturacin del yacimiento es considerablemente superior a SOr el efecto de la capilaridad es poco importante. Al contrario, cuando SO se acerca a SOr como en el caso de un yacimiento en fin de recuperacin secundaria, los fenmenos capilares se tornan dominantes.

c. Fenmenos A La Escala Del Yacimiento

Los experimentos de laboratorio sobre un ncleo de medio poroso de dimensiones tpicas del orden de algunos centmetros o algunas decenas de centmetros difieren del caso de un yacimiento en varios aspectos relativos al cambio de escala.

De una parte, el efecto de la gravedad no es despreciable en un yacimiento de varias decenas de metros de espesor, o en un yacimiento inclinado. En el espesor del yacimiento puede producirse una segregacin gravitacional con una mayor saturacin SO en la parte superior. Esto significa que las condiciones cambian a lo largo de un eje vertical. Por otra parte la mayora de los yacimientos presentan heterogeneidades, es decir, zonas de menor o mayor permeabilidad. En ciertos casos pueden incluso presentarse fracturas o grietas.

En todos casos, los fluidos tienen tendencia en pasar por la va de menor prdida de carga, que son las fracturas o las zonas ms permeables. El fluido de inyeccin (W W con aditivos) tiene por lo tanto tendencia en pasar en las zonas ms permeables y en no penetrar en las dems. Al desplazarse el aceite de las zonas permeables, la saturacin SW aumenta, y por lo tanto tambin la permeabilidad relativa KW, lo que agrava la situacion y produce caminos preferenciales.

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La disposicin misma de los pozos inyectores y productores tiende a resultar en caminos preferenciales an en ausencia de heterogeneidades. En el clsico five spot con el pozo inyector al centro como indicado en la Figura 6 (Pg. De Anexos), el gradiente de presin se ejerce en lnea directa entre el pozo inyector y cada pozo productor, y por lo tanto vara considerablemente de un punto a otro del yacimiento.

Todos estos factores hacen que el flujo multifsico no se puede considerar de tipo "pistn" a la escala del yacimiento y que la eficiencia de barrido puede ser notablemente reducida por la existencia de caminos preferenciales. Finalmente conviene notar que existe otro fenmeno susceptible de reducir la eficiencia de barrido. Al intentar "empujar" un fluido viscoso (O0) con un fluido menos viscoso (W) pueden producirse inestabilidades interfaciales que resultan en un fenmeno llamado digitacin o formacin de dedos de fluido W que penetran en el fluido O (Figura 7, Pg. De Anexos). A la escala del yacimiento, estos fenmenos tambin tienden a producir caminos preferenciales. Una forma de reducirlos es disminuir la velocidad de los fluidos, reducir la viscosidad del aceite (calentamiento) o aumentar la del agua (polmeros).

FACTORES EN EL DISEO DE OPERACIONES DE INYECCIN

TIEMPO: Se debe tener especial cuidado en lo que respecta al tiempo ptimo para el inicio de la inyeccin fsica. En todos los casos se debe reconocer que la necesidad de inyeccin en un reservorio es obtener objetivos especficos.

El tiempo ptimo para iniciar un proyecto de inyeccin est relacionado a menudo con el proceso ms apropiado para el reservorio motivo del estudio.

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FLUIDOS DE INYECCIN: En los proyectos de inyeccin, ciertos parmetros son fijos y escapan al control del Ingeniero. Estos incluyen propiedades del crudo del reservorio, propiedades de la roca, estratificacin geolgica, fallamiento y profundidad. Por otro lado, el Ingeniero puede varias algunos parmetros tales como fluido para inyeccin, presin de inyeccin, patrn y tasa de inyeccin.

RECUPERACIN ESPERADA: La prediccin de la recuperacin de petrleo requiere de: 1. La cantidad del petrleo original en sitio. 2. La recuperacin por depletacin primaria que ocurri antes del inicio de la inyeccin. 3. La saturacin de petrleo al inicio de la inyeccin y la saturacin residual de petrleo despus del proceso de desplazamiento y como se distribuye en el reservorio. 4. La fraccin del reservorio a ser barrida, y 5. Tasa de produccin e inyeccin. Se requiere de suficientes datos para determinar estas cantidades. Algunas fuentes de estos datos son listadas en la tabla siguiente:

Datos Requeridos Para Estimar La Recuperacion En Operaciones De Inyeccion:

Petrleo en-sitio Suficiente nmero de pozos para definir extensin areal. Perfiles de pozos para definir seccin productiva y contenido. Medidas de ncleos para porosidad, saturacin de agua y a veces presin capilar; estos datos tambin sirven como base para calibracin de los perfiles. Clculos de balance de materiales basado en presin del reservorio e historia de produccin para confirmar estimados volumtricos del petrleo en sitio. Comportamiento Primario Produccin de petrleo, gas y agua por pozo.

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Presiones a partir de pruebas peridicas. Propiedades de los fluidos. Medidas de permeabilidad relativa de ncleos para las fases desplazante y desplazada. Datos geolgicos de pozos no productivos y fuera de los lmites productivos para asistir en la determinacin del mecanismo de impulsin primario. Fraccin del reservorio a ser barrido Medidas de ncleos para variacin en permeabilidad y contenido. Secciones transversales y pruebas de interferencia de presin para determinar continuidad del reservorio entre pozos. Estratificacin a partir de medidas de ncleos y perfiles. Orientacin de permeabilidad. Patrn de inyeccin seleccionado. Viscosidad de lo fluidos y permeabilidad relativa. Comportamiento al barrido areal del patrn de inyeccin seleccionado. Tasas de Inyeccin y Produccin Permeabilidad efectiva del reservorio a partir de ncleos, pruebas de presin y de ndice de productividad. Curvas de permeabilidad relativa para las fases desplazante y desplazada. Condiciones en la cercana a los pozos sujetos a anlisis de presin. Presin de inyeccin. Propiedades de los fluidos. Tasas estimadas a partir de clculos.

OPTIMIZACIN DE LA OPERACIN: La seleccin del mejor proceso requiere de un estudio de: 1. Comportamiento primario, 2. Fuente del fluido de inyeccin, 3. Costos para diferentes fluidos de inyeccin, y 4. Eficiencia de desplazamiento de los diferentes fluidos.

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La seleccin de la mejor manera de llevar a cabo la operacin requiere de un estudio de: 1. El tiempo para iniciar la operacin, 2. Mantenimiento de presin, 3. Mantenimiento de presin parcial, 4. Estimulacin a los pozos, 5. Perforacin adicional, y 6. Eleccin del patrn.

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CONCLUSIN

Una buena explotacin de un campo se inicia aplicando los conceptos de la Administracin Integral de Yacimientos, los cuales incluyen la formacin de equipos multidisciplinarios o interdisciplinarios, con profesionales de varias especialidades, para poder obtener los mximos factores de recuperacin posibles. Los casos ms exitosos que ha tenido la industria petrolera en la explotacin de yacimientos petroleros, son aquellos en los que se emple un equipo multidisciplinario para administrarlo.

Las mejores prcticas en la administracin de yacimientos tienen que dedicar un esfuerzo y tiempo considerable a la obtencin de informacin de los mismos, para definir los mecanismos de empuje preponderantes y poder aprovecharlos a plenitud y as obtener los mayores factores de recuperacin posibles, al menos en la etapa de recuperacin primaria.

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BIBLIOGRAFA

PARIS, De Ferrer Magdalena. Inyeccin de Agua y Gas En Yacimientos Petrolferos Recuperacin Mejorada de Petrleo: http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf SENER con informacin de PEMEX.

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GRFICA 1. Influencia de los Mecanismos Primarios De Recuperacin en la Presin del Yacimiento y en la Eficiencia de Recuperacin de Aceite.

FIGURA 2. Equilibrio de las Fuerzas de Tensin y ngulos de Contacto

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FIGURA 3. Adsorcin de Surfactante y Cambio de Mojabilidad

FIGURA 5: Permeabilidades Relativas En Funcin De Las Saturaciones

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FIGURA 6. Disposicin En Five Spots Con Un Pozo Inyector En El Centro Y 4 Pozos Productores

FIGURA 7. Formacin De Dgitos Durante Una Inyeccin Con Movilidad Mal Controlada

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