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MTODOS DE RECOBRO
MTODOS DE RECOBRO
JORGE PALMA BUSTAMANTE
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MTODOS DE RECUPERACIN ADICIONAL
Todos los procesos que incrementen econmicamente el recobro de
hidrocarburos, mediante la inyeccin de fluidos y/o energa al yacimiento.
Fuente: Oil and gas evaluation Report
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EOR EN COLOMBIA
Fuente. Curso EOR, Leticia, 2011.
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Fuente. Curso EOR, Leticia, 2011.
ACTUALMENTE
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Rendimiento original Rendimiento corregido
Flujo natural
Levantamiento artificial
Estimulacin, Acidificacin
Polmeros, Espumas y Geles
Inyeccin de agua Inyeccin de gas
RECUPERACIN SECUNDARIA
RECUPERACIN PRIMARIA
RECUPERACIN TERCIARIA
Otros Qumicos Gases Trmicos
Inyeccin de vapor
Iny. agua caliente
Combustin en sitio
Electromagnetismo
CO2
N2
WAG
Gases de Combustin
Polmeros (P)
Surfactantes (S)
Alcalis (A)
AP / SP /ASP
Espuma / Geles
Microorganismos
ETAPAS DE RECUPERACIN
Fuente. Recuperacin Mejorada de Crudos C/L/M
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Consiste en inyectar agua en el yacimiento. Es el mtodo ms usado una vez finalizada la etapa de produccin primaria. El agua es inyectada en patrones o a lo largo de la periferia del yacimiento.
Mecanismos que mejoran la eficiencia de recobro:
Empuje de agua
Aumento en la presin
INYECCIN DE AGUA
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Limitaciones
Altas viscosidades del aceite dan como resultado altas relaciones de movilidad.
Es aceptable cuando hay algn grado de heterogeneidad del yacimiento, pero no es recomendable cuando existen fracturas extensas.
Incompatibilidad entre el agua inyectada y el yacimiento pudiendo ocasionar dao en la formacin.
INYECCIN DE AGUA
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INYECCIN DE AGUA
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PATRONES DE INYECCIN DE AGUA
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PATRONES DE INYECCIN DE AGUA
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INYECCIN DE AGUA
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INYECCIN DE AGUA
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INYECCIN DE AGUA
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INYECCIN DE AGUA
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DIGITACIN VISCOSA
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Consiste en inyectar vapor para desplazar el aceite.
La prctica normal consiste en realizar una estimulacin cclica con vapor de los pozos productores antes de la inyeccin.
INYECCIN DE VAPOR
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INYECCIN CCLICA DE VAPOR
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INYECCIN CONTINUA DE VAPOR
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Limitaciones
Aplicable a fluidos viscosos, arenas de alta permeabilidad o poco consolidadas.
La saturacin de aceite debe ser alta y el espesor de la arena debe ser mayor de 20 pies para minimizar prdidas de calor hacia las formaciones adyacentes.
Los yacimientos deben ser someros debido a la excesiva prdida de calor en la cara del pozo.
Aproximadamente 1/3 del aceite adicional recuperado se consume para generar el vapor requerido, el costo por barril incremental de aceite es alto.
INYECCIN DE VAPOR
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CAMPO Propiedades del Fluido Caractersticas del Yacimiento
API (cP) So (%PV) Tipo de Formacin Espesor Neto (ft)
Rahab(South Oman-Pennsula Arabia) 20-30 20-400 69 Arenas y Areniscas 24-60
Amal(South Oman-Pennsula Arabia) 20-28 24-269 68 Arenas y Areniscas 53-512
Nimr(South Oman-Pennsula Arabia) 20 490-570 70 Arenas y Areniscas 102-253
Marmul(South Oman-Pennsula Arabia) 21 46-80 76 Arenas y Areniscas 98-233
Qaharir(South Oman-Pennsula Arabia) 30 10-133 66 Arenas y Areniscas 50-500
Los Perales(Argentina) 13.5 300-10000 72 Arenas 40-52
South Moreni Levantin-(Rumania) 22
1000-1500 Arenas 50-120
Cymric(California) 13 354 20-60 Esquisto 220
Tia Juana(Venezuela) 15 700-7000 80 Arenas 177
APLICACIONES INYECCIN DE VAPOR
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SAGD
Drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) es una tecnologa de recuperacin de petrleo mejorada para la produccin de crudo pesado y bitumen. Es una forma avanzada de la estimulacin de vapor en la que se perfor un par de pozos horizontales en el yacimiento, uno a pocos metros por encima del otro. Vapor a baja presin se inyecta continuamente en el pozo superior para calentar el aceite y reducir su viscosidad, haciendo que el aceite caliente drene hacia el pozo inferior, donde se bombea.
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SAGD
Mientras que los mtodos tradicionales de perforacin fueron frecuentes hasta la dcada de 1990, los altos precios del crudo del siglo 21 son alentadores mtodos ms convencionales (como SAGD) para extraer el aceite crudo. Las arenas petrolferas de Canad tienen muchos proyectos SAGD en curso, ya que esta regin es el hogar de uno de los mayores depsitos de bitumen en el mundo (Canad y Venezuela tienen mayores yacimientos del mundo).
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SAGD
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COMBUSTIN IN SITU
El proceso de combustin in situ es un mtodo convencional trmico que se basa en la generacin de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la produccin primaria y/o secundaria. Este mtodo consiste bsicamente en quemar una porcin del petrleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porcin es aproximadamente el 10%.
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Zona de combustin Zona de coke
Zona de condensacin
Zona de aceite mvil
Aceite Frio
COMBUSTIN IN SITU SECA
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Aceite Frio El vapor tiene una capacidad de Calor 100 veces mayor
que el aire
COMBUSTIN IN SITU HMEDA
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Intercambio de masa
Transferencia de energa
Reacciones qumicas
Arrastre de gases
Hinchamiento
FENMENOS PRESENTES EN COMBUSTIN IN SITU
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El petrleo debe ser reactivo.
La relacin de aire combustible deben estar en tal proporcin
que permita la ocurrencia de la reaccin.
Control en la eficiencia de barrido
Para espesores pequeos y buzamientos altos, se hace
necesario una distribucin uniforme de permeabilidad.
Yacimientos de mayor espesor, debera inyectarse desde la
parte superior.
REQUISITOS
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Disponibilidad del aire
Mtodo de desplazamiento
Reacciones de rompimiento de enlaces
Amplio rango de espesores
Alta eficiencia en el rgimen de cintica
correcto
Flue gas, drenaje gravitacional
Variacin al proceso THAI
Bond scission
Alta eficiencia de barrido
COMBUSTIN IN SITU
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THAI
TOE TO HEEL AIR INJECTION Variante de proceso CIS Usa pozo horizontal productor. Reduce la distancia que el crudo debe desplazarse. Ignicin para el arranque del proceso.
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THAI
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THAI
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THAI
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Descripcin
Consiste en adicionar polmeros solubles en agua antes de que sta sea inyectada en el yacimiento.
Mecanismos que mejoran la eficiencia de recobro
Control de movilidad (mejora la eficiencia volumtrica de barrido)
INYECCIN DE POLMEROS
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INYECCIN DE POLMEROS
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Limitaciones
Aceites de alta viscosidad requieren una mayor concentracin de polmero.
Los resultados son normalmente mejores si la inyeccin de polmero empieza antes de que la relacin agua-aceite sea demasiado alta.
Las arcillas aumentan la adsorcin del polmero.
Aplicable a yacimientos con alguna heterogeniedad, pero se debe evitar su uso cuando hay fracturas grandes.
INYECCIN DE POLMEROS
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II.- Control frente de inyeccin
ANTES
DESPUES
I.- Control excesiva produccin agua
ZONA PRODUCTORA
ZONA PRODUCTORA
FLUIDO PROTECTOR GEL
Mejora la eficiencia volumtrica de barrido, Ev.
Ahorros en manejo y tratamiento del agua producida. Optimizacin de costos de levantamiento. Incremento del recobro y extensin de vida de pozos/proyectos.
EMPAQUE DE ARENA
BENEFICIOS
GELES
Fuente. Recuperacin Mejorada de Crudos C/L/M
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Descripcin
Consiste en inyectar un bache que contiene agua, surfactante, un electrolito(sal), usualmente un co-solvente (alcohol) seguido por una mezcla agua + polmero.
Mecanismos que mejoran la eficiencia de recobro
Reduccin en la tensin interfacial (mejora la eficiencia de barrido del desplazamiento).
Control de movilidad (mejora la eficiencia volumtrica de barrido).
INYECCIN DE SURFACTANTES/ POLMEROS
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INYECCIN DE SURFACTANTES
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LIMITACIONES
Formaciones relativamente homogneas.
No aplica si hay altas cantidades de anhidrita, yeso o arcillas.
Los sistemas disponibles proporcionan un comportamiento ptimo dentro de un conjunto estrecho de condiciones.
Sistema costoso y complejo
Interacciones entre el surfactante y el polmero
Degradacin de los qumicos a alta temperatura.
INYECCIN DE SURFACTANTES/ POLMEROS
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INYECCIN DE ALCALINOS
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Descripcin
Consiste en inyectar grandes cantidades de CO2 (15% o ms volmenes porosos de hidrocarburos) en el yacimiento para formar un flujo miscible.
Mecanismos que mejoran la eficiencia de recobro
El CO2 extrae los componentes livianos a intermedios del aceite y si la presin es lo suficientemente alta, desarrolla miscibilidad para desplazar el aceite del yacimiento.
Reduccin de viscosidad
INYECCIN DE CO2
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INYECCIN DE CO2
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APLICACIN INYECCIN DE CO2
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APLICACIN INYECCIN DE CO2
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LIMITACIONES
Muy baja viscosidad del CO2 da como resultado un pobre control de la movilidad.
Disponibilidad de CO2
Facilidades en superficie
Corrosin en pozos productores
INYECCIN DE CO2
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INYECCIN DE CO2
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Zona de petrleo
N2
Frente miscible / inmiscible
Inyector
Unidad de Generacin
de N2
Productor Compresores
Unidad de Separacin
de N2
La inyeccin de N2 es un mtodo de recuperacin mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las caractersticas del crudo y condiciones de P y T del yacimiento.
INYECCIN DE NITRGENO
Fuente. Recuperacin Mejorada de Crudos C/L/M
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Ventajas de la utilizacin de Nitrgeno en RM
Separacin criognica
del aire
Propiedades fsicas favorables - densidad, viscosidad y factores volumtricos
Compuesto inerte que no presenta efectos adversos de comportamiento de fases.
No es corrosivo y no se requieren de grandes modificaciones de las instalaciones.
Fuente prcticamente infinita
Costos de generacin ms econmicos que el gas natural (GN) y el CO2.
Fcil separacin de N2 del GN en las corrientes de produccin.
Sustitucin del GN incrementa oferta de gas y flujos de caja.
Compuesto no txico y ambientalmente aceptable.
INYECCIN DE NITRGENO
Fuente. Recuperacin Mejorada de Crudos C/L/M
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Ciclos alternados de gas y agua con el fin de mejorar la eficiencia volumtrica de barrido, el ciclo de agua controla la movilidad del gas impidiendo la irrupcin temprana.
WAG miscible: le permite mayor interaccin solvente petrleo mejorando la eficiencia de recobro.
* WAG inmiscible es menos eficiente, pero como tal brinda las condiciones de control de movilidad del gas.
WAG
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WAG
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WAG
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Fuente. Analogas en procesos CHOPS, OCHOA A
CHOPS
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Movimiento de la arena
Incrementa la tasa de produccin
Reduce la obstruccin en los poros
Dilatacin de la arena
Crea zonas de alta permeabilidad
Formacin de espumas
Desestabiliza la arena y acta como mecanismo de empuje
Peso de los estratos superiores
CHOPS
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Viscosidad del crudo
Estrategia de levantamiento
Empuje por gravedad y
dilatacin de arena
Gas en solucin
Afluencia de la arena
CHOPS
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ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)
Combustin in situ (CIS)
Controlled assisted pressure resin infusion (CAPRI)
Steam assisted gravity drainage (SAGD)
Inyeccin de polmeros (agua mejorada)
Inyeccin de gases inertes
High Pressure Air Injection (HPAI)
Toe to heel air injection (THAI)
Toe to heel waterflooding (TTHW)
Toe to heel steamfloofing (THSF)
Water alternate gas (WAG)
Water alternante steam process (WASP)
Combustion override split with horizontal wells (COSH)
Inyeccin de miscibles
Microbiales
Elctricos
VAPEX
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Por encima de la presin de
saturacin en procesos inmiscible
Viscosidad del crudo mnima
Factor Volumtrico mximo
Mnimo gas libre Por encima de la presin mnima
de miscibilidad
Recobro > 80%
Por encima del umbral de
floculacin
Evitar precipitacin de
asfaltenos
So mximo
Inicio Temprano implica mayor incertidumbre, inversiones tempranas
Aplicacin en etapa madura menor incertidumbre, pero menor recobro
MAXIMIZACIN RECOBRO
Fuente. Recuperacin Mejorada de Crudos C/L/M
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Maximizar VPN
Maximizar Valor Econmico Agregado
Maximizar Eficiencia de la Inversin
Maximizar TIR
Minimizar Tiempo de Pago
Cundo Iniciar un Proyecto de RM ?
CRITERIOS DE EVALUACIN ECONMICA
Fuente. Recuperacin Mejorada de Crudos C/L/M