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petroleo
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Definir recobro primario, secundario, terciario, térmicos, procesos mejorados
del crudo y sus diferencias.
La relación expresada en porcentaje que existe, de acuerdo con métodos
reconocidos por la industria petrolera, entre el hidrocarburo que puede ser
recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el mismo
yacimiento, se conoce como (Fr) factor de recobro.
Luego de hacerse la completacion de un pozo y esta en condiciones de
producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en
funcionamiento por flujo natural, conocido como recobro primario.
Recobro primario depende de varias circunstancias, tales como la
profundidad del yacimiento, su presión inicial, la permeabilidad, la porosidad,
heterogeneidad, etc., el fluido llegara a la superficie con caudales satisfactorios
o no satisfactorios desde un punto de vista económico. Los fluidos de un
yacimiento (crudo, gas y agua) entran a los pozos productores después que
estos son cañoneados, los fluidos impulsados por la presión a la que están
confinados en el mismo, si la presión es suficiente, el pozo producirá crudo sin
necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos este flujo decrece y el
pozo muere. Para proseguir con la extracción de procede a la utilización de
métodos de levantamiento artificial.
Los yacimientos tienen tres tipos principales de recobro primario o “empuje
natural”:
- Empuje por gas disuelto. La fuerza propulsora es el gas disuelto en el
crudo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión.
- Empuje por capa de gas. Es cuando la zona de gas acumulado sobre la
zona de crudo e independiente debajo del topo de la estructura genera
un empuje sobre el crudo hacia los pozos.
- Empuje hidrostático. La fuerza de empuje mas eficiente para provocar la
producción de crudo del yacimiento es el empuje que realiza el agua, es
decir, el yacimiento posee un acuífero asociado, que puede ser activo o
parcialmente activo.
Los controles de la producción aportada por un yacimiento de flujo natural, se
realizan en superficie por el llamado árbol de navidad, compuesto por una serie
de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad.
Recobro secundario: es una energía adicional que se le inyecta a un
yacimiento cuando la energía natural es muy pequeña para recobrar el
hidrocarburo presente, esta energía es usualmente agua, gas o combinación
de ellos, que se inyectan mediante pozos inyectores, para así producir el
desplazamiento del crudo hacia los pozos productores. Pero con el uso de
estos métodos el factor de recobro no alcanza valores muy altos y esto significa
que hay más petróleo dejado en el subsuelo que el extraído a superficie.
Recobro terciario: se pone en práctica en yacimientos de crudos pesados y
extra pesados y bitumines, en los cuales es poco factible el recobro de
reservas por los métodos primarios o secundaros, de allí la importancia de los
métodos de recuperación mejorada de crudo EOR (Enhanced Oil Recovery)
por sus siglas en ingles. En este proceso se inyectan sustancias que no se
encuentran de manera natural en el yacimiento, tal es el caso de los polímetros
o del nitrógeno. Los procesos de recobro mejorado de crudo se enfocan en el
sistema roca/crudo/fluido inyectado y sobre la interacción de las fuerzas
capilares y viscosas. En los procesos de recobro mejorado se buscan
condiciones favorables de flujo de fluidos en el yacimiento, usualmente
mediante la adición de calor, interacción química entre el fluido inyectado y el
crudo, transferencia de masa y cambio en las propiedades del crudo, de forma
que se facilite el proceso de movilización de este a través del yacimiento. Los
procesos de recobro mejorado generalmente incluyen: térmicos, químicos y
miscibles.
Proceso de recobro térmico: es todo proceso donde se inyecta u origina
energía térmica en el yacimiento con el fin de aumentar la recuperación de
petróleo. El objetivo básico es la reducción de la viscosidad con la finalidad de
mejorar la movilidad, por lo tanto son especialmente adecuados para crudos
viscosos. Otro beneficio de los métodos térmicos es la reducción de la
saturación residual del petróleo a consecuencia de la expansión térmica.
Existen diferentes tipos de recuperación térmica, tales como inyección de
fluidos calientes (agua, vapor, otros), combustión en sitio, calentamiento del
pozo de inyección, explosiones nucleares, entre otros. Siendo el
desplazamiento con vapor y la estimulación con vapor los métodos mas
exitosos y por supuestos los mas utilizados.
Procesos mejorados del crudo y sus deferencias:
Existen diferentes métodos de recuperación mejorada, que permiten mejorar
los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los
grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con
preferencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utilizados
para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados,
pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.
Métodos no convencionales Métodos no convencionales
No térmicos térmicos
Invasiones
químicas
Con polímeros, el
tapón de polímeros
mejora la movilidad
agua-petróleo
Con surfactantes,
recupera el petróleo
residual del volumen
poroso, mejorando el
barrido volumétrico.
Alcalinas, genera
humectabilidad
emulsificando en sitio
con los ácidos
orgánicos del petróleo
Micelares, muy
utilizado en petróleos
livianos, el tapón
micelar, con una
solución de polímeros
para condicionar la
roca, controlando la
viscosidad y el
comportamiento de
fase
De espuma,
acumulaciones de
burbuja de gas, con la
propiedad de mejorar
el barrido vertical de
las secciones
permeables de las
rocas.
Desplazamientos
miscibles
Proceso de tapones
miscibles,
Es un agente
desplazante que
se inyecta al
petróleo
existente,
mezclándose y
desplaza el
petróleo como
un pistón.
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