Metodos De Produccion

Factor de Recuperación (fr)

El factor de recuperación es la relación existente entre el volumen original de petróleo, o gas, a condiciones atmosféricas y la reserva original de un yacimiento es decir el Porcentaje hidrocarburo extraído de un yacimiento con relación al volumen total contenido en el mismo.

Partiendo de la definición de reserva como el producto del volumen original de hidrocarburos (N o G) por el factor de recuperación, R y una vez que se han establecido los métodos Volumétricos y de Balance de Materia para determinar los volúmenes originales de hidrocarburos, queda por discutir el establecimiento del Factor de Recuperación.

Tipos de Factor de Recuperación.

Recuperación Primaria

Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.

La recuperación primaria se puede aplicar para petróleo de gravedad API muy baja. Generalmente éste es el método preferido, si resulta económico. Los factores clave para tener una producción primaria exitosa son la energía del reservorio (presión del reservorio y cantidad de gas disuelto) y la movilidad del petróleo (permeabilidad/viscosidad del aceite).

En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática, lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la compactación de sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de una bolsa de gas. Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo. O bien se bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento con gas; este consiste en inyectar gas en fondo de pozo de tal forma que el fluido producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja para llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento.

El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la planificación de la explotación ulterior. La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero activo.

Antaño se explotaba el yacimiento en recuperación primaria hasta que los gastos de explotación se vuelvan prohibitivos, en cuyo momento se pasaba a los métodos de recuperación secundaria. Hoy en día se inician las operaciones de recuperación secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia del método de explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de optimización.

Las innovaciones tecnológicas han incrementado las aplicaciones de la recuperación primaria e inyección de agua en yacimientos de aceite pesado.

Recuperación Secundaria

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).

Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas natural. El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos.

Recuperación Terciaria y/o Mejorada

Son todos los procesos que se llevan a cabo para recuperar más petróleo del que se podría recuperar empleando métodos de producción primaria o secundarios.

El objetivo de este tipo de producción es:

 Mejorar la razón de movilidad.

 Aumentar el número capilar, a mayor número capilar menor saturación residual de petróleo.

Esto se hace con la finalidad de producir ese petróleo remanente que queda en la roca una vez que ha finalizado la producción primaria y/o secundaria. Cabe destacar que la aplicación de esta metodología depende del precio del petróleo y de las ganancias, puesto a que la tecnología empleada es muy costosa y compleja.

Si después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:

 A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas capilares.

 A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.

Con el aumento del precio del crudo en la década de los 70, ya se volvió económico inyectar otra cosa que agua con el propósito de aumentar la recuperación final y se realizaron numerosas investigaciones en este sentido.

Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilización de solventes miscibles con el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir

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