RECUPERACIÓN O PRODUCCIÓN PRIMARIA DEL PETRÓLEO

INTEGRANTES: FERNANDO DANIEL CRUZ MARTÍNEZ

MARISOL IZQUIERDO IZQUIERDO MANUEL DAVID MADRIGAL ARAGÓN

FRANCISCO ANTONIO GALLEGOS JIMÉNEZCARRERA: INGENIERÍA PETROLERA

CUATRIMESTRE Y GRUPO: 2º “A”ASIGNATURA: GEOLOGÍA DE EXPLOTACIÓN

FACILITADOR: ING. ARAMANDO ERWIN TÓRRES MAGAÑAFECHA: MARTES 8 DE JULIO DE 2014

Factores de recuperación

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.

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

Diferentes tipos de Recuperación de PetróleoCon 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 miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

La primera recuperación primaria tuvo lugar en China, que era en aquel entonces un país muy desarrollado. En el año 347 A.D. se menciona que en este país se realizó la primera extracción subterránea. Se hacían sondas, introduciendo el bambú en una hondura de 240 metros. Solamente fue necesario hacer una sonda sobre la hondura donde se encontraba el petróleo. En los yacimientos de petróleo suele haber depósitos del gas natural y éste posibilita que el petróleo consiga la presión para emanar a la superficie.

Hoy día denominamos la recuperación primaria como una extracción que utiliza la presión natural de gas. En algunos casos es suficiente con tener solamente la sonda y el grifo, pero es más común que se utilice la bomba de varilla para ayudar a la presión natural. Actualmente no hay mucho petróleo que se pueda extraer a través de la forma primaria. (Alrededor del 10% de la producción). A través de la recuperación primaria es posible conseguir alrededor del 20% del petróleo contenido en el yacimiento.

La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento.

La recuperación primaria se refiere a aquellos reservorios que pueden producir petróleo con su propia presión natural. Con el mecanismo de recuperación primaria, el gas y el agua de formación empujan el petróleo a la superficie. Sin embargo, esta presión no puede ser mantenida todo el tiempo por lo que la presión del reservorio declina rápidamente.

Recuperación primaria

Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete.

RECUPERACIÓN PRIMARIA

Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca.Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo.La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua.Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas.Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial:

Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.

El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos).

Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.

Hay cinco métodos principales de extracción artificial:

Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la

Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. En el Yacimiento Chíhuido de la Sierra Negra, el más importante de Argentina, al norte de la provincia de Neuquén.

Tubería, a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente.

Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.

Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes.

La producción del petróleo se puede mejorar con el uso de agua para conseguir la presión necesaria. En la imagen podemos ver a la izquierda la bomba que se utiliza para inyectar agua en el yacimiento petrolífero y a la derecha vemos la bomba de varilla que se utiliza para la extracción del petróleo.

Existen cinco mecanismos naturales de recuperación primaria en los

yacimientos:

a. Empuje por gas disuelto. b. Empuje por la capa de gas. c. Empuje por expansión de la roca. d. Empuje hidráulico (por efecto del acuífero). e. Empuje por segregación gravitacional.

Empuje por gas disuelto.

En este tipo de empuje en el yacimiento, el principal mecanismo que opera en la formación productora es la expansión del aceite y del gas disuelto originalmente en el mismo. Es decir, el incremento de los volúmenes de fluido durante el proceso de reducción de la presión en el yacimiento es equivalente a la producción que se obtiene.

Empuje por la capa de gas.

si el yacimiento ha reducido su presión original hasta niveles por debajo de la presión de saturación, se dice que el aceite contenido en el mismo se encuentra saturado y por tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la formación; dependiendo del espesor de la misma y el echado que tenga (inclinación de la formación), se puede generar una capa de gas que se conoce como casquete de gas secundario.El empuje que se genera para producir el aceite debido a la capa de gas descrita, puede llegar a ser el mecanismo preponderante de producción en el yacimiento y en combinación con otros mecanismos de empuje, definirá el nivel de factor de recuperación que puede llegar a obtener.

Empuje por la expansión de la roca.

La producción de aceite y gas del yacimiento genera una reducción de la presión de los fluidos en el mismo, lo que implica un aumento en la presión de sobrecarga en la formación. Este aumento de presión en los granos de la formación causa su compactación y a su vez podría llevar a ocasionar una subsidencia en la superficie. Por tanto, el mecanismo por expansión de la roca, también conocido como mecanismo de compactación, expulsa el aceite y gas debido a la reducción del volumen poroso en el yacimiento. Sin embargo, es importante destacar que este mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formación es grande, lo cual sucede en las formaciones constituidas por carbonatos. El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos mas bien superficiales y que se encuentran a menos de 2000 metros de profundidad.

Empuje hidraúlico (por efecto del acuífero).

El empuje natural por efecto del acuífero, también conocido como empuje hidráulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acuífero asociado y se empieza a presentar una vez que se reduce la presión en el yacimiento, lo que permite que el agua en el acuífero se expanda y fluya dentro de la zona de aceite del mismo. Este mecanismo de desplazamiento en los yacimientos, es de los más eficientes, dependiendo del tipo de formación de que se trate. De hecho, los factores de recuperación más altos que se han observado en varios yacimientos alrededor del mundo, casi siempre han estado asociados a un empuje hidráulico considerable.

Empuje por segregación gravitacional.

Este empuje no es muy común que se presente en los yacimientos, pero cuando se tiene, es el mecanismo de producción más eficiente que se ha encontrado en los yacimientos alrededor del mundo. Esencialmente, está relacionado con el empuje por capa de gas secundaria, ya que la segregación gravitacional se relaciona normalmente con yacimientos de grandes espesores o que tienen un echado considerable, lo que permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar las partes bajas del mismo y que el gas, al ser mas ligero tienda a ocupar la parte superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistón que empuja el aceite y los fluidos mas pesados hacia abajo.

bomba de émbolo

Un sistema de bombeo para operaciones de levantamiento artificial que utiliza una fuente de energía de superficie para accionar un arreglo de bomba de fondo de pozo. Un arreglo de balancín y manivela genera un movimiento alternativo en una sarta de varillas de bombeo que se conecta al arreglo de bomba de fondo de pozo. La bomba contiene un arreglo de pistón y válvulas para convertir el movimiento alternativo en movimiento vertical de los fluidos.

Bomba mecánica

varilla de bombeo

Una varilla de acero que se utiliza para enroscar el arreglo mecánico entre los componentes de superficie y los componentes de fondo de pozo de un sistema de bombeo mecánico. Las varillas de bombeo tienen una longitud comprendida entre 7 y 9 m [ 25 y 30 pies] y son roscadas en ambos extremos para permitir correr y recuperar con facilidad los componentes de fondo de pozo.

Bomba de varilla.

bomba de balancín

Un sistema de bombeo para operaciones de levantamiento artificial que utiliza una fuente de energía de superficie para accionar un arreglo de bomba de fondo de pozo. Un arreglo de balancín y manivela genera un movimiento alternativo en una sarta de varillas de bombeo que se conecta al arreglo de bomba de fondo de pozo. La bomba contiene un arreglo de pistón y válvulas para convertir el movimiento alternativo en movimiento vertical de los fluidos.