Recuperación secundaria:

Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo.

Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del yacimiento para saber cuál es el método más adecuado de recobro. Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie. Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el pozo, es decir, q podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más favorable para la producción del yacimiento.

FACTORES DE RECUPERACIÓN DE FLUIDOS:

La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas.

El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para varios tipos de petróleo:

Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables.

Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la indicada cuando se está en presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación secundaria no es atractiva.

Diferentes tipos de Recuperación de Petróleo

Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente:

Primaria: Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba.

Secundaria: Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.

Terciaria: Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por

TIPO DE CRUDOPrimaria (% de crudo in-situ)

Secundaria (% extra de crudo in-situ)

Extra Pesado 1 - 5 -

Pesado 1 - 10 5 - 10

Medio 5 - 30 5 - 15

Liviano 10 - 40 10 - 25

miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

Recuperación secundaria

A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo.

Recuperación Secundaria. Planta de Inyección de Agua.

La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

Inyección de agua

El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua.

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, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarenta.

“Esta técnica 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”[1]. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:

• No debe ser corrosivo

• Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales.

• Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección.

• Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.

• El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.

Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.

Figura 1. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo [2]

1. Inyección periférica o externa: el agua se inyecta a través de pozos ubicados 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.

2. Inyección en arreglos o dispersa: el agua se inyecta 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. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.

Características:

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

Inyección de gas

El gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta.

La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.

Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varía según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.

Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:

• 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.

• Temperatura y presión del yacimiento.

Figura 2. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso [3]

Tipos de inyección

1. Inyección de gas interna o dispersa: ocurre en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial 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.

2. Inyección de gas externa: ocurre en donde está la capa de gas, 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.

FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS

Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección de agua y de gas:

• Geometría del yacimiento

• Litología

• Profundidad del Yacimiento

• Porosidad

• Permeabilidad

• Continuidad en las propiedades de las rocas

• Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos.

• Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas

Métodos de recuperación mejorada (EOR)

Se estima que para el año 2020, EOR representará el 50% de la producción mundial. De estos métodos, los térmicos son utilizados para los crudos pesados, mientras los no térmicos para crudos livianos. Venezuela está programando el inicio de proyectos de inyección de nitrógeno en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen laboratorios integrados de campo.

Objetivos de la aplicación de los métodos EOR.

“Después de la producción primaria y, posiblemente, de la inyección de agua, una cierta cantidad de petróleo denominada petróleo remanente, queda en la roca yacimiento y permanece irrecuperable. Teóricamente en una roca humectada por agua, todo el petróleo puede ser desplazado por la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es suficientemente alto. En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también de la razón de movilidad”. [1]

Clasificación de los métodos EOR

Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo. Se han propuesto también métodos EOR los cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. De igual manera se han sugerido y probado muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.

Métodos no térmicos

1. Invasiones químicas: involucran materiales como polímeros, surfactantes, alcalinos, micelares y espuma.

Invasión con polímeros: La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de empuja como en la inyección de agua convencional.

2. Invasión con surfactantes.

El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la segregación por la gravedad. Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.

3. Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad: La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento.

4. Invasiones micelares: La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos. La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y está formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.

5. Inyección de espuma: Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabiliza, y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.

Desplazamientos miscibles: Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón. El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases.

Proceso de tapones miscibles: Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. La figura 1 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.

Proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante: En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas. Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.

Empuje con gas vaporizante o de alta presión: Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible.

Inyección alternada de agua y gas: Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.

Inyección usando solventes: Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que se empleó para extraer petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extracción del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

Empujes con gas: La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. A continuación se explican algunas de estas técnicas:

Inyección cíclica de gas: En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.

Inyección de agua carbonatada: Como se representa en la figura 2, este proceso consiste en introducir dióxido de carbono al agua que se inyecta, con la finalidad de reducir la viscosidad y facilitar la movilidad. Para remover el agua carbonatada se inyecta agua al final.

Desplazamientos miscibles: Consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo para que se expanda a medida que se mueve en el medio poroso. Las variaciones de estos mecanismos son: procesos de tapones miscibles, proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante, empuje con gas vaporizante o de alta presión, inyección alternada de agua y gas, inyección usando solventes

3. Empujes con gas: Disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. Entre las diferentes técnicas está la inyección cíclica de gas y la inyección de agua carbonatada.

Métodos no convencionales térmicos

Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de EOR en Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos.

A continuación se describen brevemente los distintos métodos de recuperación térmica:

Inyección de agua caliente

Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura.

Figura 3. Inyección de agua caliente [4]

Inyección continua de vapor

Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen abiertos.

Inyección alternada de vapor

Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la formación. Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de producción hasta que este deje de ser económicamente rentable. A este proceso también se le denomina Inyección cíclica de Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela accidentalmente en 1957 en una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande. El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte de del yacimiento.

Drenaje por gravedad asistido con vapor

Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. A continuación en la Figura 5 se muestra un esquema del proceso:

Figura 5. Proceso de drenaje por gravedad asistido por vapor [6 ]

Combustión in situ

Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continua con la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión”[7], lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo. Según Carol Marzuola[8], (VenEconomía Vol.20 No. 10, Julio 2003) este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de combustión:

Combustión Convencional o “hacia adelante”

La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas. Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el depósito de las fracciones mas pesadas, en esa misma zona existe una segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente y que la tasa de producción sea más elevada.

Combustión en reverso

Según Berry y Parrish [10] , la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente del aire, a donde exista mas concentración de oxigeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo que ocurra la reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir fácilmente hacia los productores. Es utilizado en petróleos viscosos.

Figura 7. Proceso de combustión en reverso [11]

Combustión húmeda

Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo frió se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo se mueva más fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa de inyección del aire.

Métodos térmicos

1. Inyección de agua caliente: La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes.

2. Inyección continúa de vapor: consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente

3. Inyección alternada de vapor: Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo y finalmente se abre a producir.

4. Drenaje por gravedad asistido con vapor: Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento y esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.

5. Combustión in situ: se quema un 10% del petróleo en el yacimiento para que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo.

FACTOR DE RECUPERACIÓN:

El aceite producido de un yacimiento, Np, será una fracción del aceite original, N, donde:

Para lo cual:

Np = Volumen de aceite producido acumulado.

Vr= Volumen de roca.

φ= Porosidad.

Swc= Saturación del agua congénita.

Boi= Factor de volumen del aceite inicial.

FR = Factor de recuperación.

La ecuación queda de la forma:

Por lo que

N = Volumen original de aceite.

El factor de recuperación del aceite está dado por la ecuación: