Mecanismos de producción primaria y secundaria de gas y petróleo

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Recuperación adicional


La recuperación térmica de petróleo mejorada se puede definir como un proceso en el cual se introduce calor intencionalmente en el yacimiento con el propósito de mejorar el recobro de petróleo. El calor puede ser introducido en el yacimiento por un fluido q tenga temperatura mayor a la del yacimiento (inyección de vapor)
Por combustión en sitio o por medio de corriente electromagnetismo.

Objetivo de los métodos térmicos:


el ecaso de petróleo viscosos 5-20 api se utiliza calor para mejorar la eficiencia de desplazamiento y de la extracción. La reducción de la viscocidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura permite no solo el petróleo fluya mas fácilmente sino que también resulta en una relación de movilidad favorable.

Clasificación de los procesos de recuperación térmica:


los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos. Aquellos q implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los q utiliza generación de calor en el propio yacimiento, estos procesos se les conoce como procesos in situ entre los cuales cabe destacar combustión in situ.

 métodos térmicos:

1)

Inyección de agua caliente:

es el método térmico de recuperación mas simple y seguro y dependiendo de las características del yacimiento puede ser económico y ventajoso es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza iinmisciblemente tanto por el agua caliente como el agua fría.  durante el proceso la zona vecina al pozo inyector se va calentando y a su vez parte del calor inyectado se pierde en las formaciones adyacentes

los mecanimos de desplazamiento en este proceso son: mejoramiento de la movilidad del petróleo y reducir viscosidad, reducción del petróleo residual por altas temperaturas. Expansión térmica del petróleo.


Inyección continua  de vapor


La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros,con arenas de alta permeabilidad o no consolidadas. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido. Los factores que favorecen la aplicación de este mecanismo son crudos con altas viscosidades, alta gravedad específica y espesores de arena gruesos

Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la formación. Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de producción hasta que este deje de ser económicamente rentable. A este proceso también se le denomina Inyección cíclica de Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela accidentalmente en 1957 en una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande.

El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte de del yacimiento.


. Combustión in situ

Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continua con la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión”[7], lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo. Según Carol Marzuola[8], (VenEconomía Vol.20 No. 10, Julio 2003) este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de combustión:

2.5.1. Combustión Convencional o “hacia adelante”

La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúMenes de gas. Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el depósito de las fracciones mas pesadas, en esa misma zona existe una segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente y que la tasa de producción sea más elevada

Combustión en reverso


Según Berry y Parrish [10] , la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente del aire, a donde exista mas concentración de oxigeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo que ocurra la reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir fácilmente hacia los productores. Es utilizado en petróleos viscosos.

Combustión húmeda


Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo frió se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo se mueva mas fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa de inyección del aire.

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