Diferencia entre recuperación mejorada secundaria y recuperación mejorada

terciaria

Recuperación mejorada secundaria

Se hace uso de un fluido externo, como agua o gas, para ser inyectado en

el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que

tengan comunicación de fluidos con los pozos productores.

RM secundaria está limitada por dos factores: - A la escala de los poros, el

crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para

encontrarse en forma de glóbulos discontínuos, atrapados por las fuerzas

capilares.

- A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido

inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja

permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o

porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.

Después de la recuperación secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-

80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio.

El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del

yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo.

 La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido

inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los

pozos productores y la producción deja de ser económica.

Recuperación mejorada terciaria

Las principales técnicas de recuperación terciarias utilizadas son métodos

térmicos, inyección de gas e inundación química.

Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del

desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares, se

pueden citar la utilización de solventes miscibles con el crudo y la

obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o

soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir

la viscosidad del crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del

agua con polímeros hidrosolubles, o taponar los caminos preferenciales por

ejemplo con espumas.

Diferencia entre la inyección alterna y contínua de vapor

Inyección alterna

consiste básicamente en inyectar vapor dentro de una formación de

crudo viscoso por un periodo específico de tiempo, permitiendo que el

calor remoje los fluidos contenidos en el yacimiento por varios días.

Su principal objetivo es brindar energía a la formación y permitir que la

roca actúe como un intercambiador de calor, almacenando el calor

inyectado, el cual permite disminuir la viscosidad del crudo que fluye en

la región calentada.

El método consiste en generar vapor a alta presión, distribuirlo a través

de una red de tuberías e inyectarlo al yacimiento por dos o tres

semanas, después del cual el pozo es cerrado por varios días. Posterior

a este periodo de cierre el pozo será producido por unos cuantos meses,

hasta que su producción decline y sea necesario un nuevo ciclo de

inyección.

Entre sus ventajas y desventajas podemos mencionar el bajo costo de

probar y desarrollar el proceso en el campo, comparado con los otros

procesos térmicos alternativos, y el riesgo de que la expansión térmica

cause daños al revestidor mientras el vapor está siendo inyectado

Inyección continua

La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio

desde un pozo inyector, resultando en la formación de una zona de

vapor que avanza por la parte superior del yacimiento, desplazando el

petróleo hacia el pozo productor y además reduciendo su viscosidad,

con este método se obtienen factores de recobro en el orden del 40-50

%.

Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta

permeabilidad o no consolidadas.

El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo

mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento

de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por

gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta

eficiencia de barrido.

Tipos de Recuperación secundaria mejorada

Inyección de agua es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos

de producción por acción de la presión ejercida por el agua, para la inyección

se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista

contractual el uso de agua fresca. El agua usada para inyección debe presentar

ciertas características:

El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son

dos fuentes comunes de corrosión.

El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El

encostrado mineral dentro del sistema de inyección no sólo reduce la

capacidad de flujo sino `proporciona medios para que ocurra la

corrosión.

No debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad

como para causar taponamiento de los pozos de inyección.

No debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales

arcillosos presentes en la formación, la importancia de esta

consideración depende de la cantidad y tipos de minerales arcillosos

presentes, así como de las sales minerales disueltas en el agua

inyectada y permeabilidad de la roca.

Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos

productores e inyectores, tales como:

1. Inyección periférica o externa:

Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la

periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional

en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto

agua-petróleo.

Características:

Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento.

Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar

donde se encuentra el petróleo.

Ventajas:

Se utilizan pocos pozos

No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden

usar pozos viejos como inyectores.

No se requiere buena descripción del yacimiento para realizarla.

Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo producción de agua.

Desventajas

Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión,

como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.

En algunos yacimientos no es posible mantener la presión en la parte

central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa

parte.

Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el

centro del yacimiento.

Los procesos de invasión y desplazamiento es lento.

2. Inyección en arreglos o dispersa:

Se encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae

como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean

desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección

interna.

Características:

Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los

límites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la

porosidad y del número y posición de los pozos existentes.

Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.

Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que

queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.

Ventajas:

Produce una recuperación más rápida en yacimientos homogéneos,

debajo buzamiento y baja permeabilidad efectiva, con densidad de los

pozos productores, debido a que la distancia del inyector es pequeña.

Rápida respuesta del yacimiento.

Elevada eficiencia de barrido areal.

Permite buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.

Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

Rápida respuesta de las presiones

Desventajas:

Requiere más inversión, debido al alto número de pozos inyectores.

Es más riesgosa.

Exige un mayor seguimiento y control, por lo tanto mayor cantidad de

recursos humanos.

Inyección de gas

El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría

de los casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo,

tiende a formar una capa superficial 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 formación de conservación de energía y la

posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente elevadas,

recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural requeriría un

periodo más largo. Además, el gas disuelto en el petróleo disminuye su

viscosidad y mantiene 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.

Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando

los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable

conservarlo para futuros mercados, y en ese caso, se inyecta en un yacimiento

para almacenarlo. 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 dificultades.

La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas

interna o dispersa y la inyección de gas externa.

1. Inyección de gas interna o dispersa

Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha

inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas

disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.

Características:

Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco

espesor.

Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son

ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la

zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.

La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.

Ventajas:

1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas.

2. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control

de la producción e inyección de gas.

Desventajas:

1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada

como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad.

Sin embargo, la experiencia de la inyección de gas en yacimientos del

Campo Oveja en Venezuela, ha mostrado que la segregación

gravitacional ha sido el principal mecanismo de recobro.

2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en

operaciones de inyección externa.

3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan

que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la

inyección externa.

4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de

operación y de producción.

2. Inyección de gas externa

Es el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del

reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de

tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

Características:

Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el

desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas.

Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical.

Deben tener alto buzamiento.

Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte

del área donde es inyectado el gas.

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 conformación es generalmente mayor.

Desventajas:

1. Requiere 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 externa.