“RESUMEN”

Asignatura: Recuperación secundaria y mejorada

Catedrático: Jorge García sosa

Tipos de recuperación: Recuperación primaria, secundaria, mejorada o terciaria

Recuperación Primaria: Producción de hidrocarburos usando únicamente la energía natural del yacimiento como mecanismo de empuje.

Recuperación Secundaria: Producción de hidrocarburos auxiliado por adición de energía al yacimiento mediante inyección de gas y/o agua.

Recuperación Terciaria (EOR): Producción de aceite auxiliado por la adición de energía al yacimiento y alterando las propiedades de la roca y el fluido para mejorar la recuperación de hidrocarburos.

Métodos comunes de recuperación secundaria: Inyección de agua, inyección de gas natural, métodos térmicos, miscibles, inyección de agua con polímeros, productores de tensión interfacial, gas inerte espumas.

Tipos de métodos de la recuperación secundaria: Térmicos y químicos

Objetivo de la recuperación mejorada o terciaria: Mejorar la razón de movilidad y aumentar el número capilar.

Recuperación por Inyección de Agua: El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua

Caracteristicas de los yacimientos por inyección de agua: Mecanismo de producción por empuje natural por agua, yacimientos con crudos medianos y/o livianos.

Recuperación por Inyección de gas natural: La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar la recuperación de aceite, con fines de mantenimiento de presión.

Clasificaciones de las inyecciones de gas: Inyección de gas interna e inyección de gas externa e Inyección de gas interna o dispersa.

Características de los yacimientos por inyección de gas: Mecanismo de producción por capa de gas, arenas desarrolladas con alta permeabilidad, buzamiento que permita al gas segregarse en la parte más alta de la estructura.

Recuperación por Inyección de vapor. El vapor es inyectado aun alto ritmo y por un corto tiempo al pozo para reducir la viscosidad del aceite y moverlo hacia los pozos productores.

Porque usar la inyección continua de vapor: Aumentar las reservas de un factor de z comparado con la recuperación primaria del crido pesado

Miscibles: Consiste en la inyección de un gas o un solvente que es mezclado con el aceite teniendo como resultado una tensión interfacial muy baja y una eficiencia de desplazamiento microscópica muy eficiente.

Recuperación por Inyección de agua con polímeros. El objetivo de este proceso es proporcionar mejor eficiencia de desplazamiento y barrido volumétrico durante la inyección de agua.

Medio poroso: Un sólido de ellos con suficiente espacio abierto dentro o alrededor de las partículas para permitir el paso de un fluido.

Clasificación de los tipos de flujo de fluidos: flujo esférico, flujo lineal, flujo radial y flujo semiesférico

Clasificación de los yacimientos según la presión de frontera: Abierto o Cerrado

Persona que publico el primer trabajo sobre el flujo de fluidos en medios porosos: Henry Darcy en 1856

Flujo incomprensible: Se dice que es incomprensible cuando la densidad permanece aproximadamente constante a lo largo de todo el flujo.

Liquido compresible: Se define como un líquido cuyo cambio de volumen con presión es bien pequeño.

Porosidad: se define como el volumen de espacios vacíos en el volumen total de la roca, y se estima en %.

Clasificación de la porosidad según su origen: Primaria y secundaria

Clasificación de la porosidad según la comunicación de sus poros: Total o absoluta, efectiva y no efectiva

Porosidad absoluta: se define como la fracción del volumen total de la misma que no está ocupada por matriz.

Porosidad efectiva: efectiva se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí.

Porosidad no efectiva: es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí.

Factores que afectan la porosidad de la roca: Tipo de empaque, presencia de material cementante, geometría y distribución del tamaño de los granos, presión de las capas suprayacentes

Permeabilidad: la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.

Tipos de permeabilidad: Absoluta, efectiva y relativa

Permeabilidad absoluta: la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.

Permeabilidad efectiva: la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por dos o más fases.

Tipos de promedio de permeabilidad: Promedio ponderado, promedio armónico, promedio geométrico.

Resistencia: La resistencia se define como la oposición a que fluya la carga eléctrica.

Resistividad: La resistencia eléctrica por unidad de volumen que presenta un cierto material al paso de la corriente eléctrica

Tortuosidad: se define como la razón entre la longitud real que debe recorrer una partícula de fluido para unir dos puntos en el seno del medio poroso y la distancia en línea recta entre dichos puntos.

Factores que afectan la tortuosidad: Geometría de empaquetamiento y superficie de los granos

La eficiencia de recuperación total de cualquier proceso de desplazamiento de fluidos está dada por el producto de: E = Ev x Ed

Eficiencia de desplazamiento macroscópico o desplazamiento volumétrico, Ev,

Eficiencia de desplazamiento microscópico, Ed.

La eficiencia de desplazamiento microscópica: es una medida donde el fluido desplazante moviliza el petróleo una vez que están en contacto

Factores que afectan el desplazamiento microscópico:

Fuerzas de tensión superficial e interfacial Mojabilidad Presión Capilar Permeabilidad Relativa

Tensión interfacial: representa la cantidad de trabajo requerido para crear una nueva unidad de área superficial en la interface.

La mojabilidad: es La tendencia de un sólido para preferir a un fluido sobre otro.

Presión capilar: Es la diferencia de presiones existentes en la interfase que separa a 2 fluidos inmiscibles, cuando se encuentran en contacto con un medio poroso.

Factores que afectan la eficiencia de desplazamiento macroscópico:

Heterogeneidad y anisotropía ( elasticidad, temperatura, conductividad) Movilidad de la fase desplazante Arreglo físico de los pozos de producción e inyección Tipo de roca matriz en la cual se encuentran el petróleo y el gas.

El factor de recuperación: Es función de diferentes eficiencias, la eficiencia de barrido, la eficiencia de desplazamiento y la eficiencia por estratificación de permeabilidad

Caracterización del yacimiento: Se caracterizara dependiendo de las Permeabilidades, porosidades, espesores, saturación de los fluidos, petróleo recuperable, fracturas, estimulaciones, gradiente de presiones.

Análisis del agua producida: Se utiliza para determinar el volumen de agua inyectada en cada zona.

Perfiles de inyección: Permite detectar taponamiento e inyección fuera del área

Pruebas en los pozos: Permitiendo optimizar el comportamiento de los proyectos y la presión diferencial.

Tipos de pruebas en los pozos: pruebas de restauración, declinación, pulsación e interferencia.

Viscosidad: La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo.

El poise: se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área 1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm•s) = 0,1 Pa•s.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: En el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura, mientras que en caso de los líquidos, esta disminuye de manera marcada al elevarse la temperatura.

Efecto de la presión sobre la viscosidad: Si el incremento de presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de gas, el aumento de presión resulta en un aumento de la viscosidad.

Efecto de la densidad sobre la viscosidad: Mientras más denso sea el fluido, mayor será su viscosidad. Debido a la flotabilidad que presenten las sustancias.

Métodos de recuperación mejorada para reducir la viscosidad:

Inyección de agua caliente: consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría.

Inyección continua de vapor: este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción

Combustión in situ: consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento para generar calor