CAPÍTULO X - RECUPERACIÓN SECUNDARIA

X-I) Generalidades En muchos yacimientos del mundo, si no en la mayoría, alrededor de los 2/3 del petróleo “in situ” no son recuperados por las técnicas de la recuperación primaria y quedarían en los reservorios de no haber sido por la aparición de otras técnicas de recuperación, denominadas secundarias y terciarias; (la terminología indica un cierto orden en la aparición de estos métodos en la tecnología más que un orden en la aplicación de los mismos). Se acepta que la denominación primaria se refiere a los métodos donde no se inyecta ni materia ni energía para explotar el yacimiento; secundaria a la inundación con agua o gas, ya sea para el mantenimiento de presión o con el objeto de barrer el yacimiento , y terciaria a los métodos que comprenden técnicas nuevas, de avanzada, como inyectar soluciones químicas, producir combustión in situ, inyectar vapor, etc. Cualquiera de estos métodos pueden ser utilizados, independientemente de lo avanzado de la vida productiva del yacimiento, tal como comenzar a inyectar agua o gas en el mismo momento que comienza la explotación por primaria; o aplicar la combustión in situ a un yacimiento inexplotado, dado que, por tratarse de petróleos tan viscosos y pesados, resulte imposible movilizarlos con métodos convencionales. Inclusive muchos proyectos de Recuperación Secundaria comienzan como una forma de resolver un problema ambiental, para eliminar el impacto que provoca los efluentes de las purgas que se evacuan al campo. La condición para que un fluido se mueva dentro del reservorio hacia el pozo, es que exista un gradiente de presión de mayor valor que las resistencias al flujo, entendiendo por gradiente a la diferencia de presiones entre ambos lugares. El sentido del movimiento será en la misma dirección en que la presión disminuye, es decir en el sentido del gradiente de presión. En los reservorios los fluidos se encuentran confinados y entrampados sin posibilidad de moverse, sometidos a una determinada presión (presión de formación). Al atravesar esas formaciones con un pozo perforado, lo que se produce es la conexión de la presión de formación con una presión menor, dada por la columna de fluido contenida en el pozo y por la presión atmosférica. Esto produce la aparición de un gradiente de presión, cuyo sentido va desde la presión mayor (el reservorio) hacia una presión menor (el pozo), y si este gradiente es mayor que las resistencias del fluido a moverse, se producirá el movimiento de los mismos desde el reservorio hacia el interior del pozo, y por este hacia la superficie. Existen varias causas de fuentes de energía en los reservorios, que provocan el movimiento de los fluidos contenidos hacia el pozo, al producirse la perforación y consecuentemente la comunicación con las formaciones de petróleo y/o gas. Algunas de estas fuentes de energía pueden ser: · Expansión monofásica del petróleo o del gas.

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· Expansión del gas disuelto en el petróleo. · Empuje del casquete de gas, en caso que existiera ese tipo de yacimiento. · Empuje del agua de la acuífera. Según el tipo de drenaje, es decir estas fuentes de energía natural de que disponen los fluidos para moverse, será el comportamiento del yacimiento en el tiempo y la recuperación final o acumulada, por lo que resulta altamente conveniente identificar cuanto antes el tipo o los tipos de drenaje que gobiernan los reservorios, como para prever la recuperación primaria, la evolución de la producción y la aplicación de métodos de recuperación secundaria. Si bien es menos probable que exista un solo factor que gobierne el drenaje y más probable que el resultado sea una combinación de varios de ellos con empujes simultáneos, se puede indicar un orden de magnitud de la recuperación primaria de petróleo, (expresado como porcentaje o fracción del volumen originalmente presente que puede producirse por método de explotación primaria solamente) en función de cuál es el tipo de drenaje que domine a ese reservorio. Si el efecto dominante es el drenaje por expansión monofásica, la recuperación primaria de petróleo será generalmente muy baja, del orden del 5%, considerando solamente este factor. Si existe además una expansión por gas disuelto, la recuperación puede llegar a un 20%, y en aquellos yacimientos que cuentan con gas-cap, la recuperación puede ser del orden del 40% como máximo. Los mayores índices de recuperación primaria se obtienen en los yacimientos cuyo drenaje es por empuje de agua, donde se pueden obtener valores máximos de 60/65%. Como vemos, se pueden dar una gama de valores muy amplios que impactarán notablemente sobre la rentabilidad de los proyectos. Por lo tanto, es imprescindible que los reservoristas y los geólogos trabajen en el conocimiento de los criterios de identificación de los diferentes tipos de drenaje, en los métodos de previsión del comportamiento de los reservorios y en aprovechar las condiciones favorables de cada uno durante la vida productiva, de manera de recomendar las mejores prácticas para una explotación racional.

X-II) Mantenimiento de presión vs recuperación secundaria Una regla básica recomendada para la explotación racional de un yacimiento, es que debe permitir la extracción del mayor volumen de hidrocarburos existente en cada reservorio. Idealmente, un reservorio continuo debería ser explotado manteniendo tanto como sea factible sus condiciones de presión originales, por lo que debería considerarse desde el principio el mantenimiento de dichas presiones. Pueden existir reservorios discontinuos y/o lenticulares que no estén cubiertos por esta regla, salvo que por su magnitud cada lente constituya un verdadero reservorio separado.

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El conocimiento temprano de nuestros yacimientos es muy importante a fin de establecer algunas reglas básicas que hacen a su desarrollo, vinculadas a: la ubicación de los pozos; al distanciamiento entre los mismos; la apertura o no de capas gasíferas que puedan modificar las condiciones; a la aplicación de técnicas de estimulación; a la inyección de fluidos (gas o agua) en época temprana; etc. Pero también, de un buen conocimiento previo se han de determinar algunas reglas básicas para evitar condiciones operativas desfavorables durante la vida productiva del mismo, relacionadas con los regímenes de extracción. Por lo tanto, es seguro que todos estas cuestiones se han de desarrollar armónicamente en la medida que se practique un serio trabajo en equipo e interactuado entre el personal afectado a la supervisión de campo, el de ingeniería de producción y el de reservorios y geología. A medida que los fluidos del pozo son producidos, la energía disponible de la capa disminuye y el gradiente de presión se hace menor, por lo que es menor también el fluido que llega al pozo. Se dice que la producción “declina”, hasta que puede ocurrir que la energía natural disponible se agote y la zona quede completamente “depletada”, es decir sin presión suficiente como para generar un gradiente que movilice el petróleo hasta el interior del pozo. En este punto de la evolución de la vida productiva se diría que finaliza la producción “primaria”, lo que no significa que no quede petróleo en la formación, sino todo lo contrario si se piensa que sólo se pudo haber recuperado hasta ese momento, un 20% de la reserva total. Para reiniciar la producción será necesario aplicar técnicas con dos objetivos diferentes: · para restituir los valores del gradiente de presión o represurizar el sistema · para aumentar la capacidad de moverse del petróleo, (hacerlo menos viscoso por ejemplo) Todas estas diferentes técnicas están dentro de las denominadas “de recuperación asistida” entre las que se cuenta la “Recuperación Secundaria”, cuyo objetivo es el primero de los dos mencionados, o sea represurizar el yacimiento a través de la inyección de agua a la formación productiva, de manera de llenar el espacio vacío dejado por el petróleo producido y, en una segunda etapa, producir un frente de empuje para movilizar el petróleo remanente hacia los pozos productores. Un esquema del circuito que se produce entre la inyección y la producción se observa en la figura X-1.

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Fig. N° X-10 Algunos autores proponen distinguir entre las técnicas de “mantenimiento de presión” y “recuperación secundaria” proponiendo a la primera, para cuando la inyección se realiza en fecha temprana en la vida del yacimiento, sin que haya descendido la presión de formación, mientras que “recuperación secundaria” se aplicaría cuando ya se ha avanzado mucho en la explotación primaria, y por lo tanto las presiones del yacimiento son bajas. En ambos casos la inyección de agua se realiza a través de pozos inyectores, (perforados a tal efecto o reconvertidos algunos de los productores existentes o utilizados pozos que estaban fuera de servicio), los que estarán distribuidos e intercalados con los productores según mallas o sistemas, seleccionados por la ingeniería de reservorios y la geología. Una vez disponibles los pozos inyectores y equipados convenientemente, se procede a inyectar el agua a determinados caudales establecidos en el proyecto. La primer etapa del proceso de Recuperación Secundaria es justamente el llenado del reservorio que se pretende energizar (fill up), para lo cual será necesario un volumen de agua muy importante. La segunda etapa se produce cuando, una vez completado el llenado, comienza el incremento de la presión y el empuje que el frente del agua hace sobre el petróleo, movilizándolo hacia los pozos productores.

X-II-I) Estudios preliminares Antes de decidir la aplicación de un método de recuperación asistida, es esencial que se haga un completo estudio de las condiciones del reservorio y del campo. El requisito más importante para determinar el beneficio de un proyecto de recuperación secundaria es que debe haber una cantidad suficiente de petróleo producible en el yacimiento, por lo que las cantidades relativas de petróleo, gas y agua son importantes para determinar la efectividad del desplazamiento. Debe ser analizada toda la información relacionada a registros de pozos y las historias de producción primaria, condiciones de depósito geológico, carácter de la roca y de los fluidos contenidos y distribución de petróleo, gas y agua en todo el reservorio; es decir, las condiciones estructurales, estratigráficas y litológicas.

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Se deben realizar estimaciones de los desarrollos adicionales y costos de producción, donde la profundidad de los reservorios tendrá influencia decisiva. Desde ya que para aplicar estas técnicas, debe existir continuidad geológica y uniformidad en la porosidad y permeabilidad de las rocas productoras, de tal manera que los pozos inyectores estén en contacto hidráulico con los productores. La cantidad de pozos inyectores, los volúmenes de agua y los caudales de inyección son también de fundamental importancia definirlos correctamente, a fin de no provocar canalizaciones del frente del agua y dejar atrás, sin movilizar, importantes volúmenes de petróleo. El espesor, las características de las rocas y la cantidad de fluidos contenidos pueden determinarse mejor perforando nuevos pozos si fuera necesario, entre los productores más viejos, y sacando núcleos de muestras de toda la capa productiva. Estas muestras se pueden someter a pruebas de laboratorio para determinar porosidad, distribución de tamaño de granos, permeabilidad, saturaciones, contenido de arcillas, etc. Además de estas consideraciones de los aspectos mineros, que hacen al reservorio para obtener la máxima recuperación, se deben tener en cuenta otros factores, técnicos y operativos, a fin de lograr las mejores condiciones de inyección a las formaciones. El objetivo final será obtener las mayores eficiencias de barrido en las mejores condiciones económicas. Los diversos factores enunciados a tener en cuenta en un proyecto de Recuperación Secundaria, son, entre otros, los siguientes: · El método de recuperación secundaria a emplear para el diseño y cálculo del proyecto. · Las fuentes de abastecimiento de agua, en caso de existir más de una. · Producción, almacenaje y tratamiento del agua de inyección. · Necesidad de instalaciones de superficie y equipos. · Esquema de inyección a aplicar, para lograr la máxima recuperación de hidrocarburos con la mínima producción de agua. · Distribución de pozos inyectores. · Diseño del tipo de inyección dentro de los pozos inyectores (a una sola capa o selectiva). · Equipamiento de los pozos inyectores. · Previsión y elección de los sistemas de extracción de grandes volúmenes para los pozos productores. · Previsión de futuros problemas operativos en pozos e instalaciones de extracción. · Rediseño del sistema de transporte de los fluidos de las baterías hacia las plantas. · Verificación de las instalaciones de las plantas de tratamiento frente a las nuevas condiciones de tratamiento.

X-III) Obtención y tratamientos del agua Cualquier proyecto de inyección necesitará importantes volúmenes de agua para inyectar, que estará estimado dentro del diseño del proyecto realizado por la ingeniería y geología. El agua puede ser obtenida del mar, de ríos y/o lagos, de

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napas freáticas o recuperada de la producción de petróleo, separando el agua asociada. Deberán efectuarse análisis químicos y físicos detallados para determinar sus características, tendencia a incrustaciones y corrosividad, así como ensayos de compatibilidad para asegurarse que no haya problemas en mezclarse con el agua de la formación productiva de petróleo. Cada una de las distintas fuentes de agua será analizada, según la ubicación y magnitud del proyecto, considerando los tratamientos que se deban hacer, las posibilidades técnicas de realizarlos y sus costos. Para evaluar las napas freáticas será necesario perforar pozos y realizar ensayos a caudales equivalentes a los que se necesitarán, de manera de asegurar la continuidad de los mismas aún con la extracción de grandes volúmenes.

X-III-I) Agua de purga Se trata del agua asociada a la producción de petróleo y que se separa en las plantas de tratamiento del petróleo o en plantas intermedias de deshidratación. La utilización de este tipo de agua es lo mejor, ya que al mismo tiempo que se dispone de la misma, se evitan los graves impactos al medio ambiente que originan su deposición o evaporación en superficie. Para captarla será necesario armar un sistema colector de distintas baterías y concentrarlas en el punto de tratamiento y bombeo, si es que no se tiene en el yacimiento una planta deshidratadora que concentre toda la producción de la zona. Cuando este agua sale de la planta deshidratadora posee gran cantidad de sólidos en suspención, contaminantes de hidrocarburos, sales disueltas y oxígeno inestable. Para que se pueda inyectar sin ocasionar problemas posteriores, se la debe preparar de manera de quitarle todo tipo de contaminante, eliminarle los sólidos y el oxígeno e inhibirla respecto al desarrollo de colonias de bacterias, para lo que el agua tiene una gran facilidad.

X-III-II) Eliminación de sólidos Es fundamental contar con una calidad excelente en el agua de inyección, por que los problemas posteriores que se pueden ocasionar, si se inyecta agua de mala calidad, pueden ser de tal magnitud que pueden transformar en antieconómico un proyecto. Los sólidos contenidos deben ser eliminados o al menos estar en un valor mínimo, estipulado según las condiciones del reservorio, para evitar taponamientos o restricciones que se manifestarán con aumento de la presión de inyección o con disminución del caudal. Para expresar la cantidad de sólidos contenidos en el agua se utiliza una unidad de medida, las partes por millón (ppm). En el ingreso a una planta de tratamiento, el fluido puede contener unas 1.000 ppm y a la salida del tratamiento debería contener 5 ppm o menos. Como los sólidos contenidos en el agua de purga son de muy pequeña masa, son arrastrados por la corriente y no se separarán mientras el fluido se mueva. Por lo tanto, un primer paso para eliminarlos es aquietar el flujo, de manera que se produzca la precipitación. El tratamiento se puede realizar en grandes tanques cerrados o en piletas, con fondo y paredes revestidas para evitar la contaminación, con capacidad para contener el agua por varios días en reposo.

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Los sólidos mas finos que queden después de pasar por los tanques o las piletas, generalmente pueden eliminarse en otros equipos, denominados equipos depuradores de agua (Wenco), que constan de recipientes cerrados por donde circula muy lentamente al agua a tratar, mientras se inyecta desde abajo una corriente de gas de muy baja presión para que forme pequeñas burbujas que arrastrarán hacia arriba las partículas sólidas más finas. Luego de estos equipos el fluido pasa por filtros en serie con las corrientes de agua. Son filtros de gran tamaño, de diferentes mallas según el tamaño de sólidos a eliminar, preparados para ser limpiados haciendo circular el agua a contracorriente o reemplazando la arena, grava, cáscara de nuez, etc., utilizada como lecho de filtración. Con todos estos procesos es posible obtener un agua en óptimas condiciones de inyección. En la figura X-2 se observa, de la Planta de Inyección en Los Perales, un primer plano de un equipo utilizado para la eliminación de sólidos, generalmente ubicado antes de ingresar al Wenco, de manera de eliminar los sólidos de mayor tamaño y en la figura X-3 un vista más general de dicha planta, donde se puede ver a la izquierda, en primer plano, un equipo Wenco.

X-IIIEl propinesvolúmezsal dSi lade utrathace

X-IVDesdinye

Fig. N° X-2

-II) Eliminación de oxígeno oxígeno libre que contenga el agiedades corrosivas que contiene. Detable contenido, será el tratamientmenes no muy grandes de agua, el ocla con productos químicos, llamadosenominada sulfito de sodio. cantidad de oxígeno es importante, n equipo industrial, como puede ser

amiento de altos caudales de agua, d antieconómico.

) Distribución y controles del agua dee la planta de tratamiento se deberctores con suficiente presión como p

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Fig. N° X-3

ua es necesario eliminarlo por las pendiendo de la cantidad de oxígeno

o a aplicar. Para valores pequeños y xígeno se puede eliminar utilizando su secuestrantes, siendo el más común la

será conveniente analizar la instalación una torre desgasificadora, apta para el onde el uso de productos químicos se

inyección á hacer llegar el agua hasta los pozos ara inyectar a las capas determinadas

los caudales establecidos para cada pozo, para lo cual será necesario montar todo un sistema de bombeo a alta presión y de distribución. Todos los elementos utilizados y cañerías deberán ser aptas para soportar altas presiones, parámetro que deberá estar bien estudiado pues, a medida que se produce el llenado del reservorio, el requerimiento de presión va aumentando con el tiempo, por lo que tendremos que diseñar el sistema al valor máximo que alcanzará la misma. En general las bombas inyectoras estarán ubicadas en la misma planta de tratamiento y enviarán el agua a una cañería troncal principal, de donde saldrán otras cañerías secundarias como derivaciones hasta los distribuidores o “satélites de inyección”. Los satélites se instalan cerca de un grupo de pozos inyectores, y constan de : válvulas de regulación de caudal; caudalímetros y manómetros para medir la presión de inyección por cada pozo inyector. En la figura X-4 se puede observar un satélite típico de inyección, con la línea general de llegada, (a la izquierda) y las salidas a cada uno de los pozos, en menor diámetro.

Fig. N° X-4

De los satélites de inyección sale una “línea de inyección” que llega hasta la boca del pozo inyector, con la cantidad de agua establecida para ese pozo en particular. Durante la inyección es necesario registrar algunos parámetros que hacen al seguimiento del proyecto. En lo que se refiere al llenado y a la evolución en el reservorio, se registran diariamente el caudal inyectado por pozo y la presión correspondiente a ese caudal. Además, con cierta frecuencia, se deberá analizar el agua a fin de asegurarse del mantenimiento de su calidad, es decir se registra contenido de sólidos, de hidrocarburos, de oxígeno y colonias de bacterias, además de otros análisis más especiales, desde el punto de vista químico, para verificar la compatibilidad con el agua de formación. Como se puede concluir, el control del agua de inyección es de fundamental importancia para la vida del proyecto de Recuperación Secundaria, pero no sólo en lo que respecta a su calidad, sino que es tan o más importante, disponer continuamente de la cantidad necesaria para abastecer sin interrupciones las necesidades de inyección en todos los pozos inyectores. Las interrupciones en la

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inyección son por demás negativas en la distribución de los fluidos dentro del reservorio, además de la menor producción que se registra en los pozos productores que ya tienen alguna respuesta al empuje del frente del agua.

X-V) Pozos inyectores En general la puesta en marcha de un proyecto de recuperación secundaria ocurre cuando el yacimiento se encuentra en un cierto grado de desarrollo. Por lo tanto, se trata de recurrir a un diseño de distribución de pozos inyectores que contemple los pozos existentes, evitando en lo posible perforar nuevos pozos. No siempre es posible hacerlo, pero en la medida que se pueda utilizar la geometría disponible, la economía del proyecto se verá favorecida. Según sea la manera de distribuir los pozos inyectores respecto a los productores, se tendrá diferentes modelos de diseños o mallas. En algunas distribuciones hay tantos pozos inyectores como productores y sólo varían en la ubicación, y en otras hay más pozos productores que inyectores. Según el modelo que se adopte, tendremos mallas cuadradas, triangulares, rectangulares, exagonales, etc. y puede resultar cada pozo inyector rodeado por 3 (tres), 4 (cuatro) ó 6 (seis) productores, o puede seleccionarse una disposición de inyección periférica, en la cual los pozos de inyección se distribuyen según una línea, alternado inyectores y productores entre si. La elección del modelo dependerá, entre otras cosas, del tipo de yacimiento disponible, de la distribución existente de pozos productores y del modelo matemático de simulación elegido para el proyecto. Cuando se trata de convertir pozos productores existentes en inyectores es necesario estudiar la conveniencia y/o la posibilidad del reacondicionamiento, a causa de los costos y dificultades que puedan involucrar las reparaciones requeridas. Los problemas más graves generalmente son debidos a cementaciones deficientes o roturas de cañerías de entubación por corrosión, por lo que el estado de los pozos muchas veces no permite efectuar la conversión. Existen muchas técnicas y herramientas especiales de diagnóstico para evaluar el estado de los pozos, así como también se ha desarrollado un alta tecnología para realizar reparaciones de cañerías y de pozos en general, pero frente a una situación como la descripta es fundamental realizar un balance técnico-económico para decidir entre reparar pozos existentes o perforar nuevos inyectores. Una vez decidido cuántos y cuáles serán los pozos inyectores, la ingeniería determina, en función de las capas productivas destinadas al proyecto, a cuáles de ellas y en qué pozo es necesario inyectar el agua. La instalación de superficie de un pozo inyector es sumamente sencilla, pues consta de un cabezal con una válvula de alta presión y una toma para la medición y sacada de muestra. La conexión a la línea se hace mediante una manguera o flexible de alta presión para eliminar las vibraciones. (Figura X-5)

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En lo que respecta a la instalación de subsuperficie, puede darse el caso que dentro de un mismo pozo existan varias capas a las que habrá que inyectarle agua en forma selectiva, por lo que será necesario contar con un diseño dentro del pozo que permita separar el caudal e inyectar lo que le corresponda a cada una de la capas por separado. Es lo que se denomina como “inyección múltiple” o “multietapa” o “selectiva”. Esto se logra bajando al pozo una columna de tubing cerrado en el fondo con un tapón, (figura X-6) por donde se inyectará el caudal total, suma de los caudales correspondientes a todas las capas a inyectar. Frente a cada zona se ubica una válvula especial, que tiene la función de dejar pasar solamente un determinado caudal para la que ha sido regulada. Por otro lado, estas capas están separadas y aisladas entre sí por unas herramientas especiales denominadas “packers”, (figura X-7) que se bajan al pozo junto con los tubing, de manera que el agua inyectada desde superficie no tiene otro camino que seguir, como no sea pasar por las válvulas reguladoras y entrar en las formaciones enfrentadas a las mismas.

Fig. N° X-6 Fig. N° X-7

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Controlando los caudales con ensayos realizados con el pozo inyectando, se puede verificar que dichas capas reciban la cantidad de agua programada, de manera que los reservoristas puedan realizar el seguimiento de sus pronósticos de llenado del yacimiento.

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