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INTRODUCCION

El 85% de la producción mundial de petróleo se obtiene actualmente por métodos de

recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% de petróleo rn sffu.

Como esta recuperación es todavía baja, para incrementarla se han desarrollado nuevos

métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (Enhanced Oil Recovery), los

cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del

yacimiento.

Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos

EOR, hasta la fecha es el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de

petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía

queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ.

1. Produccién primaria, secundaria y terciaria

Históricamente las técnicas de recuperación de petróleo han sido clasificadas en

función al momento, dentro de la vida productiva del yacimiento, en que "tradicionalmente"

se esperaba su implementación. Esta clasificación basada criterios cronológicos originó la

tradicionalmente conocida división de los mecanismos de recuperación en primaria,

secundaria y terciaria.

La producción primaria es la generada por los mecanismos de drenaje o energía

naturalmente existente en los yacimientos de hidrocarburos tales como la expansión

monofásica, la presencia de gas disuelto, casquetes de gas, acuíferos, segreEación

gravitacionaf, etc.

La recuperación.. secundaria ha sido tradicionalmente implementada en una segunda

etapa, fundarnentalmente para contrarrestar el declino de la producción primaria. Dentro

de esta categoría se incluyeron inicialmente a la inyección de agua y a la inyección de

gas, procesos cuya finalidad principal es la de mantener la presión del yacimiento. Por su

ITCCTIeRÍR DE RESERVoRIoS IIIMSc Os¿:ar H .lalil Gr¡ilcras

Pá9.1

I (7teLlP¡t¡ Crtvl\.rl I atlJrrl.¡t lLr{,1¡ l(¡ t¿rJ r

La producción terciaria es producto de las técnicas de recuperac¡ón implementadas

con poster¡oridad al "waterfloodingf'. Estas técnicas por lo general conslsten en la

inyección cje materiales o prodt-rctos normalmente no presentes en el yacimiento como

diversos gases miscibles, productos químicos, solventes, energía térmica, etc.

La figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producciÓn de

petróleo.

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Figura 1.1 Mecanismos de producción de petróleo

. Esta clasificación "cronológica" presenta el inconveniente de que en muchas

ocasiones estos procesos no se aplican en el orden mencionado. Un claro ejemplo, lo

const¡tuyen los yacimientos de petróleos pesados (viscosos) donde sLl explotaciÓn es

viable únicamente a partir de !a irnplementación de procesos térmicos desde un primer

momento. Como este, existen muchos otros ejemplos donde técnicas de producciÓtt

terciaria deben ser aplicados en una primera o segunda etapa del desarrollo de un campo.

por estos motivos el termino"recuperación terciaria" ha caído en desuso paulatinamente y

en su f ugar se ha adoptado el termino"Enhanced Oil Recovery' (EOR).

r¡lce¡rtrRin DE RESERVoRIoS lllMSc Osner H .lalil Grrifcras

Pá9,2

El obietivo de los EOR es el de incre factor de recuperación

ria. En promedio

cuando estas dos técnicas iniciales son aplicadas exitosamente (simultánea o

sucesivamente) es posibte recuperar entre un 30% y un 50% del petróleo original in situ.

El petróleo remanente constituye el objetivo de las técnicas EOR. Algunos autores

estiman que potencial existente en la actualiclad, es decir la cantidad de petróleo sobre el

que se podrían apticar técnicas EOR, es del orden del 70% del POIS descubierto, por lo

que aún pequeños incrementos en el factor de recuperación global significarían enormes

volúmenes adicionales de producciÓn.

Existen numerosos procesos y rnetodologías de aplicación de técnicas EOR. Su

clasificación no es una tarea trivial y diversas opiniones se encuentran al respecto en la

literatura especializada. Una clasificación general divide los procesos EOR en tres

grandes categorías: térmicos, solventes o químicos. Hay que destacar que cada una de

estas categorías puede subdividirse a su vez en procesos o técnicas muy diferentes entre

si o que incluso algunos procesos pueden incluirse en mas de una categoría. Finalmente

se debe apreciar que hay proce$os como el "microbial enhanced oil recovery" (MEOR)

que podrían constituir una categoría totalmente independiente. A continuación se presenta

una clasificación general de los procesos EOR.

La figura 1.2 muestra los diferentes procesos de recuperación de petrÓleo, estos

se clasifican en convencionales y procesos EOR.

Inyecc¡ón cl6 agua calier¡teInyección cicl¡ca de vapor

Inyección contínua de vapor

HidrocarburosNitrógeno

Gases Inertes

VU¿

Soluciones alcalinasP o lÍmeros

Soluciones micelaresSurfactantes

Espumas

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Figura 1"2 Difereñtes procesos de recuperación de petróleo

ma del alcanzable vía procesos de fgcuperaciÓn pri

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coOU'oco

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INGENIERIA DE RESERVORIOS IIIMSn Os,car H .lelil G¡¡itoras

Pág 3

2" Mecanisrnos de producc!én primaria

Los fluidos eontenidos en una roca reservorio deben disponer de una cierta cantidad

de energía para que puedan ser producidos. Esa energía, que recibe el nombre de

eneroía natural o primaria, es el resultado de todas las situaciones y circunstancias

geolégicas por las cuales el yacirniento pasó hasta formarse completamente.

Para conseguir vencer toda la resistencia ofrecida por los canales porosos, con sus

tortuosidades e estrangulamientos y desplazarse para los pozos de producción, es

necesario que los fluidos estén sometidos a una cierta presión, que es la manifestación

rnás sensible de la energía del reservorio.

Para que exista producciérr, es necesario que otro material venga a llenar el espacio

poroso ocupado por los fluidos producidos. De un modo general, la producción ocurre

debido a dos efectos prineipales:

1.- la descompresión (que causa la expansión de los fluidos contenidos en el

reseryorio y contracción del volumen poroso); y

2.- el desplazamiento de un fluido por otro fluido (por ejemplo, la invasión de la zonel

de petróleo por un acuífero). El conjunto de factores que hacen desencadenar esos;

efectos se le da el nombre de Mecanismo de Producción de Reservorio.

Estos mecanisnnos de prodt¡cción primaria son: el empuje con agL¡a, el empuje por

gas en solucién, la expansión de la roca y los fluidos, el empuje por capa de gas y el

drenaje pro gravedad.

2"1 Hmpuje con agua

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y

Ltna roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de

todo el yacimiento o sJe parte de é1. A menudo los acuíferos se encuentraR en el rnargen

del campo, corno se observa en la figura 1.3

El agua en un acuífero está comprimida, pero a rnedida que la presién del yacimiento

se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de

agua en et límite yacimiento-acuífe¡'o. La energfa del yacimiento también aumenta por la

INGENIERIA DE RESERVORIOS IIIM.Sr: Osc¡r H .lalil Grriteras

Pá9.4

compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando este es rnuy grande y contiene

suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua.

Figura 1"3 Yacimiento con empuje de agua

El factor de recuperación de este tipo de reservorio es normalmente alto, cerca del

30*50%, del petróleo original in situ. Este valor relativamente alto se debe principalmente

al hecho de que la presión permanece alta, además los caudales también permanecen

altos, se mantienen las características de los fluidos próximas a las originales.

En la flgura 1"4, la relacién agua-petróleo aumenta continuamente, comenzando

por los pozos ubicados en las partes mas bajas de la estructura. Los pozos deben ser

terminados en la zana de petróleo en una posición un poco apartada del contacto

petréleo-agua para evitar la producción prematura de agua.

INGENIER|A DE RESERVORIOS IIIMSn Osnar H .lalil G¡¡lcras

Pá9. 5

PRGO

Presión

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l'tiJ ll

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ua-

Tiempo

Figura 1,4 Mecan¡smo con empuje de agua

S¡ ef acuífero no puede sum¡n¡strar suficiente energía para alcanzar los caudale$

deseados de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacim¡ento, se puede

irnplementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplernentar su

energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de

ag ua.

Hmpuje por gas en $olucién

El petróleo crudo bajo clertas condiciones de pres¡ón y temperatura en los yac¡m¡entos

puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la pres¡ón del yacimiento

disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y

desplaza el petróleo del yacinriento hacia los pozos productores, tal como se observa en

la figura 1.5.

Un aspecto del problema es que el gas comienza a fluir muy temprano. Debido a sus

característieas de densidad y viscosidad, el gas ya corn¡enza a fluir en el medio poroso

para saturaciones todavía pequeñas. El problema se amplia rápidamente, mientras el gas

va fluyendo cada vez mas fácilmente el petróleo va teniendo una dificultad creciente de

moverse por la roca.

INGENIERIA DE RESERVORIOS IIIMSc Osr:ar F.l .lelil Gr¡iteras

Pá9. 6

Figura 1-5 Empuje por gas en solución

Al ser producido en grandes cantidades e desde muy temprano, el gas lleva

cons¡go la energía del reservorio, haciendo con que la presión decline rápida y

continuamente. Esta es una característica marcante de los reservorios que producen bajo

este mecanismo. La rápida caída de presién provoca una grande liberación de gas de

solución, lo que hace que el GOR, generalmente bajo en un inicio, crezca también

rápidanrente, alcanzando un valor máximo que corresponde a un nivel ya bien bajo de

presión. La continua caída de la presión hace con que el caudal de producción de gas se

reduzca con la consecuente reducción de la relación gas-petróleo.

La figura 1.6 presenta curvas de relación gas-petróleo y presión vs. 1-iernpo de

producción típica de este tipo de reservorio.

r¡¡crrurrRin DE RESERVORToS ltlMSc Osr:ar H -lalil Glitcras

Pá9.7

Relación Gas-PetrÓleo

-=a

Presión

Figura 1.6 Mecanismo tle gas en solución

Otro aspecto marcante de este mecan¡smo son las bajas recuperac¡ones,

tÍpicamente inferiores al 2Ao/o del volumen original in sifu. La energía se agota

rápidamente, haciendo que los caudales de producciÓn caigan muy temprano para

valores antieconómicos. Esto lleva al abrandono de reservorio, mismo cuando la cantidad

de petróleo restante todavía es bastante significativa. Las grandes cantidades de petróleo

dejadas en estos reservorios se vuelven fuertes candidatos a proyectos de inyección de

ag ua.

Expansión de la roca y de los fluidos

Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido

para saturar e! petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es

altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la

compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presiÓn declina

rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de

burbujeo. Entonces, este empuje por gas en solución se transforma en la fuente de

energía para el desplazamiento de los fluidos.

Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión

yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante

¡I\

del

un

ITCTruIENÍR DE RESERVORIOS III

[ISc Osr:ar ]l .lalil Grtiteres

Pá9. B

comportam¡ento pVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyecciÓn de

agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la

recuperación de PetrÓleo.

Empuje Por capa de gas

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, corrlo se muestra en la

figura 7.7, debe existir una gran cantidad rJe energía almacenada en forma de gas

comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen

del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayudado por el

drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado

de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas

llegan a los pozos productores.

La figura 1.8, presenta curvas que representan el comportamiento típico de este

mecanismo de producción.

INGENIER|A DE RESERVORIOS IIIMSc Oscar H .l¡lil Gtrileras

Figura 1.7 Yacimientos con empuje por capa de gas

Pá9. 9

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Presión

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Relación Gas-Petróleo

--t--*--- " --'Tiempo

figura 1.8 Mecanismo de caPa de gas

El tamaño relativo de la capa de gas es de mayor importancia para el desempeño del

mecanismo. Cuanto mayor fuera el volumen de gas de la capa cuando comparado con el

volumen de petróleo, ambos medidos en condiciones de reservorios, mayor será la

actuación de la capa, que se traduce principalmente por el mantenimiento de la presiÓn en

niveles elevados durante un tiempo mayor. La presiÓn cae continuamente, sin embargo

de forma mas lenta que en el mecanismo de gas en solución.

Existe un crecimiento continuo de al relación gas-petréleo del reservorio, siendo que

indlvidulalmente ese crecimiento es mas acentuado en los pozos localizados en la parte

superior de al estructura.

En este tipo de mecanismo se espera recuperaciones entre 20% y 30% del petrÓleo

original in situ.

La recuperacién del petróteo es funcién del caudal de producciÓn. Es necesario un

cierto tiempo para que la caída de presión se transmita de la zona de petréleo para la

capa y para esta expandirse, lo que no ocurre apropiadamente con un caudal de

produccién muy alta.

Los yacimientos con capa de gas rnuy 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 inyeccjón de agua y gas,

INGENIERIA DE RESERVORIOS IIII\rlSn f)scar H .lalil Gr¡itpras

Pá9.10

tal como se muestra en la figura {.9. Se deben tomar precauciones con estos programas

combinados de inyeccién, ya que existe el riesgo de que el petrÓleo sea desplazado hacia

la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasiÓn.

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I**tffiffi ;jt+:'.1T'i:jr';iffiigura 1.9

Drenajeporgravedad it ',r'-,,.rí. i ¡ ! :: ,

El drenaje por gravedad puede ser un metodo primario de producciÓn en yacimientos

de gran espesor qure tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen url

marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debei

migrar a ta parte más alta de ta 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 connparada con el drenaje del petrÓleo, de forma que lo:i

cauclales de petróleo son controladas por el caudal de drenaje del petrÓleo.

La tabta 1"1 rnuestra un resumen y algunas caracteristicas importantes de los

mecanisrnos de producción primaria presentes en los yacirnientos de petrÓleo.

INGENIER|A DE RESERVORIOS IIIMSr: Occar H .l¡lil Grriteras

Empuje combinado de inyección cle agua y gas

Pá9. 11

Eficiencia

35-80%promedio 50%

Mecanismo

Empuje poragua

Empuje por gasen solución

Expa nsrón dela roca y de losfluidosEmpuje porcapa de gas

Drenaje porgravedad

Presión delYacimientoPermanecealta, la presiónes sensible a

los caudales depetróleo, agua

Declina ráPida Y

continuamertte.

Decl",a ráP,d ^ Y-

Permanece baja, sila PresiÓnpennanece alta.

Permanece baja Y

constante.

Prinrero baja, luegosube a un máximo

cae nuevamente e_l_tg Qw)

Prod ucc¡ónde aquaAumelrtaapreciablemente Y

los Pozosbuzamiento abajoproducen aguatemprano

Ninguna (excePtoen yacimientos con

Ninguna (excePtoen yacimietrtos conalta Sw)

5^35%Promedio 20%

1-10%Promedio 3%

2040%Promedio > 25o/"

40-BO%Promedio 60%

Otros

N calculado porbalance demateriales aumentacuando We no seconsidera

Requiere bombeoal comienzo de lalroducción

La ruptura del gasen los pozosbuzamiento abajoindica un empuje

ggpq_qq ges

-Cuando k es >200md y el buzamientoes > 10" y la Uobaja (< 5 cp)

continuamente.Pi>Pb

Cae suave Y

continuamente.

Declina rápidacontinuamente.

Aumentacontinuamente enpozos buzantientoarriba.

Ausenteinsignificante

Pertnanece baja en Ausentepozos buzamientoabajo y alta enpozos buzamiento

insignificante

gInba.--

Referencias bibliográficas

1.- MAGDAL.ENA pARtS DE FERRER, tnyección de agua y gas en yacim¡entos petrolíferos, 2001

2.- JOSE EDUARDO THOMAS, Fundamentos cle Engenharia de petróleo, Petrobras, 2001

INGENIERiA DE RESERVORIOS IIIMSr: Osnar H .lalil Gniler¡s

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