Factor de Recobro: Valores Promedio, Gráficos e Impacto

El Factor de Recobro representa la fracción del volumen de hidrocarburos originales en sitio que puede extraerse (o que ha sido extraído) de un yacimiento. 

Según Dake, se pueden distinguir dos tipos de factores de recobro: uno gobernado por las circunstancias económicas, ambientales y ecológicas; y otro clasificado como un factor de recobro técnico que depende de las características físicas del yacimiento.

Las dos categorías principales de recuperación de hidrocarburos (a parte de la económica y la técnica), son llamas recuperación primaria y la recuperación secundaria.

La recuperación de crudo por medio de mecanismos de empuje o de producción se conoce como recuperación primaria, y es la que se enfoca este artículo.

El factor de recobro depende en forma general de los mecanismos de producción y de las propiedades físicas de las rocas y fluidos del yacimiento.

Cada yacimiento tiene un mecanismo de empuje único, por tanto para entender y predecir el comportamiento del yacimiento, es necesario tener conocimiento del mecanismo de producción que gobierna el comportamiento de los fluidos del yacimiento.

Ecuación del Factor de Recobro

El porcentaje del factor de recobro viene definido por la siguiente ecuación:

(Ec. 1)

Variables que impactan el Factor de Recobro

El factor de recobro se encuentra en función de muchas variables que pueden impactar de manera significativa en la cantidad de hidrocarburo que se puede recuperar. Se citan algunos de ellos de acuerdo al tipo de yacimiento, bajo un esquema de recuperación primaria:

En Yacimientos de Petróleo

• Presión del yacimiento. La solubilidad del gas en el crudo se encuentra en función de la presión. Se obtiene un aumento general en el recobro cuando la presión inicial es menor. Cuando la presión es más alta, la curva de solubilidad alcanza un máximo al final, debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para producir un barril de petróleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la formación de canales de flujo de gas. El bajo recobro ocurre también cuando la presión inicial es alta, debido a una mayor encogimiento del petróleo en condiciones normales.

• Viscosidad y Gravedad API. El factor de recobro disminuye al aumentar la viscosidad, debido a que el fluido tiende a moverse más lento en el medio poroso. El factor de recobro aumenta a medida que aumenta la gravedad API y después disminuye. Los petróleos con mayor gravedad API tienen un mayor encogimiento.

• Gas en Solución. A menor gas en solución, mayor será el recobro. El crudo del yacimiento que contiene menor gas disuelto requiere una mayor contracción para tener una saturación de gas crítica. Además existe una mayor caída de presión en las primeras etapas de la vida del yacimiento. El petróleo con mayor solubilidad crea un vacío para permitir la formación de la saturación de gas crítica.

• Formas de las Curvas de Permeabilidad Relativa. Para casos donde la saturación de gas crítica es cero, no hay mínimo de la Relación Gas-Petróleo. La existencia de una saturación de gas crítica contribuye a un mayor recobro. Cuando no hay saturación de gas crítica, la solubilidad es mayor, lo cual es adverso a la recuperación de petróleo.

• Saturación de Agua Connata. Cuando hay agua connata, hay una mayor recuperación de petróleo, ya que las curvas de permeabilidad relativa se desvían hacia la región de saturación baja de petróleo.

• Presencia y Formación de Capa de Gas. Cuando el tamaño de la capa de gas, m (Ecuación de Balance de Materiales) pasa de 0 a 1, el factor de recobro aumenta, debido a que la capa de gas actúa como un mecanismo de producción.

• Espaciamiento entre Pozos. A mayor espaciamiento, mayor eficacia de expulsión y mayor recobro. La molécula de gas debe recorrer más camino hasta el pozo productor.

• Tasas de Producción de los Fluidos y Caída de Presión. Una alta tasa de producción trae como consecuencia una alta presión diferencial, lo que impide el establecimiento de equilibrio en la vaporización, quedando el petróleo sobresaturado de gas, causando histéresis de vaporización y una disminución del factor de recobro último.

• Volatilidad del Crudo en el Yacimiento. Cuando un crudo es de alta volatilidad, las proporciones relativas de líquido y vapor no son las mismas a condiciones de superficie y yacimiento. A mayor volatilidad, menor el recobro, debido a la formación de bancos de gas.

En Yacimientos de Gas

• Presión de Abandono. Entre menor sea la presión de abandono, mayor es el recobro de gas, ya que queda una menor cantidad (moles) de gas remanente en el yacimiento.

• Presencia de un Acuífero. Entre mayor sea la actividad del acuífero, menor es el recobro de gas porque hay que abandonar los pozos por alta producción de agua cuando todavía la presión de yacimiento es alta. Una gran cantidad de gas a alta presión queda atrapado en la zona invadida por agua.

• Permeabilidad del Yacimiento. Entre mayor sea la permeabilidad, menor presión de abandono se puede alcanzar en la explotación de un yacimiento de gas, y por tanto, el recobro será mayor.

• Heterogeneidad del Yacimiento. En yacimientos heterogéneos donde existen grandes variaciones espaciales de permeabilidad, el agua tiende a avanzar selectivamente por las zonas de mayor permeabilidad y a invadir rápidamente los pozos, lo cual produce bajo recobro de gas.

Factores de Recobro Referenciales

El factor de recobro para un yacimiento se encuentra influenciado por las características intrínsecas del yacimiento y de la manera que es explotado. 

Por lo tanto, no existe una «cartilla» que pueda predecir el factor de recobro de un yacimiento. Los cálculos mediante métodos analíticos (en especial la utilización de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales) y la Simulación Numérica de Yacimiento pueden dar una excelente estimación del factor de recobro último.

Estos métodos de cálculo consideran los mecanismos de producción predominantes y secundarios en los yacimientos.

En Yacimientos de Petróleo

Los factores de recobro referenciales en yacimientos de petróleo se basan inherentemente en los mecanismos de producción, cuando el mismo es sometido bajo un esquema primario de explotación.

Valores Referenciales

En la Tabla 1, se puede observar los valores promedios de recobro para yacimientos de petróleo:

Gráfico de Factor de Recobro

Thakur y Setter diseñaron un gráfico que permite ver el comportamiento del factor de recobro en función de los mecanismos de producción y el agotamiento de presión. 

En la Figura 1, se puede observar que los menores recobros se obtienen con el mecanismo de expansión del agua connata y reducción del volumen poroso (línea de color amarillo) con una pronunciada tendencia en el agotamiento de presión. 

En contraposición, el empuje hidráulico (línea de color azul) es el de mayor recobro, observándose una tendencia hacia el mantenimiento de presión.

Muchos yacimientos muestran tendencias distintas a las descritas por este gráfico, debido principalmente a la presencia de dos o más mecanismos, por lo que esos yacimientos están sometidos a un empuje combinado.

En Yacimientos de Gas

Por otra parte en yacimientos de gas, el mecanismo de producción predominante es la expansión del gas, seguido de otros mecanismos menos preponderantes como la expansión del agua connata y reducción del volumen poroso. 

Como se mencionó anteriormente, el nivel de actividad de un acuífero afecta negativamente el factor de recobro de un yacimiento de gas.

Valores Referenciales

En la Tabla 2, se muestran los valores referenciales de recobro de yacimientos de gas volumétrico y con presencia de empuje hidráulico.

Gráfico de Factor de Recobro

En yacimientos de gas, existe un gráfico comparativo de factor de recobro (benchmarking) que permite analizar el recobro de gas en función de la presencia o no del mecanismo de empuje hidráulico. 

Cabe destacar que esta gráfica está en función de la aplicación de la técnica de Agarwal et al. (modificación de la Ecuación de Balance de Materiales) y la Ecuación de Balance de Materiales Original para un yacimiento con el mecanismo de expansión del gas.

La Ecuación de Agarwal et al. es necesario el cálculo de parámetros como la eficiencia volumétrica de barrido (Ev) y la saturación de gas residual (Sgr), con cualquiera de las correlaciones conocidas (Land, Legatsky, Agarwal, etc).

Para el análisis e interpretación es necesario saber que los yacimientos que presentan un comportamiento volumétrico el valor de factor de recobro, tanto para la ecuación de Agarwal et al. y la Ecuación de Balance de Materiales son el mismo, debido a que la eficiencia volumétrica de barrido es igual a 0.

En la gráfica de Factor de Recobro, el comportamiento volumétrico va a estar representada por una línea recta de 45° de pendiente positiva. 

Por otra parte todos aquellos yacimientos que no tengan un comportamiento volumétrico van a estar en una zona por encima de la línea volumétrica, en un área influenciada por la presencia de un mecanismo de producción por empuje hidráulico. (Ver Figura 2).

Se puede observar que en el eje de las ordenadas RF viene dado por el factor de recobro de la ecuación de Agarwal et al. y el factor (1-(Pa/Za)/(Pi/Zi)) en el eje de las abscisas es el factor de recobro obtenido a través de la Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos con mecanismo de expansión del gas. 

Se define 3 zonas de presión de abandono: alta, moderada y baja, las cuales van a depender fundamentalmente del nivel energético del acuífero, la eficiencia volumétrica de barrido y la saturación de gas residual.

Casos Comparativos del Gráfico de Factor de Recobro

Se pueden definir 4 casos representativos dentro del gráfico de factor de recobro para yacimientos de gas, es una interpretación de las condiciones de producción y características del yacimiento: energía del acuífero, características petrofísicas, la ubicación del pozo en la estructura y presión de abandono (Ver Figura 3).

• Caso 1. Se puede observar que, asumiendo siempre un mismo tipo de roca yacimiento, un primer caso (mostrado en la gráfica como No. 1) que puede corresponder a un yacimiento con las siguientes características: puede estar influenciado por la presencia de un fuerte acuífero, la posición del pozo cerca del contacto gas-agua, una pobre eficiencia volumétrica de barrido y una alta presión de abandono. Esto da como resultado que el yacimiento tenga un bajo factor de recobro final.

• Caso 2. Por otra parte, el segundo caso (mostrado en la gráfica como No. 2) puede corresponder a un yacimiento con las siguientes características: presencia de un fuerte acuífero, un buen posicionamiento del pozo, una buena eficiencia volumétrica de barrido y una alta presión de abandono. En comparación con el caso anterior se puede observar que el contacto gas-agua se encuentra lejano al pozo, debido a que éste último podría ubicarse en el tope de la estructura, como también una buena eficiencia volumétrica de barrido, o ambos inclusive. Por lo que permite inferir que el factor de recobro del yacimiento va a ser mucho mayor que para el caso anterior.

• Caso 3. El tercer caso (mostrado en el gráfico como No. 3) se observa un yacimiento que puede presentar las siguientes características: presencia un acuífero de mediana actividad, un mal posicionamiento del pozo, moderada eficiencia de barrido y una moderada presión de abandono, por lo que es un caso intermedio entre los dos casos anteriores al momento de hacer una comparación de los factores de recobro obtenidos, tal como se muestra en la figura anterior.

• Caso 4. El último caso (mostrado en el gráfico como No. 4) se observa un yacimiento que puede presentar las siguientes características: un acuífero de mediana actividad y moderada presión de abandono, pero a diferencia del caso anterior puede estar influenciado por una buena eficiencia de barrido por parte del agua de intrusión y un buen posicionamiento del pozo en el tope de la estructura. Se puede obtener, en comparación con los otros 3 casos, el mayor factor de recobro último para un yacimiento de gas con presencia de empuje hidráulico.

Adicionalmente se crearon las líneas punteadas rojas y verdes, que indican el nivel de eficiencia volumétrica de barrido de acuerdo al tipo de acuífero. 

La roja indica una baja eficiencia de barrido, y por otro lado, la línea verde indica que todos los yacimientos que se encuentren dentro de esta zona tendrán un excelente barrido dentro del yacimiento.

Es importante destacar que estas líneas son calculadas a través de la ecuación de Agarwal et al. que dependen enormemente por un factor denominado variable energética de acuífero.

Cálculo de la Variable Energética 

Está variable deducida a partir de la igualación entre la Ecuación de Balance de Materiales y la ecuación de Agarwal et al. permite observar como varía la energía del acuífero a través del tiempo. 

Es una variable a considerar en el monitoreo de yacimientos con empuje hidráulico fuerte. A continuación se muestra la ecuación de la variable energética:

(Ec. 2)

Donde: 

Pa = Presión de abandono, [lpca].       
za = Factor de compresibilidad z a la presión de abandono, [adm].
Pi = Presión inicial, [lpca].       
zi = Factor de compresibilidad z a la presión inicial, [adm].
Sgr = Saturación de gas residual, [adm].
Sgi = Saturación de gas inicial, [adm].
Ev = Eficiencia volumétrica de barrido, [adm].

La variable energética solo puede observarse cuando ocurre una caída de presión en el yacimiento y viene dada por el siguiente rango de valores (0,1). 

Mientras que los valores se acerquen a la unidad, es indicativo de un acuífero débil y mientras que más se acerquen a cero, es indicativo de la presencia de un acuífero de fuerte actividad.

Es importante acotar que en condiciones iniciales, donde no ha ocurrido caída de presión, no existe valor de la variable energética, y esto es debido básicamente en que todos los fluidos del sistema yacimiento-acuífero se encuentran en equilibrio estático.

Fuente:

• Escobar, F. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. 1era. Edición. Editorial Universidad Surcolombiana. Neiva, Huila, Colombia.
• Rojas, G. Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado. 2da. Edición. Puerto La Cruz, Venezuela (2003).
• Madrid, C. Establecimiento de una Metodología para la Aplicación de Métodos Analíticos en el Cálculo de Reservas de Yacimientos de Gas Costafuera, con o sin soporte de Energía Hidráulica. Tesis de Grado, Universidad de Oriente. Barcelona, Venezuela (2007).
• Gil, L. Impacto de la Representatividad de Muestras de Crudo Recombinadas sobre el Factor de Recobro de Yacimientos de la Faja del Orinoco. Tesis de Grado, Universidad Central de Venezuela. Caracas, Venezuela (2007).
• Agarwal, R.G.; Al-Hussainy, R. y Ramey Jr., H.J. The Importance of Water Influx in Gas Reservoirs. Paper SPE 1244, Denver, Colorado (1965).

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