FACTOR DE RECUPERACION DE UN RESERVORIO DE PETROLEO

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Pocos cursos han tenido más atención en la literatura técnica que en los factores de recuperación—la razón del petróleo in situ a esas las cuales pueden ser recuperadas en los tanques de stock. La influencia de muchas propiedades de ambos, la formación y los fluidos que están ahí, y el grado de tal influencia en la recuperación del petróleo han traído una nueva y especializada profesión—que la misma ingeniería de reservorios. El ingeniero geólogo o de petróleo en el trabajo de exploración rara vez tiene o suficiente información básica o el tiempo para aplicar estos procedimientos ingenieriles. El debe confiar en la riqueza de su experiencia y conocimiento general y, con prudencia y sabiduría, solamente predecir sin vacilar el probable factor de recuperación. Estos reservorios de petróleo han sido clasificadas de acuerdo a las siguientes categorías: Solución de la capa de gas, empuje de la capa de gas, y empuje hidráulico. Estas categorías son descriptivas y practicas. El tipo de mecanismos establece las características operativas del reservorio y a grandes cantidades determina el último recuperamiento.
  1. En los reservorios de empuje de solución de gas (también llamado mecanismo de agotamiento), la fuerza que conduce el petróleo al pozo es desarrollada por la expansión volumétrica del gas al mismo tiempo que la presión se reduce y se escapa del petróleo. El drenaje por gravedad ingresa la figura al mismo tiempo que la energía solución de gas de expansión disminuye. Este mecanismo o este reservorio tiene bajas recuperaciones. Características predominantes de este tipo de producción son rápidos y disminuye continuamente la presión, una ligera elevación en la razón de gas/petróleo, y la producción de poco agua.
  2. En los reservorios de gas-cap drive, la fuerza predominante es derivada de la expansión del gas recostado sobre el petróleo. Obviamente más energía es permitida y la recuperación del petróleo es mayor de alguna forma a comparación del reservorio de gas solution drive. Características predominantes de este tipo de producción son moderadas pero la disminución continua en la presión, incremento de la razón de gas/oil mientras que el gas de expansión alcanza el pozo y poca producción de agua.
  3. En los reservorios water drive, la fuerza predominante de producción es el frente del agua invadiendo la porción de petróleo del reservorio. Este tipo de mecanismo permite mayor cantidad de recuperamiento de petróleo que los mecanismos de “solution gas” o “gas-cap”. Sin embargo, para tomar bastante ventaja del mecanismo natural “empuje hidráulico” es importante determinar presión balanceada apropiada del reservorio y ajustar el promedio de retirada de petróleo para ser encajado junto con el ligero promedio de agua. Por ende, el promedio de producción viene a ser un factor influyente en la recuperación final.

En la práctica, muchos reservorios son producidos por combinaciones de éstos mecanismos de impulso. Por ejemplo, un reservorio profundo en la zona Costa del Golfo podría tener una capa de gas, así como un empuje hidráulico efectivo. Es evidente que las 3 fuerzas de producción toman parte en el proceso total de producción de petróleo.

Si no se encuentra capa de gas perforando en la formación productiva, se asumen mecanismos de empuje por gas en solución. Si la reserva es conocida por tener una capa de gas, se supone una recuperación algo mayor de dichos depósitos. Si el empuje efectivo de agua se prevé, se puede esperar una recuperación aún mayor. La existencia de un establecimiento de empuje hidráulico en otra parte no es sencilla. Por lo general, formaciones blanket que producen tienen empujes hidráulicos mayormente. Esta información se aplica a las arenas e incluye a las formaciones de piedra caliza Ellenberger y Devonian de la cuenca del Pérmico. Pequeña, lenticular, aislada, o cerca de los reservorios, incluidos los arrecifes del coral, rara vez tienen empuje natural de agua. Una de las características que generalmente excluye la posibilidad de empuje hidráulico, es la presión anormal, que no se ajusta a la profundidad normal del gradiente. Un conocimiento profundo del funcionamiento de reservorios similares no puede ser sobre-estimado en decidir si un empuje hidráulico será efectivo. Si existe duda, debe tenerse en cuenta sólo a la menor de las recuperaciones obtenidas por mecanismos de empuje del gas libre o gas en solución. Pocas críticas vendrán después de quien revise y/o corrija la estimación al alza de los reservorios; pero lo contrario, rara vez es cierto. El objetivo, sin embargo, es acercarnos en lo posible a la medida de la respuesta correcta en la primera estimación.

La guía es necesaria para la persona con menos experiencia en la predicción de recuperación probable de petróleo. No existe una única propiedad o un simple grupo de características de un reservorio o fluidos que definan concisamente la recuperación del petróleo de un yacimiento. Sin embargo, como guía, es un valor en el conocimiento conocer las recuperaciones de los mayores campos en los que existan similitudes en sus propiedades y las de un nuevo campo en cuestión. Desde este punto de vista, por desgracia, son pocos los campos agotados que existan con datos completos del reservorio y cálculos precisos de reservas que están disponibles. La mayoría de los importantes campos petroleros del país siguen produciendo. Por lo tanto, la dependencia debe de ser calculada sobre la recuperación de datos en los campos que han sido investigados a fondo y que se precisan para las estimaciones de recuperación que se han hecho. Esta investigación se resume en parte del cuadro 25-2, donde los datos pertinentes y las estimaciones de recuperaciones de petróleo se muestran por una serie de campos de gas que tienen gas en solución, empuje por gas libre y empuje hidráulico. Esta es una lista parcial seleccionada de una investigación dirigida por Craze y Buckley (1945) y patrocinado por el Instituto Americano de Petróleo en un pozo espaciado. En ausencia de cualquier otro criterio y sin una gran experiencia, puede ser tenido como una considerable ayuda en la predicción de la recuperación de petróleo mediante la comparación de las características de los reservorios que se evaluó con tabulaciones, como en el cuadro 25-2.

El cuadro 25-3 también puede ser útil para aquellos que son menos experimentados en la toma de estimaciones de las reservas. Muestra algunas de las características básicas promedio de varios pozos con formaciones conocidas y un promedio aproximado de recuperación que cabe esperar de cada uno. En la recuperación de barriles por acre-pie F o como una fracción decimal R se muestran en ambas tablas 25-2 y 25-3. Si sólo el volumen macizo del reservorio, área A, a veces espesor t, se conocen, el recobro F expresado en barriles por acre-pie, puede ser usado en la fórmula 25-1. Sin embargo, si se conoce la porosidad y el contenido de agua intersticial, la mayor parte del volumen del reservorio se puede convertir en la parte que contiene petróleo. En este caso, el factor de recuperación como una fracción decimal R, se puede aplicar en las fórmulas 25-2 y 25-3 para proporcionar una mayor precisión. Los cálculos de las reservas aquí descritas se refieren a tanques de almacenamiento para petróleo crudo remanente tratado en el reservorio, y obviamente, si un reservorio se ha producido antes de cualquier estimación de reservas, el petróleo retirado acumulado se resta de las estimaciones del total de recuperación final para alcanzar las reservas actuales.

1 comentario

  1. Quisiera saber si hay alguna estimación sobre cuánto podría significar en producción diaria un aumento del 1% en el factor de recuperación promedio en los campos existentes en el mundo.

Dejar una contestacion

Tu dirección de correo electrónico no será publicada.


*