Yacimientos

CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
BASES TEÓRICAS
Producción Petrolera
Los fluidos de un yacimiento–petróleo, agua, gas entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece yel pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.
Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto enel petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.
Empuje de una capa degas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.
Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajodel petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
Factor de recobro de petróleo
Npr = FR * N
Métodos de recuperación secundaria
Inyección de agua como método de recobro adicional
En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en amboslados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección-producción. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido en elrecobro de petróleo extra. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.
Fig. 1. Inyección de agua. Fuente: Rivera D. (2006)
Tipos de inyección de agua
Las ventajas son: se utilizan pocos pozos y no requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores, lo que disminuye la inversiónen áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua por los flancos. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
Las desventajas son: una porción del agua inyectada se utiliza para desplazar petróleo. No esposible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yacimiento. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y por lo tanto, larecuperación de la inversión es a largo plazo.
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Fig. Nº2. Inyección de agua externa o periférica.
Fuente: Latil, p.9
Las ventajas son: Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Rápida respuesta del yacimiento.Elevada eficiencia de barrido real. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. Rápida respuesta en presiones. El volumen de la zona de petróleo es grande en un período corto.
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Fig. Nº3. Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos.
Fuente: Craig y Col, p.10
Factores que...