FACTORES RECUPERACIÓN

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. 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.

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.

Recuperación secundaria

A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo.

 

 

Recuperación Secundaria. Planta de Inyección de Agua.

 

 

La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

Recuperación terciaria (Recuperación asistida)

Recuperación asistida es el término que utiliza la industria petrolera pira describir las técnicas que se utilizan para extraer más petróleo de reservorios subterráneos, que el que se obtendría por mecanismos naturales o por la inyección de gas o agua. Los métodos convencionales de producción dejan en el reservorio una cantidad de petróleo que queda allí por ser demasiado viscoso o difícil de desplazar. El petróleo también podría quedar atrapado por capilaridad en las zonas inundadas del reservorio o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento.

En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento.

Mecanismos de empuje natural de un yacimiento

La mayoría de los yacimientos petroleros poseen alguna forma de energía almacenada, que

permite en algunos casos que él mismo produzca sus fluidos. Si un yacimiento tiene suficiente

energía, el pozo tendrá flujo natural, en caso contrario una serie de técnicas artificiales se utilizan

para poner a producir el yacimiento.

Existen distintos tipos de empuje natural en los yacimientos, dentro de los cuales tenemos:

Empuje por agua:

Se considera que existe este tipo de empuje, cuando la fuente predominante de energía viene del agua que penetra los límites del yacimiento. Debido a que el agua tiene una compresibilidad menor que la del aceite, el volumen de agua que entra al yacimiento debe ser mucho mayor que el volumen de aceite que está siendo removido del yacimiento para mantener la presión.

Los yacimientos por empuje de agua son los más eficientes productores. Se alcanzan factores

máximos de recobro hasta del 45% bajo condiciones geológicas favorables y adecuadas técnicas

de explotación.

Empuje por capa de gas:

En los yacimientos con empuje por capa de gas, el gas se expande y desplaza al aceite hacia los pozos productores. Si la capa de gas es grande, la formación productora tendrá un buen soporte de presión y la tasa declinará muy lentamente, hasta que la capa de gas alcance a los pozos productores.

La eficiencia de recobro en este tipo de yacimiento alcanza valores hasta del 35% bajo condiciones

geológicas favorables.

Empuje por gas en solución:

Este es también conocido como empuje por gas interno, empuje por gas disuelto, empuje por

expansión de fluidos o empuje volumétrico. La fuente predominante de energía para un yacimiento

que produce por empuje por gas en solución, proviene de la expansión del gas que es liberado del

aceite a medida que la presión de yacimiento decrece y la habilidad del aceite para mantener el

gas disuelto disminuye.

Generalmente se requiere implementar un método de levantamiento artificial desde el comienzo de

la vida de producción del yacimiento. Un yacimiento con este tipo de empuje puede alcanzar un

recobro máximo de 20 a 25% del aceite que inicialmente existía.

Empuje combinado:

Una condición natural de empuje combinado existe cuando hay más de una fuente natural de

empuje en la formación. Empuje de agua y empuje por gas suelen aparecer juntos muy a menudo.

En este tipo de yacimiento, la presión es ejercida por la expansión de la capa de gas que está

arriba de la capa de aceite y por el agua que está continuamente presionando por debajo. Es

extremadamente necesario cañonear correctamente sobre la zona de aceite con el fin de mantener

la presión natural existente en la formación y evitar que las relaciones agua- aceite o gas- aceite se

incrementen considerablemente de manera muy temprana.

La eficiencia de recuperación en yacimientos de empuje combinado, es generalmente mejor que

cualquier yacimiento con un solo tipo de empuje. Este factor de recobro puede alcanzar hasta un

55 a 60% del aceite que había inicialmente en el yacimiento, aunque suele aproximarse en la

mayor parte de los casos a recuperaciones del 50%.

Empuje por segregación gravitacional:

En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve

hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical.

Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas

gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de

estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un

mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran

buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es

paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos

el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Las

recuperaciones pueden ser bastante grandes si se aprovechan adecuadamente las condiciones de

explotación de este tipo de yacimientos, oscilando entre un 40 y un 60%.

Empuje por compactación y subsidencia:

La producción de fluidos de un reservorio, incrementará la diferencia entre la presión de

sobrecarga (Overburden) y la presión del poro, lo que originará una reducción del volumen poroso

del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie. La recuperación de petróleo

mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es

alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y

pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de

petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como colapso al casing y

reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad.

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Fig. 1- Esquema de pozo surgente

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más

antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite elmovimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.

b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

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

e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.

f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.

Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina. 

Fig. 3- Bombeo electrosumergible 

Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing 

Fig. 5- Esquema de Plunger LiftEn la Argentina, en enero de 1999, sobre un total de 13.984 pozos en extracción efectiva, 387 (2,8%) fueron surgentes. En cuanto a procedimientos artificiales, la distribución fue la siguiente:Sistema Nº de pozos Porcentaje

Bombeo mecánico 11.295 80,8

Gas Lift 259 1,8

Bombeo hidráulico 204 1,5

Plunger Lift 225 1,6

Bombeo electrosumergible 941 6,7

Bombeo por cavidades progresivas 673 4,8