Mecanismos-de-Produccion-GRUPO-3.docx

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” BOLIVIA

PRODUCCIÓN PETROLERA II

“MECANISMOS DE PRODUCCIÓN” CARLOS EDUARDO MONTAÑO PINTO KEVIN DE LA ZERDA AYALA LUIS CARLOS GARCIA AGREDA DAYANA MARLENE PINTO LENZ

SANTA CRUZ - 2015 1

S3805-9

CONTENIDO CAPÍTULO 1. GENERALIDADES .................................................................................. 6 1.1.

INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 7

1.2.

OBJETIVOS ...................................................................................................... 7

1.2.1. OBJETIVO GENERAL ................................................................................... 7 1.2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS .......................................................................... 7 CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICDO................................................................................ 8 2.1. PRODUCCION DE POZOS .................................................................................. 9 2.2. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ...................................................................... 9 2.2.1. Recuperación Primaria ................................................................................... 9 2.2.1.1. Expansión de la roca y los líquidos ....................................................... 10 A. Mecanismo ................................................................................................. 10 B. Características ............................................................................................ 11 2.1.1.2. Empuje de gas disuelto liberado ............................................................ 11 A. Mecanismo ................................................................................................. 11 B. Características ............................................................................................ 13 C. Comportamiento ......................................................................................... 13 2.2.1.3. Empuje por capa o casquete de gas ..................................................... 13 A. Mecanismo ................................................................................................. 13 B. Características ............................................................................................ 14 C. Comportamiento ......................................................................................... 15 2.2.1.4. Empuje por agua ................................................................................... 16 A. Mecanismo ................................................................................................. 16 B. Comportamiento ......................................................................................... 18 C. Características ........................................................................................... 18 2

2.2.1.5. Desplazamiento por segregación gravitacional ..................................... 18 A. Mecanismo ................................................................................................. 18 B. Características ............................................................................................ 19 2.2.1.6. Características importantes de los mecanismos de producción primaria ........................................................................................................................... 21 2.2.1.7. Comportamiento de la presión versus el factor de recuperación del petróleo para los distintos mecanismos de producción primaria ........................ 22 2.2.1.8. Sistemas de Levantamiento Artificial ..................................................... 22 A. Levantamiento Artificial por Gas ................................................................. 23 B. Bombeo Mecánico ...................................................................................... 24 C. Bombeo Electro-sumergible ....................................................................... 25 D. Bombeo por Cavidades Progresivas .......................................................... 26 2.2.2. Recuperación Secundaria ............................................................................ 28 2.2.2.1. Inyección de Agua ................................................................................. 28 2.2.2.2. Inyección de Vapor ................................................................................ 29 A. Inyección de gas interna o dispersa ........................................................... 29 B. Inyección de gas externa ............................................................................ 30 2.2.4. Recuperación Terciaria o Mejorada “EOR” .................................................. 30 2.2.4.1. Métodos térmicos .................................................................................. 30 A. Inyección de agua caliente ......................................................................... 30 B. Recobro mejorado por inyección de vapor ................................................. 31 C. Combustión in situ ...................................................................................... 31 2.2.4.2. Métodos químicos ................................................................................. 31 A. Inyección de Álcalis .................................................................................... 31 B. Inyección de Emulsiones ............................................................................ 32 2.3. BALANCE DE MATERIALES ............................................................................. 32 3

2.3.1. Aplicaciones Prácticas ................................................................................. 32 CAPÍTULO 3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 36 2.1.

CONCLUSIONES ........................................................................................... 37

2.2.

RECOMENDACIONES ................................................................................... 37

CAPÍTULO 4. BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 39

4

INDICE DE IMÁGENES Imagen 1. Pozo en producción ....................................................................................... 9 Imagen 2. Expansión de la Roca y Fluidos en el Reservorio ........................................ 10 Imagen 3. Empuje por Gas Disuelto en el Petróleo ...................................................... 12 Imagen 4. Comportamiento de la Producción - Empuje por Gas Disuelto Liberado ..... 13 Imagen 5. Empuje por capa de gas .............................................................................. 15 Imagen 6. Comportamiento de la producción - Empuje por capa de gas ...................... 15 Imagen 7. Empuje por agua .......................................................................................... 17 Imagen 8. Comportamiento de la producción - Empuje por agua ................................. 18 Imagen 9. Yacimiento De Petróleo ................................................................................ 19 Imagen 10. Distribución Inicial de Fluidos ..................................................................... 20 Imagen 11. Relación de Presiones Versus Factor De Recobro .................................... 22 Imagen 14. Levantamiento Artificial Por Gas ................................................................ 23 Imagen 15. Sistema de Bombeo Mecánico ................................................................... 25 Imagen 17. Sistema De Bombeo Electro-Sumergible ................................................... 26 Imagen 18. Sistema De Bombeo Por Cavidades Progresivas ...................................... 27 Imagen 12. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo ... 29 Imagen 13. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso ......... 29

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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES

6

1.1.

INTRODUCCIÓN

La mayoría de los yacimientos petroleros poseen alguna forma de energía almacenada, que permite en algunos casos que él mismo produzca sus fluidos. Si un yacimiento tiene suficiente energía, el pozo tendrá flujo natural, en caso contrario una serie de técnicas artificiales se utilizan para poner a producir el yacimiento. Es importante identificar el tipo de yacimiento desde el inicio de su producción, ya que a partir de los hidrocarburos contenidos en él, se realizan los planes de desarrollo del campo, se diseñan las instalaciones de producción adecuadas y se comprometen ciertos volúmenes de producción para satisfacer el mercado interno y externo, entre otras cosas. Antes de iniciar la explotación, los fluidos se encuentran confinados a altas presiones y temperaturas. Cuando se perfora un pozo, se crea un diferencial que permite la expansión del sistema roca-fluidos, lo cual empuja a los hidrocarburos hacia la superficie. A medida que la producción continúa el yacimiento va perdiendo energía, hasta que llega el momento en que se requieren inversiones económicas adicionales para mantener su producción a través de nuevos mecanismos. Los proyectos posibles incluyen la implantación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, el uso de sistemas artificiales de producción para llevar el petróleo del fondo de los pozos hacia la superficie y la optimización de las instalaciones superficiales de producción. 1.2.

OBJETIVOS

1.2.1. OBJETIVO GENERAL 

Conocer los métodos de extracción de petróleo de un yacimiento.

1.2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Dar a conocer los distintos mecanismos de producción de un pozo petrolero.



Explicar cómo funciona cada mecanismo de producción.



Mencionar las ventajas y desventajas de cada tipo de mecanismo de producción.



Indicar la eficiencia de cada tipo de mecanismo de producción.

7

CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICDO

8

2.1. PRODUCCION DE POZOS Cuando el petróleo se encuentra por primera vez en el reservorio, éste se encuentra bajo la presión de las fuerzas naturales que lo envuelven y lo atrapan. Si un pozo se perfora, se proporciona una abertura a una presión mucho más baja a través

del

cual

los

fluidos

de

yacimientos pueden escapar. La fuerza impulsora que hace que estos fluidos

se

muevan

fuera

del

reservorio y en el pozo proviene de la compresión de los fluidos que se almacenan en el yacimiento. La energía real que causa un pozo para producir petróleo resulta de una diferencia de presión entre la del reservorio y de la superficie.

Imagen 1. Pozo en producción Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

2.2. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN 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 primaria, secundaria y terciaria o mejorada “EOR”. 2.2.1. Recuperación Primaria Esta es la energía natural ejercida por el fluido, que es impulsada por la presión del reservorio. Para que este fluido fluya desde la roca reservorio al pozo, la presión del yacimiento tiene que ser mayor a la presión del fondo del pozo. El caudal con el que el fluido va a fluir hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, como también de la permeabilidad, porosidad y la viscosidad del fluido.

9

En cierto modo el petróleo no fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua. Los procesos de desplazamiento son: 

Expansión de la roca y los líquidos.



Empuje por gas disuelto liberado.



Empuje por capa de gas.



Empuje por agua.



Desplazamiento por segregación gravitacional.

2.2.1.1. Expansión de la roca y los líquidos Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causara una expansión de los fluidos en el mismo y una reducción de volumen poroso. A este efecto se lo conoce como mecanismo de empuje por expansión de los fluidos y reducción del volumen poroso. A. Mecanismo Este

proceso

de

desplazamiento ocurre en los

yacimientos

sub-

saturados, hasta que se alcanza

la

saturación

presión

de

(punto

de

burbuja). La expulsión del petróleo

se

debe

a

la

expansión del sistema. El petróleo, el agua congénita y

la

roca

se

expanden,

Imagen 2. Expansión de la Roca y Fluidos en el Reservorio Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

desalojando hacia los pozos productores el petróleo contenido en el yacimiento. Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con respecto a la extracción, es muy pronunciado. La liberación del gas disuelto en el petróleo ocurre en la tubería de

10

producción, al nivel en que se obtiene la presión de saturación o presión de punto de burbuja. La relación gas-petróleo producida permanece, por lo tanto, constante durante esta etapa de explotación, al igual que la “Rsi”. La saturación del petróleo prácticamente

no

varía.

La

porosidad y permeabilidad absoluta disminuyen

ligeramente, así como la viscosidad del petróleo. El factor de volumen del petróleo aumenta también de forma muy ligera. B. Características  La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea dominante.  La RGP de los pozos del yacimiento es similar a la razón gas disuelto-petróleo (Rsi) RGO=Rsi.  El FR estimado está en el orden del 5% del POES.  Yacimiento no consolidado. 2.1.1.2. Empuje de gas disuelto liberado Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. Bajo condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, los componentes livianos de los hidrocarburos pasan a la fase gaseosa y se mantienen en la zona de hidrocarburos líquidos lo cual produce empuje por gas en solución. Cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia la zona productora. A. Mecanismo Este tipo de empuje es dado por la liberación del gas disuelto en el petróleo, la cual se da al alcanzar la presión de saturación, en otras palabras, el mecanismo de desplazamiento del petróleo se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que si bien es cierto que tanto el agua intersticial y la roca continuaran expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gas es mucho mayor que la de los otros componentes de la formación. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumulan en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales por motivo de declinación de la presión, llegan a formar 11

posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos. El gas liberado llena totalmente el espacio desocupado por el petróleo producido. La saturación de petróleo disminuirá constantemente, a causa de su producción y encogimiento por la liberación de gas disuelto; por lo tanto, mientras la saturación del petróleo disminuye continuamente, la saturación del gas aumentara. Debido a que este tipo de mecanismo se presenta generalmente en yacimientos cerrados, la producción de agua es muy pequeña o nula, las recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas, variando generalmente entre 5% y 35% del petróleo contenido a la presión de saturación.

Imagen 3. Empuje por Gas Disuelto en el Petróleo Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

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B. Características Algunas características de este tipo de yacimientos son:  Declinación rápida de la presión  No hay producción de agua  RGP aumenta rápidamente  Baja recuperación final, 5 < Fr > 25% C. Comportamiento

Imagen 4. Comportamiento de la Producción - Empuje por Gas Disuelto Liberado Fuentes: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

Una alta producción de petróleo es seguida por una rápida declinación: La RGP manifiesta un pico debido a la alta permeabilidad al gas. La presión del yacimiento declina rápidamente en yacimientos de gas en solución. 2.2.1.3. Empuje por capa o casquete de gas En el empuje por capa de gas, los componentes livianos de los hidrocarburos que pasan a la fase gaseosa se desplazan hacia la parte alta del yacimiento lo cual conforma una zona de alta saturación. A. Mecanismo El empuje por capa de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de petróleo por gas. Los requerimientos básicos son: 13



Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas.



Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras: 

Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.



Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado por el petróleo al distribuirse la presión del yacimiento.



La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte superior del yacimiento.

Las recuperaciones en yacimientos con capa de gas varían normalmente del 20 al 40 % del petróleo contenido originalmente, pero si existen condiciones favorables desegregación se pueden obtener recuperaciones del orden del 60% o más. B. Características Algunas características de este tipo de yacimientos son:  Declinación gradual de la presión  RGP aumenta rápidamente en los pozos estructuralmente más altos  Recuperación final, 20 < Fr > 40%En este tipo de yacimientos  Es importante el gas del casquete, dado que es la energía que causa la producción del petróleo y origina un mayor factor de recuperación.

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Imagen 5. Empuje por capa de gas Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

C. Comportamiento

Imagen 6. Comportamiento de la producción - Empuje por capa de gas Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

A medida que la producción de aceite declina la producción de gas incrementa. La presión del yacimiento presenta al inicio una declinación fuerte. 15

2.2.1.4. Empuje por agua La presencia del agua durante el proceso de formación de las rocas que almacenan hidrocarburos, permite identificar la expansión del agua con un mecanismo de empuje que es conocido como empuje hidráulico. Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua. A. Mecanismo En este proceso de desplazamiento el agua invade y desplaza al petroleó, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidráulico es lo suficientemente fuerte para mantener la presión del yacimiento o permitirá un ligero abatimiento de ella, entonces el petróleo será casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto que no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será pequeña y asimismo el desplazamiento que ocasione. Los requerimientos básicos para este proceso son:  En primer lugar una fuente adecuada que suministre agua en forma accesible al yacimiento.  En segundo término una presión diferencial entre la zona de aceite (yacimiento) y la zona de agua (acuífero), que induzca y mantenga la invasión. El empuje hidráulico puede ser de manera natural o artificial. Para que se presente en forma natural debe existir, junto a la zona productora, un gran volumen de agua en la misma formación, sin barreras entre el petróleo y el agua, y la permeabilidad de la formación facilitar su filtración adecuada. Generalmente la invasión de agua tiene lugar por la expansión de la roca y el agua en el acuífero, como resultado de la declinación de la presión transmitida desde el yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca y el agua son muy pequeñas, un empuje hidráulico regular requerirá de un acuífero extenso y grande. El proceso se termina al abandonar el yacimiento cuando se invaden los pozos superiores y su producción disminuye aun nivel tal que la recuperación deja de ser costeable. En la mayoría de los yacimientos agotados por empuje de agua, la presión del yacimiento se conserva a un nivel relativamente alto cuando se abandona la producción. Las recuperaciones varían normalmente entre 35%

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y el 75% del volumen original de aceite en el yacimiento. Las recuperaciones bajas corresponden a yacimientos heterogéneos o con petróleo viscoso.

Imagen 7. Empuje por agua Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

Algunas características de este tipo de yacimientos son: 

Declinación gradual de la presión.



RGA prácticamente se mantiene constante.



Relación agua –aceite aumenta rápidamente en los pozos los pozos estructuralmente más bajos.



Recuperación final, 40 < Fr > 70%.

17

B. Comportamiento

Imagen 8. Comportamiento de la producción - Empuje por agua Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

C. Características  En este tipo de yacimientos la presión disminuye gradualmente.  Poco tiempo de iniciar la producción de aceite, surge la producción de agua.  La producción de agua aumenta a medida que declina la producción de aceite.  La producción de gas es casi constante y por tanto la RGA casi es igual. 2.2.1.5. Desplazamiento por segregación gravitacional El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. Este tipo de mecanismo se genera por efectos de gravedad y densidad de los fluidos que se encuentran en el yacimiento, sin embargo, se considera más bien como una modificación de los demás. A. Mecanismo El gas a medida que sale del petróleo por ser menos denso y por condiciones estructurales junto con características de la roca como la permeabilidad, podremos encontrarlo en la parte superior del yacimiento es decir lo más cercano a la superficie, dependiendo de las características de nuestro petróleo, mientras que el petróleo drena hacia abajo a través de un yacimiento.

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Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Si tenemos una buena permeabilidad vertical y es mayor que la permeabilidad horizontal al tener una estructura geológica favorable como un anticlinal y según la disposición de nuestros fluidos descritos anteriormente, podríamos obtener un mecanismo de segregación gravitacional. Es importante destacar que a medida que disminuimos la presión en el yacimiento se liberará gas disuelto en el petróleo, lo que mejora aún más este tipo de recobro ya que el gas funcionaria como una especie de émbolo empujando nuestro petróleo hacia zonas de menor presión como nuestro pozo, igualmente si tenemos un acuífero relacionado a nuestro yacimiento que mantenga el nivel de presión en el yacimiento el empuje del petróleo será mayor. Otro aspecto importante es la inclinación que tienen nuestros estratos (buzamiento) a mayor ser esta inclinación el petróleo se desplazará mucho más rápido si la permeabilidad de la roca lo permite. La recuperación en yacimientos donde existe segregación de gas y/o de agua, es sensible al ritmo de producción. Mientras menores sean los gastos, menores serán los gradientes de presión y mayor la segregación.

Imagen 9. Yacimiento De Petróleo Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

B. Características Algunas características de este tipo de yacimientos son:  Baja RGA en los pozos localizados estructuralmente bajos y RGA crecientes en los pozos más altos estructuralmente.  Producción de agua despreciable. 19

 Recuperación final, Fr > 70% dependiendo de su condiciones de explotación.

Imagen 10. Distribución Inicial de Fluidos Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

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2.2.1.6. Características importantes de los mecanismos de producción primaria

Mecanismo

Presión del yacimiento Declina

Expansión de la

rápida

Producción de

RGP

y Permanece baja y constante.

continuamente.

Sw)

Pi>Pb

capa de gas

Empuje por gas disuelto liberado

Cae

suave

y Aumenta continuamente en Ausente

continuamente.

Declina

rápida

pozos buzamiento arriba

o 20%-40%

insignificante

un

máximo

y

Promedio >25%

nuevamente.

cae yacimientos con alta Sw)

Permanece alta, la Permanece baja si la presión Aumenta Empuje por agua

gravitacional

Promedio 20%

35%-80%

La ruptura del gas en los pozos buzamiento

abajo

indica

un

empuje por capa de gas Requiere bombeo al inicio de la producción

El

petróleo

reservorio

a los caudales de

pozos

petróleo,

abajo producen agua

entrada de agua acumulada no

temprano

se considera.

agua

y

Declina

rápida

continuamente.

buzamiento

y Permanece baja en pozos de Ausente buzamientos abajo y alta en insignificante pozos buzamientos arriba

21

o 40%-80% Promedio 60%

por

el

apreciablemente y los

Promedio 50%

calculado

en

presión es sensible permanece alta.

gas

Segregación

-

Promedio 3%

y Primero baja, luego sube a Ninguna (excepto en 5%-35%

continuamente.

Otros

Ninguna (excepto en 1%-10% yacimientos con alta

roca y los fluidos

Expansión por

Eficiencia

agua

balance

de

materiales aumenta cuando la

Cuando la K es mayor a 200 md y el buzamiento es 10 grados y la viscosidad menor a 5 cp.

2.2.1.7. Comportamiento de la presión versus el factor de recuperación del petróleo para los distintos mecanismos de producción primaria

RELACIÓN DE PRESIONES Vs FR 100

Relación Py/Pi (%)

80 EMPUJE HIDRAULICO

60 SEGREGACION GRAVITACIONAL

40 EXPANSIÓN DE LA ROCA GAS EN SOLUCIÓN

20

EXPANSIÓN CAPA DE GAS

0 0

10

20

30

40

50

60

FR (%)

Imagen 11. Relación de Presiones Versus Factor De Recobro Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

2.2.1.8. Sistemas de Levantamiento Artificial Los sistemas de levantamiento artificial son mecanismos que contribuyen a la recuperación primaria de petróleo, porque el levantamiento artificial de un pozo no consiste entrar en contacto íntimo con el reservorio por lo tanto se lo categoriza se esta manera ya mencionada. Los mecanismos de producción artificial son: 

Levantamiento artificial por gas o Gas lift.



Bombeo mecánico.



Bombeo electro-sumergible.



Bombeo por cavidades progresivas.

22

A. Levantamiento Artificial por Gas Consiste en la inyección continua de gas a alta presión en el pozo para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo); o por inyección de gas a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (flujo intermitente). Al inyectar gas al yacimiento las fuerzas gravitacionales son mayores a las fuerzas viscosas, por lo que el gas se desplaza hacia el tope de la estructura provocando que el petróleo se mueva hacia el pozo. El sistema de levantamiento artificial por bombeo neumático (Gas Lift) está considerado como uno de los sistemas más flexibles y de mayor capacidad extractiva en la industria de la explotación de hidrocarburos. Componentes: 

Equipos de superficie.



Planta compresora.



Sistema de distribución.



Equipo de medición y control.



Red de recolección de fluidos a baja presión.

Imagen 12. Levantamiento Artificial Por Gas Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

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B. Bombeo Mecánico La bomba se baja dentro de la tubería de producción y se asienta en el fondo con empacaduras. La bomba es accionada por medio de varillas que le transmiten el movimiento del balancín (movimiento de vaivén) por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. Su limitación radica en la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación en el caso de pozos direccionales. El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo. La energía es suministrada por un motor eléctrico o de combustión interna colocada en la superficie. Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se utiliza en la producción de crudos medianos y livianos. La unidad de bombeo, en su movimiento, tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior. Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y viajera se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanecerá cerrada durante la carrera ascendente. El fluido continúa llenando la bomba hasta que el pistón llega hasta el punto muerto superior. La válvula fija cierra y comienza la carrera descendente, el pistón se mueve hacia abajo y produce un efecto de compresión. Cuando la presión interna es superior a la que existe sobre la válvula viajera, esta se abre y el fluido es transferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. a) Ventajas El diseño es poco complejo. El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por personal de campo. Se puede aplicar a completaciones sencillas y múltiples. Puede utilizar gas o electricidad como fuente de energía. Puede bombear crudos viscosos y a altas temperaturas. b) Desventajas 

Está limitado por profundidad de 16.000’. 24



El equipo de superficie es pesado y voluminoso.

Imagen 13. Sistema de Bombeo Mecánico Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

C. Bombeo Electro-sumergible Es un sistema que se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo, la cual es accionada por motores eléctricos. Se emplea para desplazar volúmenes de crudo con alta eficiencia y economía en pozos profundos y con manejo de altas tasas de fluido. Es aplicable cuando hay:  Alto índice de productividad.  Baja presión de fondo.  Alta relación agua-petróleo.  Baja relación gas-líquido. Desventajas:  Se requieren altos voltajes.  Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas. 25

Imagen 14. Sistema De Bombeo Electro-Sumergible Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

D. Bombeo por Cavidades Progresivas El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleo. La bomba consta de dos hélices, una dentro de la otra: el estator con una hélice interna doble y el rotor con una hélice externa simple. Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba, desde la admisión en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de este modo el fluido del pozo llega hasta la tubería de producción.

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a) ventajas  Bajo costo de instalación.  Bombeo de caudales constantes sin válvulas.  Puede bombear crudos viscosos.  Capaz de manejar gas y arena.  Bajo costo de mantenimiento.  Opera con bajo torque.  Nivel de ruido muy bajo.  Ideal para áreas urbanas. b) Desventajas  Profundidad máxima de operación 6.000’.  Requiere energía eléctrica.

Imagen 15. Sistema De Bombeo Por Cavidades Progresivas Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

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2.2.2. Recuperación Secundaria Es la producción con la adición de energía al yacimiento mediante inyección de gas o de agua logrando un contacto íntimo con el reservorio. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar el petróleo hacia el pozo mediante la inyección de gas o inundación con agua. El límite de este mecanismo es cuando la cantidad de agua o gas inyectado es considerable o la producción deja de ser económica. 2.2.2.1. 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 que debe cumplir las siguientes características:  No debe ser corrosivo  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.

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Imagen 16. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo Fuente: Practicas de ingeniería de yacimientos – Ing. José Rivera

2.2.2.2. Inyección de Vapor Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación. Existen dos tipos de inyección como ser la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas externa.

Imagen 17. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso Fuente: Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso.

A. 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.

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B. Inyección de gas externa Es el proceso de inyección de gas en la capa de gas, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo y para la aplicación de este se debe tener una formación con buena permeabilidad vertical, alto buzamiento y un buen espesor para lograr el desplazamiento del petróleo por el empuje de la capa de gas. 2.2.4. Recuperación Terciaria o Mejorada “EOR” La recuperación de petróleo mejorada se abrevia EOR, en la recuperación mejorada se altera las propiedades de la roca y el fluido con la adición de energía al yacimiento para mejorar la recuperación del petróleo, esta técnica puede iniciarse en cualquier momento durante la vida productiva de un yacimiento de petróleo porque su propósito no es solamente restaurar la presión de la formación, sino también mejorar el desplazamiento del petróleo o el flujo de fluidos. La aplicación óptima de cada tipo depende de la temperatura, la presión, la profundidad, la zona productiva neta, la permeabilidad, el petróleo residual, las saturaciones de agua, la porosidad y las propiedades del fluido del yacimiento, tales como la gravedad API y la viscosidad. Se clasifican en dos tipos de recuperación mejorada: 

Métodos Térmicos



Métodos Químicos

2.2.4.1. Métodos 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: A. 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 30

introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento. Este proceso permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura. B. Recobro mejorado por inyección de vapor El vapor reduce la viscosidad del petróleo pesado y este adquiere mayor movilidad y se desplaza hacia los pozos productores. Primero el vapor es inyectado dentro de pozo, segundo el vapor se condensa y transfiere el calor a los fluidos del yacimiento y de la roca y la tercera etapa es la producción, cuando el vapor es condensado y el fluido caliente del yacimiento es producido a través del mismo pozo. C. Combustión in situ Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%. Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión, lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo. 2.2.4.2. Métodos químicos La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no se encuentran en los yacimientos con el objetivo de reducir la viscosidad del petróleo y además cambia las propiedades de la roca y de los fluidos. A. Inyección de Álcalis El uso de álcalis o solución cáustica involucra la inyección química para incrementar el “PH” con hidróxido de sodio, este causa un cambio de mojabilidad de la roca haciendo que sea mojable al petróleo y además crea una emulsión en sitio. Las soluciones alcalinas pueden ser seguidas por polímeros para mejorar la eficiencia de barrido.

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B. Inyección de Emulsiones Una emulsión, consiste en una solución de crudo pesado de 15° API en agua, con partículas menores de tres micrones. Por lo general las emulsiones que son de bajo costo. La inyección de emulsiones en yacimientos petrolíferos, actúa como sellantes, disminuyendo la permeabilidad relativa del agua y del gas para lograr aumentar la del petróleo, ya que sirve solo como sellante de los poros. 2.3. BALANCE DE MATERIALES La ecuación o Método de Balance de material es la herramienta básica de la ingeniería de reservorios, la cual es usada para examinar el comportamiento pasado y predecir el rendimiento futuro del reservorio, esta herramienta se basa en el principio de la conservación de la materia es decir: 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢 − 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 El balance de material para reservorios de petróleo y de gas es utilizado para lo siguiente:  Comparación histórica del rendimiento.  Estimación de los hidrocarburos original en el sitio.  Predicción del comportamiento futuro. 2.3.1. Aplicaciones Prácticas Balance De materia es un método efectivo alternativo al método volumétrico para hallar el volumen in situ y también las reservas. El desarrollo de este método está basado en la producción y cambios en las presiones del reservorio, de esta manera se requiere medidas exactas de ambas cantidades. El balance de materiales estima volúmenes de gas que están comunicados por la presión y la recuperación de los pozos productores. Otra ventaja de este método es que con un historial de producción significante se puede identificar el mecanismo de empuje del reservorio y de esa manera saber con más exactitud el comportamiento que va a presentarse a futuro en el reservorio con 32

respecto a la producción. Con el conocimiento del futuro comportamiento del yacimiento el ingeniero puede realizar una planificación de las técnicas de reparación que se pueden emplear en él y estimar el volumen que se puede recuperar en total del reservorio. Se puede obtener una gráfica de la producción acumulada de gas versus la relación presión factor de compresibilidad del gas (P/Z) para distintos yacimientos y conocer de esta manera la magnitud del acuífero que posee el reservorio.

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CAPÍTULO 3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

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2.1.

CONCLUSIONES

En la extracción de los fluidos del reservorio es muy importante conocer las características del reservorio, las propiedades de los fluidos y todos los mecanismos de empuje natural como lo son: Expansión de la roca y los líquidos, liberación de gas en solución, Segregación gravitacional, Empuje por capa de gas y Empuje hidráulico, también otros mecanismos empleados cuando el petróleo deja de producirse por flujo natural para obtener la mayor cantidad de fluido en superficie y así poder llevarlo a un mercado. La recuperación secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produce por flujo natural, en esta recuperación se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de productores y como última etapa tenemos la fase terciaria en la cual se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para poder facilitar la extracción de fluidos. Es importante mencionar que todo reservorio tiene características particulares y producirá de manera similar pero no igual que otro reservorio, en algunos casos no necesariamente siguen un orden de recuperación es decir que se puede producir directamente

aplicando

recuperación

secundaria

sin

haber pasado

recuperación primaria, o también en muchos casos no se utiliza la

por

una

recuperación

terciaria por factores económicos. La aplicación de la ecuación de balance es muy importante para determinar los volúmenes de fluidos originales cuando se cuenta con poca información , pero es importante saber aplicarla para los distintos reservorios ya que cada uno tiene características particulares y el bueno un uso de esta ecuación nos llevara a obtener estimaciones más acertadas que los resultados del método volumétrico. 2.2.

RECOMENDACIONES

Para

recuperar la mayor cantidad de fluido en superficie debemos conocer cómo

funciona cada mecanismo de empuje y cuando va dejar de producir naturalmente para poder aplicar energía para seguir produciendo.

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Es importante conocer la compatibilidad de los fluidos en el subsuelo y los fluidos inyectados en la recuperación secundaria y terciaria para no generar problemas en la extracción de los fluidos. Es importante tener en cuenta que la ecuación de balance de materiales no considera los parámetros dinámicos como ser la permeabilidad y la viscosidad, también considera que el yacimiento tiene algunas propiedades constantes como ser la porosidad, espesor y saturación de agua irreductible.

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CAPÍTULO 4. BIBLIOGRAFÍA

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http://www.slideshare.net.es/Carlos-Frias-Fraire/yacimientos-mecanismos-de-empujeproduccion http://www.academia.edu/7721488/A_Clasificacion_de_yacimientos http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/04/mecanismos-deproduccion-artificial_24.html https://es.scribd.com/doc/65337736/Sistemas-Artificiales-de-ProduccionPetrolera#download http://tecnicasderecuperacionmejorada.blogspot.com/ http://petroquimex.com/010210/articulos/11.pdf http://www.glossary.oilfield.slb.com/ Prácticas de Ingeniería de Yacimientos, Ing. José S. Rivera V. Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto. Prof. R. José Villa, Venezuela, 2003 https://www.youtube.com/watch?v=9_Os_NbJf5

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