Process Configurations and Multiple Bioreactors

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta producción, se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar.

Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen.

Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo.

El 85 % de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es todavía baja, para

incrementarla se han desarrollado nuevos métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (del inglés Enhanced Oil Recovery), los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del yacimiento.

Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta esta fecha es el proceso que más ha contribuido al recobro extra de petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ.

El proceso de producción de un pozo de hidrocarburos se inicia desde el instante en que los fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje del yacimiento y termina cuando son recolectados en la estación de flujo. Los fluidos transportados pierden energía en el yacimiento, en el pozo y en la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora. Cuando la energía del yacimiento es suficiente para completar el proceso de producción, se dice que el pozo produce por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente externa de energía para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, se dice que el pozo produce mediante un levantamiento artificial.

Mecanismos de producción

Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene meno gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces este empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos. Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la recuperación de petróleo.

Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos subsaturados hasta que se alcanza la presión de burbujeo. La expulsión se debe a la expansión de sistema. El petróleo, el agua connata y la roca se expanden, desalojando hacia los pozos productores el petróleo contenido en el yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado mucha dela energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos como consecuencia el ritmo de la presión declina con respecto a la producción a medida que se extraen de los fluidos hasta alcanzar la presión de burbujas, su caída de presión es prácticamente lineal.

b) Empuje por expansión de gas disuelto

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la figura 1.5.

La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10 % a 30 % del POES, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo.

A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el incremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empuje por gas en solución son usualmente buenos candidatos para la inyección de agua.

c) Empuje por casquete de gas

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra en la Figura 1.6, debe existir una gran cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayudado por el drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

El empuje por casquete de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores.

Para que se lleve a cabo este mecanismo la presión inicial en el yacimiento debe ser igual a la presión de burbuja. En ese instante comienza a liberarse gas en el yacimiento formado un casquete sobre el crudo. En este sentido, a medida que declina la presión el gas se va expandiendo proporcionando un empuje al petróleo hacia el pozo productor, aumentando la vida útil del hidrocarburo.

Debido a la diferencia de densidades que existen entre las fases líquidas y gaseosas de un yacimiento petrolero, si la permeabilidad es favorable en un medio relativamente homogéneo, el gas libre invadirá la zona de aceite móvil para acumularse en la cima del yacimiento y formar un casquete. Esta capa de gas se puede originar durante el tiempo geológico, a causa de la migración y entrampamiento de los fluidos; o bien, durante la producción, permitiéndose la acumulación natural del gas liberado de la solución, o artificialmente al inyectar gas al yacimiento.

La presencia de gas libre en la zona de aceite es un elemento indeseable para la producción, debido a que, al tener una viscosidad mucho menor a la del petróleo, habrá una tendencia generalizada a favorecer su flujo. Por ello, en estos yacimientos la recuperación es sensible al ritmo de producción, y se evidencia un aumento en eficiencia de recobro de aceite al disminuir los gastos de los pozos

Al igual que en un yacimiento cuyo vehículo principal es la expansión del gas disuelto liberado, la alta compresibilidad de la fase gaseosa es la causante del desplazamiento del aceite; sin embargo, la eficiencia de recuperación para estos yacimientos es mayor. Esto se debe a que el gas acumulado en el casquete ejerce un empuje frontal en la cara superior del yacimiento, obligando al petróleo a desplazarse a la parte inferior.

Durante este proceso se da un mantenimiento de presión en la zona de aceite), que evidencia la importancia que tiene el tamaño de la capa de gas. Las dimensiones del casquete son una medida de la energía disponible para la producción, y repercute de manera directa en el porcentaje de aceite que se espera recuperar.

Las recuperaciones varían normalmente entre el veinte y el cuarenta y cinco por ciento del petróleo originalmente contenido; mas, en condiciones donde el buzamiento favorezca el drenaje gravitacional al fondo de la estructura, las recuperaciones pueden superar el sesenta por ciento.

d) Segregación Gravitacional

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas.

La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo de forma que las tasas

de petróleo son controladas por las tasas del drenaje del petróleo.

El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios yacimientos de california. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesados no son candidatos para la inyección de agua.

En la segregación gravitacional, el gas libre a medida que sale del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura, esto ocurre cuando al gas en su saturación critica, le es más fácil subir al tope del yacimiento que al pozo cuando hay una buena permeabilidad vertical, mientras que el petróleo drena hacia abajo, bajo la influencia de la gravedad. Este flujo es paralelo al ángulo de buzamiento en vez de ser perpendicular a este.

En el tope de la estructura se forma una capa de gas que se va expandiendo y esto permite la movilización del hidrocarburo.

e) Empuje por agua

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de lodo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3

En un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando este es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4 (previamente mencionada en empuje por gas en solución), en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y 50% del petróleo original in situ (POES).

La geología del yacimiento, la heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East de Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de los campos silvestres.

La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuenten con una extensa información geológica sobre el proveniente de perforaciones

o de otras fuentes. Una medida de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua.

Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de este para suplementar su energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua.

Se concluye que yacimientos con un fuerte acuífero son por su naturaleza invadidos con esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo.

El desplazamiento por invasión de agua es en muchos sentidos similar al del casquete de gas.

El desplazamiento de los hidrocarburos tiene lugar en este caso atrás y en la interface agua-petróleo móvil. En este proceso el agua invade y desplaza al petróleo, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidráulico es lo suficientemente fuerte para mantener la presión del yacimiento o permitir solo un ligero abatimiento de ella, entonces el petróleo será casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto que no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será pequeña y así mismo el desplazamiento que ocasione. Los requerimientos básicos para este proceso son:

En primer lugar: una fuente adecuada que

suministre agua en forma accesible al yacimiento.

En segundo lugar: una presión diferencial entre

la zona de petróleo (yacimiento) y la zona de agua (acuífero), que induzca y mantenga la invasión. El empuje hidráulico puede ser natural o artificial. Para que se presente en forma natural debe existir, junto a la zona productora un gran volumen de agua en la misma formación, sin barreras entre el petróleo y el agua, y la

permeabilidad de la formación facilitar su filtración adecuada.

La formación acuífera puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la fuente del agua de invasión podrá disponerse a través de la entrada de agua superficial por el afloramiento. Esta condición no es muy común. Generalmente la invasión de agua tiene lugar por la expansión de la roca y el agua en el acuífero, como resultado de la declinación de presión transmitida desde el yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca y el agua son muy pequeñas un empuje hidráulico regular requerirá de un acuífero extenso y grande, miles de veces mayor que el yacimiento.

f) Empuje combinado

En la primera etapa de agotamiento la expansión del gas y la intrusión del agua desplazan el aceite hacia el pozo manteniendo la presión del yacimiento permitiendo esto que el gas disuelto en el aceite continúe en este estado, las tasas de producción son altas.

Dependiendo de cuál de los mecanismos de empuje llega primero a las perforaciones (incremento de la producción de gas o de agua) se efectuarán trabajos de reacondicionamiento con el fin de evitar la caída prematura de uno de los mecanismos de empuje. Cuando uno de los

mecanismos de empuje irrumpe disminuye

considerablemente la tasa de producción, aumentando considerablemente la relación gas- aceite y/o la relación agua- aceite.

Comportamiento típico Un yacimiento con empuje combinado, presenta una presión estable a lo largo de toda su vida productiva. La tasa de producción es alta durante casi toda la vida del yacimiento, disminuyendo drásticamente tan pronto uno de los frentes comience a presentarse. La producción de gas y de agua es muy baja durante la mayor parte del ciclo de vida del yacimiento, presentándose un considerable aumento en la etapa final.

Levantamiento artificial a) Bombeo mecánico

Es el tipo de bombeo mecánico más antiguo, se aplica para pozos que alcanzan los 2500 m de profundidad. Este tipo de bombeo procede en succionar y transferir casi continuamente el petróleo hasta la superficie. El balancín situado en la superficie ejecuta un movimiento de sube y baja por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor.

El sistema de bombeo mecánico por medio de varillas consiste esencialmente de 5 partes:

1. La bomba en profundidad o de sub-superficie.

2. La sarta de varillas de bombeo que transmite el movimiento y la energía a la bomba de profundidad. 3. El equipo de bombeo en superficie que cambia el movimiento de rotación del motor en movimiento de bombeo lineal oscilante en el cabezal.

4. La unidad de transmisión de energía o reductor de velocidad.

5. El motor o unidad matriz que subministra la energía y potencia necesaria al sistema.

b) Bombeo neumático

En este método se inyecta gas en varios sitios de la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. Este método generalmente se aplica antes de que la producción natural se termine completamente. Emplear este mecanismo es factible ya que su costo inicial y el operacional son bajos y no se afecta por sólidos.

Consiste en la inyección continua de gas a alta presión en el pozo para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo); o por inyección de gas a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (flujo intermitente). Al inyectar gas al yacimiento las fuerzas gravitacionales son mayores a las fuerzas viscosas, por lo que el gas se desplaza hacia el tope de la estructura provocando que el petróleo se mueva hacia el pozo.

Es también conocido como Pistón Accionado a Gas. Éste sistema es una forma de levantamiento artificial basado en un método de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón. El pistón es una restricción que permite el paso de gas alrededor de este.

El sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo de pozo y un lubricador con conexión en T, y un receptor en superficie y un controlador para cerrar y abrir el pozo.

La operación requiere de la realización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre.

La energía del gas es usada para empujar el pistón, transportando un pequeño bache de líquido hasta la superficie. Después de producir gas el pozo se cierra y el pistón cae de nuevo en el fondo.

El aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energía del gas por debajo del pistón sea superior a la carga del fluido por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo.

d) Bomba electrosumergible

El sistema de bombeo electro sumergible (BES) es un sistema de levantamiento artificial que emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a una determinada presión.

Recuperación secundaria a) Inyección de agua

Inyección periférica: Consiste en inyectar el agua

fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yaci- miento

El agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

 Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua.  Los pozos de inyección se colocan en el