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1. Intro Met Recobro
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1. INTRODUCCIÓN MÉTODOS DE
RECOBRO
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Métodos de Recobro Jorge Mario Palma B
2015
Descubrimiento
Flujo Natural
Lev. Artificial
EOR
Ubicación Estratégica
Control INJ/PROD
INTRODUCCIÓN
FACTOR DE RECOBRO
El Dr Ganesh Takur repasó los factores de recobro promedio de petróleo según el tipo de explotación:
• Producción Primaria: 15-25 %• Producción priamria Heavy Oil: 6%• Producción Secundaria: 10-15 %• Inyección de gas/CO2: 10-15%• Recuperación térmica: 70-80%
El factor de recobro de petróleo en distintos yacimientos del mundo ronda el 30 % (+- 15 % Recuperación primaria + 15 % recuperación secundaria), pero existe otro 20 al 40 % de reservas que pueden ser movilizadas y de hecho muchas regiones del mundo lo están logrando a partir de técnicas de EOR/IOR o estimulaciones térmicas. Aquí algunos conceptos extraídos de las conferencias:
MÁS DE 3 VOLÉMENES POROSOS
INYECTADO, YA NO ES VIABLE UN
PROYECTO
EL 40-84% DEL CRUDO
PERMANECE EN EL YACIMIENTO
PETRÓLEO IN SITU ORIGINAL EN EL MUNDO
fuente: https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/rankorder/rawdata_2178.txt
RESERVAS POTENCIALES
Crudos pesados: POES 4000 a 5000 GBbblsLas reservas potenciales dependen de los factores de recobro
Reservas potenciales considerables equivalen a:500 a 1000 GBBls
• Equivalente a 50-100% de las reservas mundiales convencionales• Principalmente 80% corresponden a extrapesado y bitúmenes• Principalmente 80% en Norte y Suramérica• Principalmente 90% en el hemisferio occidental (Canadá y Venezuela)• Menos del 1% ha sido producido o está bajo desarrollo activo
Datos a 2008-2010.
FUENTE. Original Oil in Place de Crudos Pesados en el mundo y en Colombia, Curso Métodos de recobro
RESERVAS DE CRUDO A NIVEL MUNDIAL
Fuente: ALBOUDWAREJ, H. et al.: “Highlighting Heavy Oil,” Oilfield Review (2006)
PANORAMA MUNDIAL
Crudo liviano30%
crudo pesado15%
crudo extra pesado25%
bitumen30%
PANORAMA EN COLOMBIA
crudo pesado y extra pesado
29%Crudo conven-cional71%
Fuente:SAAVEDRA, Néstor Fernando, ICP. Retos de la Industria de Hidrocarburos en Colombia. En: Conferencia SPE-UIS Student Chapter (2011: Bucaramanga).
PANORAMA DE RESERVAS DE CRUDO
Producción primaria88%
Pro-ducción secun-daria11%
Producción terciaria1%
Fuente:SAAVEDRA, Néstor Fernando, ICP. Retos de la Industria de Hidrocarburos en Colombia. En: Conferencia SPE-UIS Student Chapter (2011: Bucaramanga).
PRODUCCIÓN EN COLOMBIA
Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión adecuado.
MÉTODOS DE RECOBRO
La explotación de un yacimiento de hidrocarburos ocurre básicamente en tres etapas. En la primera, el fluido se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el yacimiento.
MÉTODOS DE RECOBRO
• En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio, quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del yacimiento debido a fuerzas viscosas y capilares, además de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación.
• Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del OOIP. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos.
MÉTODOS DE RECOBRO
• Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes inyectada al yacimiento tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.
• Existen otros métodos conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debido principalmente a los costos de los aditivos químicos.
EOR EN COLOMBIA
IOR
B
E
C
D
APOZOS HORIZONTALES
FRACTURAMIENTOS
UBICACIÓN ESTRATÉGICA
DE POZOS
POZOS INFILL ESTIMULACIONES
IMPROVED OIL RECOVERY (IOR)
EOR
QUÍMICOS
SURFACTANTES POLÍMEROS
TÉRMICOS
INYECCIÓN CONTINUA
VAPOR
AGUA CALIENTE
MISCIBLES
CO2, GAS MISCIBLE, INERTES
OTROS
MICROBIALES, ELÉCTRICOS
ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)
CIS SAGD CO2
VAPOR CONTINUO POLIMEROS VAPEX
ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)
Combustión in situ (CIS) Controlled assisted pressure resin infusion (CAPRI) Steam assisted gravity drainage (SAGD) Inyección de polímeros (agua mejorada) Inyección 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 alternating gas (WAG) Water alternating steam process (WASP) Combustion override split with horizontal wells (COSH) Inyección de miscibles Microbiales Eléctricos
ENHANCED OIL RECOVERY (EOR)
COMPARAR IOR Y EOR
Qo
Np
Curva base
IOR
EOR
PROCESO NÚMERO DE CAMPOS
Recobro primario 250
Inyección de agua 19
Inyección de vapor 5
Otros 6
TOTAL 280
Fuente. MUÑOZ S, Curso Métodos de Recobro Mejorado, 2010.
PROCESOS EN COLOMBIA
AORInvolucra tanto el EOR como IOR
IORPueden realizarse en cualquier etapa de
producción: primaria, secundaria y terciaria
EORGeneralmente asociado a los métodos de recobro terciario, pueden usar métodos IOR para su
desarrollo.
ADVANCED OIL RECOVERY (AOR)
PAPERS PARA REVISAR
21
FACTORES QUE AFECTAN UN PROCESO DE RECOBRO
POROSIDAD
PERMEABILIDAD
EFECTIVA
TOTAL
ABSOLUTA
RELATIVA
EFECTIVA
SATURACIÓN DE FLUIDOS
AGUA INTERSTICIAL O CONNATA
PROPIEDADES
PETROFÍSICAS
MOJABILIDAD
PRESIÓN CAPILAR
PERMEABILIDAD RELATIVA
IMBIBICIÓN Y DRENAJE
FACTORES QUE AFECTAN UN PROCESO DE RECOBRO
La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.
(%)100*Vb
VmVb
Vb
Vp
Vb = Vp + Vm
Vb = Volumen total de la roca yacimiento (ft3)Vp = Volumen poroso (ft3)Vm = Volumen de la matriz (ft3)
POROSIDAD
TIPOS
GEOLÓGICA
POROSIDAD ORIGINAL
POROSIDAD INDUCIDA
INGENIERIL
POROSIDAD EFECTIVA
POROSIDAD ABSOLUTA
POROSIDAD NO
EFECTIVA
POROSIDAD
Conectada: Poros conectados por un sólo lado.
Interconectada: Poros conectados por varios lados.
Aislada: poros aislados
POROSIDAD
26
VALORES DE POROSIDAD
De acuerdo con los valores de porosidad la podemos clasificar como:
TIPO DE ROCA VALOR
ARENISCA 10 a 40%
CALIZAS Y DOLOMITAS 5 a 25%
ARCILLAS 20 a 25%
POROSIDAD VALOR
Despreciable <5%
Baja 5< <10%
Buena 10< <20%
Muy Buena >20%
Fuente: http//www.mpgpetroleum.com/images/pores2.gif
PERMEABILIDAD
• Es la capacidad que tiene la roca para permitir el flujo de fluidos a través de los poros interconectados.
• La permeabilidad (k) depende de la porosidad efectiva de la roca. Es afectada por el tipo de arcilla presente, especialmente sí hay agua, ya que algunas arcillas como la Cementita y montmorillonita se hinchan al contacto con agua y pueden taponar los poros de la roca.
Donde:
q: Tasa de flujo de fluido (cc/s)k: Permeabilidad de la roca porosa (Darcy o 0.986923μm2)A: Área transversal (cm2)μ: Viscosidad de los fluidos (cp)L: Longitud (cm)Pi: presión entrada (psig)Po: presión de salida (psig)
i oK A (P - P )q =
μ L
Fuente: http//www.mpgpetroleum.com/images/pores2.gif
PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD
LITORLOGÍA
Grava
Arena Gruesa
Arena Mediana
Arena Fina
Arena Limosa
Arcilla Limosa
Arcilla
Fuente: http//www.mpgpetroleum.com/images/pores2.gif
ROCA ÍGNEA CRISTALINA ESTRATO RICO EN ARCILLA
ARENA CUARZOSA GLACIAL
PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD VS. POROSIDAD
TIPOS DE PERMEABILIDAD
Permeabilidad Absoluta (K)Es la permeabilidad a una saturación de 100 % de un fluido homogéneo.
Permeabilidad Efectiva (Kw,Ko,Kg)Es la permeabilidad de la roca a un fluido particular cuando la saturación de este fluido en la roca es menor del 100 %.
Permeabilidad Relativa (krw,kro, krg)Es la relación entre la permeabilidad efectiva a una fase y al permeabilidad absoluta
Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/aut11/composito.pdf
PERMEABILIDAD RELATIVA
w oRW RO
K KK = K =
K K
• Las curvas de permeabilidad relativa representan la tasa de producción y recuperación de hidrocarburos. Por lo tanto, es de suma importancia que los datos sean lo más representativas posible. El espacio poroso del yacimiento está generalmente ocupado por dos fluidos (aceite y agua) o con tres fluidos (aceite, agua y gas). El flujo de líquido con respecto a otros fluidos es tratado por el concepto de permeabilidad relativa.
• La permeabilidad relativa se define como la proporción de la permeabilidad efectiva de un fluido a la permeabilidad absoluta de la roca.
CARACTERÍSTICAS CURVAS KR
Water
Oil
Water saturation, % PV
Rel
ativ
e Per
mea
bilit
y, F
ract
ion
0 20 40 60 80 100
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
Water
Oil
Water saturation, % PV
Rela
tive P
erm
eability, Fra
ctio
n
0 20 40 60 80 100
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
Mojado por agua Mojado por aceite
> 50 < 50
> 20 - 25 < 15 usualmente 10
< 50 30 - 50
< 0,3 0,5 - 1
PERMEABILIDAD RELATIVA AGUA - ACEITE
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Oil
Water
Oil Relat
ive Per
mea
bilit
y, F
ract
ion
Sw, Fraction
0 Swir
Krw(Sor)
Sor
Kro(Swir)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
Wate
r Relat
ive Per
mea
bilit
y, F
ract
ion
IMBIBICIÓN Y DRENAJE
DRAINAGE
0 20 40 60 80 100
RE
LA
TIV
E P
ER
ME
AB
ILIT
Y, %
WETTING PHASE SATURATION, %PV
IMBIBITION
100
80
60
40
20
0
SATURACIÓN DE LA FASE MOJANTE, %VP
PERM
EABI
IDAD
REL
ATIV
A,
%
DRENAJE
IMBIBICIÓN
37
IMBIBICIÓN Y DRENAJE
D
I
PERMEABILIDAD RELATIVA EN TRES FASES
Fuerzas
Capilares
Tensión Superficial e Interfacial
Mojabilidad
Presión Capilar
Viscosas Gravitacionales
Mojado por agua
Mojado por petróleo
Mojabilidad intermedia
Fuente: Spanish Oilfield review. Otoño de 2007. Fundamentos de mojabilidad y Escobar, Freddy Humberto, Ph.D, Fundamentos de Ingeniería de yacimientos
FUERZAS PRESENTES EN EL YACIMIENTO
PRESIÓN CAPILAR
• Las fuerzas de Pc en un yacimiento de petróleo son el resultado combinado de la tensión superficial y la tensión interfacial de la roca y los fluidos.
• Tamaño, geometría y características del sistema mojante.
• Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto existe una discontinuidad de presión. F(curvatura). Pc
• Las fuerzas superficiales de Pc se oponen o ayudan al desplazamiento de un fluido por otro.
• P no mojante > P mojante.
PRESIÓN CAPILAR
42
Hei
ght A
bove
FW
L
Water Saturation
100 % Water Saturation Water-Oil Contact
Free Water Level (FWL) 100% 0%
Oil
+ W
ater
100
% O
il
100 % Water
Swc
Transition Zone
Oil Pay Zone
ghghP owc )(144h
Pc
Presión capilar, psi
Elevación del capilar, ft
Diferencia de densidades, lb/ft3
ELEVACIÓN CAPILAR
PRESIÓN CAPILAR
𝑷 𝒄𝒂𝒈𝒖𝒂−𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 (𝑷 𝒄𝒘𝒐)𝑷 𝒄𝒘𝒐=𝑷𝒐−𝑷𝒘
𝑷 𝒄𝒈𝒂𝒔−𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆(𝑷𝒄𝒈𝒐)𝑷 𝒄𝒈𝒐=𝑷𝒈−𝑷 𝒐
𝑷 𝒄𝒈𝒂𝒔−𝒂𝒈𝒖𝒂(𝑷𝒄𝒈𝒘 )𝑷 𝒄𝒈𝒘=𝑷 𝒈−𝑷𝒘
Tensión superficial: líquido y gas.
Tensión interfacial: líquido y líquido.
Pc = F(tensión superficial e interfacial)
Sistema gas-líquido
PRESIÓN CAPILAR
HISTÉRESIS CAPILAR
• Las diferencias se deben a que el aumento y disminución del ángulo de contacto de la interface de fluidos son diferentes.
• Frecuentemente en sistemas de aceite-salmuera el ángulo de contacto o mojabilidad cambia con el tiempo.
EFECTO PERMEABILIDAD EN PRESIÓN CAPILAR
grh
cos2
rPc
cos2
RELACIÓN CON EL DIÁMETRO
www.themegallery.com
PRESIÓN CAPILAR
WW OW
Prof
undi
dad
Prof
undi
dad
Pres
ión
capi
lar
Pres
ión
capi
lar
Saturación de agua Saturación de agua
Contacto agua-petróleoContacto agua-petróleo
Pc=0, nivel de agua libre
Pc=0, nivel de agua libre
Petróleo
Petróleo
Agua
Agua
MOJABILIDAD
• Tendencia de un fluido a adherirse a la superficie de una roca en la presencia de otros fluidos inmiscibles.
• Es el principal factor en la localización, flujo y distribución de fluidos en un yacimiento.
• El fluido mojante tiende a rodear la superficie de la roca, mientras el no mojante se resiste al contacto con la superficie de la roca.
• Afecta la localización de los fluidos dentro de los poros, así mismo los mecanismos básicos de flujo de fluidos y la forma como se desplazan en el yacimiento.
• Casi imposible de observar directamente.
• Se infiere de los datos de Presión capilar y permeabilidad relativa.
MOJABILIDAD
TIPOS DE MOJABILIDAD
Mojados por agua
Mojados por aceite
No definida (mixta)
La mojabilidad puede ser cuantificada por el ángulo de contacto.
Cuando Ф < 90°, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando Ф > 90°, el fluido se denomina fluido no mojante.
En un sistema de mojabilidad intermedia el concepto de ángulo de contacto no tiene SIGNIFICADO.
a
a
TIPOS DE MOJABILIDAD
EFECTOS DE LA MOJABILIDAD
Distribución inicial del aceite
y agua
Flujo de fluidos a través del yacimiento
Rendimiento de la producción
Saturación de agua connata
Saturación de aceite residual
Resistividad de la formación
ForcedImbibition
Drainage
PC
= P
O-
PW
SWSWC Sorw
SpontaneousImbibition
10
ROCA MOJABILIDAD NEUTRA
PC
= P
O-
PW
SWSWCSorw
10
ROCA MOJADA FUERTEMENTE POR AGUA
PC
= P
O-P
W
SW Sorw
10
SWC
ROCA MOJADA FUERTEMENTE POR ACEITE
Los fenómenos de adsorción son extremadamente importantes en los métodos de recuperación mejorada.
ADSORCIÓN
Diagrama de fuerzas en el fluido
TENSIÓN SUPERFICIAL
• La superficie de cualquier líquido se comporta como si sobre ésta existe una membrana a tensión. A este fenómeno se le conoce como tensión superficial. La tensión superficial de un líquido está asociada a la cantidad de energía necesaria para aumentar su superficie por unidad de área.
• La tensión superficial es causada por los efectos de las fuerzas intermoleculares que existen en la interfase. La tensión superficial depende de la naturaleza del líquido, del medio que le rodea y de la temperatura. Líquidos cuyas moléculas tengan fuerzas de atracción intermoleculares fuertes tendrán tensión superficial elevada.
TENSIÓN SUPERFICIAL
• En general, la tensión superficial disminuye con la temperatura, ya que las fuerzas de cohesión disminuyen al aumentar la agitación térmica
• La influencia del medio exterior se debe a que las moléculas del medio ejercen acciones atractivas sobre las moléculas situadas en la superficie del líquido, contrarrestando las acciones de las moléculas del líquido
EFECTO DE LOS SURFACTANTES
• Agentes de humectación que bajan la tensión superficial de un líquido. Permiten una más fácil dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos.
• Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes• provienen de dos propiedades fundamentales de• estas sustancias:
• • La capacidad de adsorberse a las interfaces. La adsorción: es un fenómeno espontáneo impulsado por la disminución de energía libre del surfactante al ubicarse en la interface y satisfacer total o parcialmente su doble afinidad polar - no polar
• • Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas
EFECTO DE LOS SURFACTANTES
Es la relación entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresión:
L
PKNC
NÚMERO CAPILAR
Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el número capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propósito de los métodos de recuperación mejorada es aumentar el número capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro
Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ)de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante lasoperaciones de invasión con agua en un yacimiento petrolífero, la razón demovilidad se expresa como:
k
M
WO
W
O
Wow k
k
M
MM
0
,
RELACIÓN DE MOVILIDADES
0, 3
1 owMÚtil para determinar la
aplicabilidad de un proceso de recobro mejorado.
Se espera que la movilidad de los fluidos sea similar o
favorable para el desplazante.
0, 2
1 owM
MOJADO POR AGUA
MOJADO POR ACEITE
MÁXIMA
CRÍTICA
CONNATA
INICIAL
SATURACIONES DE AGUA
• Inicial: se encuentra al inicio de cualquier proceso (Swi).
• Connata: agua inicialmente depositada en el yacimiento.
• Crítica: por debajo de este valor, el agua no fluye.
• Máxima: mayor valor de saturación de agua que se podrá obtener en un proceso.
INICIAL
RESIDUAL
REMANENTE
SATURACIONES DE ACEITE
• Inicial: Presente al inicio del proceso.
• Remanente: Cantidad de aceite que aún permanece en el yacimiento durante un instante de tiempo determinado.
• Residual: La que queda una vez se ha extraído todo el crudo móvil
Espesor bruto
ESPESOR BRUTO
No considera las arcillas, ni sellos, ni formaciones
que no contribuyan al proceso de producción
ESPESOR NETO
El que realmente contribuya a la producción de
crudo. Propiedades
adecuadas para el flujo
ESPESOR NETO PRODUCTOR
EFECTO ESPESOR
<1100 Ft Yacimientos someros
8 < API < 24
<8000 Ft Yacimientos intermedios20 < API < 40
> 8000 Ft Yacimientos Profundos
35 < API < 50
8.0Fr
0.1Fr
EFECTO PROFUNDIDAD
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