Recuperación Mejorada (1/2)
RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR)
Recuperación mejorada es un término general que describe procesos diferentes a la recuperación primaria. La inyección de agua y de gas son los procesos más comunes y conocidos.
La industria del petróleo, al igual que otras industrias existen debido a que comercializan productos por un beneficio económico. Por eso es extremadamente importante que cada fase de la actividad de una compañía sea conducida con un objetivo claro.
Los objetivos específicos y detalles de la operación para una compañía en particular puede variar ligera o significativamente de las otras compañías, dependiendo principalmente de la economía y estructura del mercado, pero cada una desea optimizar la economía de su operación.
La Ingeniería de Reservorios no es una ciencia exacta, y nunca lo será ya que involucra muchos parámetros que no pueden ser medidos o definidos; sin embargo, la investigación y la experiencia han producido conocimiento substancial que es bastante adecuado para servir como una base para proporcionar recomendaciones que sean útiles en el desarrollo y operación de un campo, sobre la base de la tecnología actual, para obtener la óptima recuperación económica de un reservorio.
Factores Importantes en el Diseño de Operaciones de Inyección
Tiempo
Se debe tener especial cuidado en lo que respecta al tiempo óptimo para el inicio de la inyección física. En todos los casos se debe reconocer que la necesidad de inyección en un reservorio es obtener objetivos específicos.
El tiempo óptimo para iniciar un proyecto de inyección está relacionado a menudo con el proceso más apropiado para el reservorio motivo del estudio.
Fluidos de Inyección
En los proyectos de inyección, ciertos parámetros son fijos y escapan al control del Ingeniero. Estos incluyen propiedades del crudo del reservorio, propiedades de la roca, estratificación geológica, fallamiento y profundidad. Por otro lado, el Ingeniero puede varias algunos parámetros tales como fluido para inyección, presión de inyección, patrón y tasa de inyección.
Recuperación Esperada
La predicción de la recuperación de petróleo requiere de:
1. La cantidad del petróleo original en sitio.
2. La recuperación por depletación primaria que ocurrió antes del inicio de la inyección.
3. La saturación de petróleo al inicio de la inyección y la saturación residual de petróleo después del proceso de desplazamiento y como se distribuye en el reservorio.
4. La fracción del reservorio a ser barrida, y
5. Tasa de producción e inyección.
Se requiere de suficientes datos para determinar estas cantidades. Algunas fuentes de estos datos son listadas en la tabla siguiente:
Recuperación mejorada es un término general que describe procesos diferentes a la recuperación primaria. La inyección de agua y de gas son los procesos más comunes y conocidos.
La industria del petróleo, al igual que otras industrias existen debido a que comercializan productos por un beneficio económico. Por eso es extremadamente importante que cada fase de la actividad de una compañía sea conducida con un objetivo claro.
Los objetivos específicos y detalles de la operación para una compañía en particular puede variar ligera o significativamente de las otras compañías, dependiendo principalmente de la economía y estructura del mercado, pero cada una desea optimizar la economía de su operación.
La Ingeniería de Reservorios no es una ciencia exacta, y nunca lo será ya que involucra muchos parámetros que no pueden ser medidos o definidos; sin embargo, la investigación y la experiencia han producido conocimiento substancial que es bastante adecuado para servir como una base para proporcionar recomendaciones que sean útiles en el desarrollo y operación de un campo, sobre la base de la tecnología actual, para obtener la óptima recuperación económica de un reservorio.
Factores Importantes en el Diseño de Operaciones de Inyección
Tiempo
Se debe tener especial cuidado en lo que respecta al tiempo óptimo para el inicio de la inyección física. En todos los casos se debe reconocer que la necesidad de inyección en un reservorio es obtener objetivos específicos.
El tiempo óptimo para iniciar un proyecto de inyección está relacionado a menudo con el proceso más apropiado para el reservorio motivo del estudio.
Fluidos de Inyección
En los proyectos de inyección, ciertos parámetros son fijos y escapan al control del Ingeniero. Estos incluyen propiedades del crudo del reservorio, propiedades de la roca, estratificación geológica, fallamiento y profundidad. Por otro lado, el Ingeniero puede varias algunos parámetros tales como fluido para inyección, presión de inyección, patrón y tasa de inyección.
Recuperación Esperada
La predicción de la recuperación de petróleo requiere de:
1. La cantidad del petróleo original en sitio.
2. La recuperación por depletación primaria que ocurrió antes del inicio de la inyección.
3. La saturación de petróleo al inicio de la inyección y la saturación residual de petróleo después del proceso de desplazamiento y como se distribuye en el reservorio.
4. La fracción del reservorio a ser barrida, y
5. Tasa de producción e inyección.
Se requiere de suficientes datos para determinar estas cantidades. Algunas fuentes de estos datos son listadas en la tabla siguiente:
DATOS REQUERIDOS PARA ESTIMAR
LA RECUPERACION EN OPERACIONES DE INYECCION
Petróleo en-sitio
Suficiente número de pozos para definir extensión areal.
Perfiles de pozos para definir sección productiva y contenido.
Medidas de núcleos para porosidad, saturación de agua y a veces presión capilar; estos datos también sirven como base para calibración de los perfiles.
Cálculos de balance de materiales basado en presión del reservorio e historia de producción para confirmar estimados volumétricos del petróleo en sitio.
Perfiles de pozos para definir sección productiva y contenido.
Medidas de núcleos para porosidad, saturación de agua y a veces presión capilar; estos datos también sirven como base para calibración de los perfiles.
Cálculos de balance de materiales basado en presión del reservorio e historia de producción para confirmar estimados volumétricos del petróleo en sitio.
Comportamiento Primario
Producción de petróleo, gas y agua por pozo.
Presiones a partir de pruebas periódicas.
Propiedades de los fluidos.
Medidas de permeabilidad relativa de núcleos para las fases desplazante y desplazada.
Datos geológicos de pozos no productivos y fuera de los límites productivos para asistir en la determinación del mecanismo de impulsión primario.
Producción de petróleo, gas y agua por pozo.
Presiones a partir de pruebas periódicas.
Propiedades de los fluidos.
Medidas de permeabilidad relativa de núcleos para las fases desplazante y desplazada.
Datos geológicos de pozos no productivos y fuera de los límites productivos para asistir en la determinación del mecanismo de impulsión primario.
Fracción del reservorio a ser barrido
Medidas de núcleos para variación en permeabilidad y contenido.
Secciones transversales y pruebas de interferencia de presión para determinar continuidad del reservorio entre pozos.
Estratificación a partir de medidas de núcleos y perfiles.
Orientación de permeabilidad.
Patrón de inyección seleccionado.
Viscosidad de lo fluidos y permeabilidad relativa.
Comportamiento al barrido areal del patrón de inyección seleccionado.
Medidas de núcleos para variación en permeabilidad y contenido.
Secciones transversales y pruebas de interferencia de presión para determinar continuidad del reservorio entre pozos.
Estratificación a partir de medidas de núcleos y perfiles.
Orientación de permeabilidad.
Patrón de inyección seleccionado.
Viscosidad de lo fluidos y permeabilidad relativa.
Comportamiento al barrido areal del patrón de inyección seleccionado.
Tasas de Inyección y Producción
Permeabilidad efectiva del reservorio a partir de núcleos, pruebas de presión y de índice de productividad.
Curvas de permeabilidad relativa para las fases desplazante y desplazada.
Condiciones en la cercanía a los pozos sujetos a análisis de presión.
Presión de inyección.
Propiedades de los fluidos.
Tasas estimadas a partir de cálculos.
Optimización de la Operación
La selección del mejor proceso requiere de un estudio de:
1. Comportamiento primario,
2. Fuente del fluido de inyección,
3. Costos para diferentes fluidos de inyección, y
4. Eficiencia de desplazamiento de los diferentes fluidos.
La selección de la mejor manera de llevar a cabo la operación requiere de un estudio de:
1. El tiempo para iniciar la operación,
2. Mantenimiento de presión,
3. Mantenimiento de presión parcial,
4. Estimulación a los pozos,
5. Perforación adicional, y
6. Elección del patrón.
Permeabilidad efectiva del reservorio a partir de núcleos, pruebas de presión y de índice de productividad.
Curvas de permeabilidad relativa para las fases desplazante y desplazada.
Condiciones en la cercanía a los pozos sujetos a análisis de presión.
Presión de inyección.
Propiedades de los fluidos.
Tasas estimadas a partir de cálculos.
Optimización de la Operación
La selección del mejor proceso requiere de un estudio de:
1. Comportamiento primario,
2. Fuente del fluido de inyección,
3. Costos para diferentes fluidos de inyección, y
4. Eficiencia de desplazamiento de los diferentes fluidos.
La selección de la mejor manera de llevar a cabo la operación requiere de un estudio de:
1. El tiempo para iniciar la operación,
2. Mantenimiento de presión,
3. Mantenimiento de presión parcial,
4. Estimulación a los pozos,
5. Perforación adicional, y
6. Elección del patrón.
Fuente:
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/EOR107.html
