Recuperación Mejorada

RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

Según Ahmed, T. (2005), durante la recuperación primaria de petróleo, éste fluye de manera natural a la superficie por la diferencia de presión entre el yacimiento y el separador. Cuando la energía del yacimiento no es suficiente para hacer llegar el petróleo hasta la superficie pero existe buen índice de productividad, se instalan sistemas de levantamiento artificial para aumentar la energía del fluido dentro del pozo. En esta etapa la recuperación sigue siendo primaria.

De acuerdo a Paris de Ferrer, M. (2001), una vez que la energía natural del yacimiento se agota, pero existe aún una cantidad económicamente explotable de petróleo se suelen aplicar métodos de recuperación mejorada, los cuales tienen por objetivo aumentar el factor de recobro del yacimiento.

Dentro de los métodos de recuperación mejorada se pueden mencionar:

RECUPERACIÓN SECUNDARIA

Según Paris de Ferrer, M. (2001), la recuperación secundaria incluyen procesos de inyección de agua y gas natural a temperatura de superficie, sin ninguna alteración de sus propiedades ni aditivos especiales.

INYECCIÓN DE AGUA

De acuerdo a Rivera, J. (2005), el agua es inyectada al yacimiento a través de pozos inyectores mientras que el petróleo es producido por los pozos productores. Existen distintos tipos de arreglos de pozos inyector/productor que pueden ser utilizados según las características del yacimiento para maximizar el recobro. El agua sirve como agente desplazante y barre el petróleo movible hacia el pozo productor, hasta que finalmente el agua irrumpe en el pozo productor y el proceso pierde eficiencia. También es posible hacer la inyección cercana al contacto agua-petróleo para aumentar la influencia del mecanismo de empuje por acuífero.

INYECCIÓN DE GAS NATURAL

De manera similar a la inyección de agua, el gas natural es inyectado al yacimiento, generalmente en la capa de gas libre, manteniendo la presión, de tal forma que el gas actúa como pistón permitiendo que el petróleo sea producido por debajo del contacto gas-petróleo. En este caso se aumenta la influencia del empuje por capa de gas.

RECUPERACIÓN TERCIARIA

Mennucci, J. (1990), dice que los procesos de recuperación terciaria están comprendidos por aquellos métodos donde se inyecta al yacimiento algo más que agua o gas natural sin tratar. Entre ellos podemos mencionar los procesos:

EN FRÍO

Farouq, A. (2006),  menciona que los procesos de recuperación mejorada en frío como lo explica su nombre no se basan en el aumento de temperatura de los fluidos en el yacimiento. Un caso de esto es el CHOPS (producción en frío con arena) en el cual se abre la producción sobre la tasa crítica de arenamiento y los fluidos del yacimiento son producidos con altos cortes de arena (>50%) o el VAPEX donde se inyecta un gas solvente como propano y butano a través de un pozo horizontal superior y se produce mediante un pozo horizontal ubicado bajo el inyector, formándose de esta manera una cámara de gas solvente.

 

INYECCIÓN DE GASES

Se basa en inyectar al yacimiento gases desplazantes diferentes al gas natural, como dióxido de carbono (CO2), Nitrógeno (N2), inyección alternada agua-gas (AGA-WAG). Los mecanismos de estos procesos estarán en función de si éste se hace alcanzando la miscibilidad o no con el fluido presente en el yacimiento (Rojas 1998).

QUÍMICOS

Rojas, P. (2003), dice que estos procesos se basan principalmente en el mejoramiento de las fuerzas capilares e interfaciales de las interacciones roca-fluido para aumentar el factor de recobro. Además de ello, las soluciones químicas inyectadas pueden trabajar también como agentes desplazantes que aumentan la eficiencia del proceso. Entre estos procesos se pueden mencionar la inyección de: polímeros, surfactantes, álcalis y combinaciones de ellos.

OTROS

Paris de Ferrer, M. (2001) dice que existen otros métodos como inyección de microorganismos, emulsiones, plasma y vibrosísmica, los cuales se encuentran en una fase de desarrollo prematura y no se posee gran información sobre los efectos positivos y limitaciones de estos métodos. Sin embargo, con más investigaciones y pruebas de campo en un futuro pueden perfilarse como métodos viables para aumentar el factor de recobro.

TÉRMICO

De acuerdo a Butler, R. (2002), se añade energía térmica al yacimiento, bien sea por la inyección de fluidos calientes desde superficie, colocando un calentador en el fondo del pozo, mediante electromagnetismo o combustión en sitio. Generalmente, este tipo de procesos es utilizado para disminuir la viscosidad de petróleos pesados y extra-pesados, aunque puede ser utilizado incluso en crudos livianos.

Entre estos procesos se pueden mencionar inyección de agua caliente, inyección continúa y alternada de vapor, “SteamAssistedGravityDrainage (SAGD)”, “Single-Well (SAGD)”, calentamiento eléctrico resistivo, inductivo y dieléctrico y combustión en sitio tradicional y “Toe toHeel Air Injection (THAI)”.

  

COMPARACIÓN DE LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

Como se acotó con anterioridad los métodos de recuperación mejorada abarcan los procesos de recuperación llamados comúnmente secundarios y terciarios. La implementación de cada uno de ellos está basado en un estudio integrado de yacimientos y de los fluidos contenidos en el mismo, analizando los mecanismos que se desean activar al poner en práctica el método y tomando en consideración especial el aspecto económico para estimar la viabilidad del proyecto entero.

Según Ernesto Valbuena (2008), actualmente en Venezuela, específicamente en la Faja Petrolífera del Orinoco se ha hecho especial énfasis en el estudio de procesos térmicos, debido a que se espera que estos tengan buenos resultados y bajos costos operacionales dados las características de los yacimientos. En la figura N°1 se observa algunas características de los métodos de recuperación de crudos pesados.

Figura N°1. Criterios de selección, factor de recobro, ventajas y desventajas de los métodos de Recuperación Mejorada para Crudos Pesados.