Escenario Actual
Mundial
El factor actual de recuperación es aproximadamente del 35%
Alrededor del 70% del petróleo proviene de yacimientos de más de 30 años de producción
Argentina
Más del 40% de los campos poseen un alto grado de madurez, pero con un factor de recuperación menor al promedio
Se registra un valor promedio de recuperación en torno al 22%y el 23%
Los principales yacimientos de producción de petróleo tienen un promedio de 35 años de producción
Se analiza y opera para disminuir esta declinación
Es natural del reservorio
Declinación: Descenso de la capacidad de producción de un yacimiento
Declinación energética
Debido al agotamiento de energía del yacimiento
Declinación mecánica
Deterioro mecánico del pozo
Problemas inherentes a la formación
Disminución de la efectividad de los métodos de producción
Se evalúa cuando aplicarlas de acuerdo al tipo de yacimiento, muchas veces aplicándose desde el inicio de la explotación
Etapas de recuperación
Asisitida
Secundaria
Primaria
De importancia para calcular las reservas recuperables
Mecanismos de drenaje
Fuerzas
Capilares Provocan que el fluido mojante tienda a dirigirse a las zonas de menor permeabilidad o con menor saturación de fluido.
Imbibición Está asociada a entrada de agua,por lo que no es posible asignarle un porcentaje de recuperación independiente del empuje hidráulico.
Fuerzas Gravitatorias: Hacen que los fluidos se muevan de acuerdo con su densidad
Segregación Gravitacional Recuperaciones finales superiores al 80%, sin embargo tarda en manifestarse y, cuando lo hace, la capacidad productiva de los pozos es escasa
Fuerzas
Viscosas: Provocan el movimiento de los fluidos desde zonas de mayor presión a aquellas de presión inferior
Empuje Hidráulico Mecanismo más eficiente, las recuperaciones pueden superar el 60%
Expansión del casquete gasífero La recuperación puede alcanzar el 30%
Expansión del gas liberado Porcentajes de recuperación de hasta el 20% del POIS
Expansión del propio petróleo, del agua Intersticial y
compactación de los poros Porcentajes de recuperación bajos de hasta el 10% del POIS
Factor de recuperación
Depende de
Geología
Permeabilidad
Viscosidad del petróleo
Madurez del campo en función de la producción acumulada y las reservas remanentes o comprobadas
Declinación de la producción
Ciclos de vida de un campo petrolífero
Campo Marginal
Campo en Desarrollo
Yacimientos Maduros
Desarrollo
Desventajas
Es comúnmente necesaria la reparación de instalaciones
Para que sean rentables se necesita reducir al máximo el coste de nuevas perforaciones
Se debe conocer en profundidad el yacimiento en cuestión
Ventajas
Aprovechamiento de recursos e infraestructura existentes
No requiere de grandes tiempos de inversión
Son proyectos de bajo riesgo, generalmente se tiene gran cantidad de información
Características
De desarrollo
Envejecimiento de la Infraestructura
Limitado uso de la tecnología
Se aplica recuperación secundaria o terciaria
Cuantitativas
Bajos factores de recuperación.
Yacimientos con mas de 20 años de vida productiva
Producción Acumulada mayor al 75%de las Reservas Recuperables
La producción alcanza menos de la mitad del valor máximo
Gran cantidad de pozos con baja producción
Altos Valores de producción de agua/gas/arena
Económicas
Baja rentabilidad y altos costos de producción
Baja prioridad económica
Es función del nivel de costos de extracción y producción
Índice de madurez
Aspectos importantes
