Mecanismos de recuperación primaria en crudos pesados

MECANISMOS DE RECUPERACION PRIMARIA

Muchos yacimientos de petróleo pesado contienen petróleo que no fluye fácilmente bajo las condiciones del yacimiento, lo que significa que la recuperación exitosa de este recurso se basa en el desarrollo de un mecanismo que desplaza el petróleo pesado en el yacimiento. Todos los depósitos tienen litología diferente y algunos de ellos son delgados o pequeños y el gas superpuesto o el agua subyacente puede causar contracción en ellos, lo que los hace candidatos pobres para los métodos térmicos de recuperación de petróleo. Eso significa que después de la aplicación de la recuperación primaria cualquier método adicional debe ser no térmico.

Las técnicas de recuperación primaria dependen completamente de las fuerzas naturales dentro del reservorio, por eso no es el método habitual de recuperación. Por ejemplo, la presión del gas natural disuelto en el petróleo o presente sobre el petróleo o las presiones naturales que rodean las rocas del yacimiento pueden ayudar en el flujo de petróleo.

La figura 1 muestra diferentes métodos y las técnicas básicas de recuperación primaria. Estas técnicas se utilizan principalmente para recuperar petróleo convencional en comparación con el petróleo pesado, que depende de la fluidez del petróleo en el yacimiento. La cantidad de petróleo que es recuperable depende de la temperatura del yacimiento y la permeabilidad de las rocas. Una temperatura alta en el yacimiento aumenta la fluidez. La permeabilidad de las rocas puede entenderse considerando el ejemplo de las rocas reservorio que son "apretadas", como en las lutitas, en las que el flujo de hidrocarburos está restringido, pero el petróleo fluye más libremente en el caso de las rocas permeables, como las areniscas.

Meyer y Attanasi (2003) mencionaron varios proyectos muy grandes que producen más de 100.000 barriles por día para petróleo pesado de aproximadamente 12 ° API. En la Faja Petrolífera Pesada (FAJA) en Venezuela, el rendimiento de recuperación de los métodos primarios es del 8 al 15%. Se espera que la producción de petróleo pesado de este cinturón dure 35 años a una tasa de producción de 600,000 barriles por día.

Firozabadi (2001) afirmó que la recuperación de la producción primaria en yacimientos de petróleo pesado puede llegar al 20%; los factores que lo hacen posible serán discutidos más adelante.

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Figura 1. Tres empujes básicos naturales.

Compresibilidad de la roca y de los fluidos: la compresibilidad es una propiedad vinculada al cambio de volumen de la roca o de los fluidos asociados a una variación de presión en el yacimiento. Este tipo de mecanismo enmarca la disminución del volumen del medio poroso, a medida que ocurre una expansión del material mineral de la roca al declinar la presión. Cabe mencionar que durante la producción disminuye es el volumen inicial de poros interconectados, por lo que la porosidad efectiva del yacimiento decae durante el cambio de presión. En contraste, los líquidos tienden a elevar su volumen y desplazarse a zonas de menor presión a medida que se expanden, así mismo cuando se habla de un fluido gaseoso su volumen tiende aumentar en mayor proporción que el de los líquidos, ya que son altamente comprensibles. Es importante recordar que este tipo de proceso, se aplica para yacimientos subsaturados, pocos consolidados.

Segregación Gravitacional: los estratos en el yacimiento presentan cierta inclinación inicialmente, lo que permite crear una configuración de los fluidos respecto a sus densidades tal como: agua/petróleo/gas. Cuando inicia el declive de la presión dicha configuración cambia, gracias a la acción de las fuerzas gravitacionales o viscosas. En este sentido, una vez que, se ha alcanzado el punto de burbujeo se comienza a liberar gas en el reservorio, el cual se desplazará hacia el tope de la estructura, mientras que el crudo tendera a fluir hacia abajo si ocurre un aumento de la permeabilidad vertical que se contraponga a las fuerzas viscosas del yacimiento, evitando que el gas se desplace hacia el pozo. Es importante señalar que este tipo de mecanismo presenta un factor de recobro dentro de un rango de 40 a 80% y para que exista la dirección de flujo vertical debe ofrecer menor resistencia.

1. EMPUJE HIDRAULICO

El empuje del agua es el accionamiento de fuerza de propulsión más eficiente impulsado por la naturaleza, impulsa el petroleo hacia un pozo al presurizar el petroleo recuperable con la ayuda de fuerzas de agua (como se muestra en la figura 2). En el campo de conducción de agua, se debe tener cuidado de que la tasa de extracción se ajuste, de modo que el agua se mueva de manera uniforme y siempre haya espacio disponible para ello mediante la extracción de hidrocarburos. La figura 2 muestra una estructura anticlinal, los flancos son los primeros en entrar en contacto con el agua.

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Figura 8. Empuje hidraulico

Este es el proceso más eficiente para conducir el petróleo a un pozo; funciona presurizando el petroleo ligero recuperable con la ayuda de fuerzas de agua en un campo impulsor de agua. En una estructura anticlinal, primero los pozos más bajos alrededor y luego el plano de agua y petroleo se mueve hacia arriba a medida que se producen hasta que alcanza la parte superior del anticlinal. Es necesario un descenso apreciable de la presión en el fondo del pozo cuando se abandona el pozo ya que desplaza el petróleo.  Este descenso de presión proporciona el gradiente de presión para causar la afluencia de agua. El diferencial de presión depende de la permeabilidad, lo que significa que se requiere menos presión para una mayor permeabilidad que cause la afluencia de agua. La recuperación de las mecanismos de recuperación primaria operadas correctamente puede llegar al 80%. La fuerza detrás de los empujes del agua puede ser la expansión del agua del yacimiento o la presión hidrostática o una combinación de ambos.

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