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Métodos No Convencionales No Térmicos Aplicados Para la
Recuperación de Crudos Pesados.
Los métodos no térmicos abarcan los procesos térmicos y los miscibles.
Los primeros incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las invasiones
micelar/polímero y combinaciones.
Los métodos miscibles incluyen los empujes miscibles de alta presión,
usando un gas de hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono, así como el
desplazamiento de hidrocarburos líquidos.
Invasiones Químicas
La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que
usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran
polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos.
Invasión con Polímeros
La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y
consiste en añadir al agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso
molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace
que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un
mejor desplazamiento y un barrido más completo que en la invasión con agua
convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de empuja como
en la inyección de agua convencional.
Las propiedades de los polímeros juegan un rol determinante en la eficiencia
del proceso.
Se toman en consideración los factores que favorecen la inyección de
polímeros tales como:
Condiciones apropiadas para la inyección de agua.
Alta saturación del petróleo movible.
Alto capacidad de almacenamiento.
De igual manera existen aquellos factores que desfavorecen el proceso:
Fracturas extensivas.
Empuje fuerte de agua.
Capa de gas.
Alto contraste de permeabilidad.
Agua de formación altamente salina.
Problema de inyectabilidad severo.
Alto contenido de arcillas hinchables y calcio.
Para el caso de estudio se pudo corroborar los factores que teóricamente se
consideran mejorados mediante la inyección de polímeros y se obtuvo un
incremento en el petróleo recuperado de 11,6% en comparación con el valor
obtenido mediante procesos de inyección de agua previos al proyecto de
inyección de polímeros.
Descripción del proceso.
Los altos pesos moleculares de polímeros solubles en agua en
concentraciones diluidas (ppm) aumentan significativamente la viscosidad del
agua en un factor de 10 a 50 (CAUDLE and ERICSON, 1954) y también reduce la
permeabilidad de la roca relativa al agua, en otras palabras, disminuye la razón de
movilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos.
De esta manera, la eficiencia de barrido volumétrico puede mejorar y se
puede lograr un porcentaje mayor de petróleo recuperado con un proceso de
inyección de polímeros, sin embargo, el porcentaje de petróleo residual
permanece constante para diferentes viscosidades, de manera que la mejora en la
recuperación de crudo es que el mismo es obtenido más temprano y con menor
corte de agua, en consecuencia, en la práctica esto se traduce en menores costos
de levantamiento en comparación que con inyección de agua solamente.
En la inyección de polímeros, una píldora de 0,3 o PV más alta de solución
de polímero es inyectado dentro del yacimiento con una inyección previa de una
píldora de salmuera de baja salinidad (agua fresca). La píldora de polímero es
seguida por otra píldora de agua fresca y seguidamente por inyección de agua.
Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros adversamente,
la solución polimérica (La salinidad del agua disminuye la viscosidad de la solución
polimérica) es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad
(preflush) como ya se mencionó.
La solución es usualmente inyectada como un slug, seguido por un agua de
baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el agua de baja
salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de la solución
polimérica con agua de alta salinidad.
Para disminuir el contraste de movilidad entre la solución polimérica y el
agua detrás de esta, la concentración polimérica puede ser gradualmente reducida
al final del slug.
El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que
sea más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polimérica probablemente
no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que
debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual.
Una de las variables importantes a considerar se refiere a la reología de
líquidos pseudo plásticos: Para el agua y el petróleo en la mayoría de los casos, la
viscosidad es un valor constante. Sin embargo, para soluciones poliméricas este
no es el caso. La viscosidad es una función de la tasa y esfuerzo de corte, de
manera que la misma puede variar de rango dado que depende de la geometría
de flujo y de la velocidad de flujo que a su vez está relacionado con la distribución
de los canales de flujo de las rocas, obteniéndose mayores tasas de corte para
distribución de granos más estrechos y tasas más bajas para granos más
alargados.
Usualmente las zonas de más altas permeabilidades son invadidas por el
influjo de agua durante operaciones secundarias o energía natural por agua y en
las zonas con menor permeabilidad no hay inyección por lo que el crudo queda en
estas partes del yacimiento. Durante el proceso de inyección de polímeros una
cantidad pobre de eficiencia de barrido vertical puede ser mejorada, porque las
soluciones poliméricas primero fluyen por los caminos preparados por el agua y
después debido a su alta viscosidad tienden a bloquear estas partes del
yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmóvil comienza a fluir.
El gradiente de presión en el yacimiento aumenta, y especialmente en la zona
donde el fluido se encontraba inicialmente inmóvil aumenta en un proceso de
inyección de polímeros.
El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien en
una secuencia de etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta
secuencia es reducir la cantidad total de polímero usado y prevenir, o por lo
menos reducir, la digitación viscosa de fluido de baja concentración dentro de
regiones de concentraciones más altas. La digitación viscosa ocurre porque cada
reducción de la concentración del polímero es acompañada por una reducción de
la viscosidad aparente de la solución
Propiedades y Características de los Polímeros en el medio poroso
Flujo de Polímeros a través del medio poroso
Retención del polímero
Cuando un polímero fluye a través de los poros de la roca, es medible la cantidad
de polímero retenido. La retención es causada principalmente por la adsorción
sobre la superficie del material poroso y el entrampamiento mecánico en poros
que son relativamente pequeños en comparación con la molécula de polímero en
solución. Este fenómeno, en procesos EOR, es instantáneo e irreversible. Sin
embargo no es del todo cierto, ya que pequeñas cantidades de de polímero
pueden ser removidas del medio poroso. Los valores de retención medidos en
campo se encuentran entre 20 a 400lbm de polímero/ acre-ft de volumen bruto,
siendo el nivel de retención deseable menor que 50 lbm/Acre-ft. La retención
causa perdida de polímero de la solución, lo cual puede causar que la eficiencia
en el control de la movilidad sea destruida. La retención también puede causar
retraso en la tasa de propagación del polímero.
PV inaccesible
Las moléculas de polímeros son más grandes que las moléculas de agua y son
más grandes que algunos poros en el medio poroso. Debido a esto, los polímeros
no fluyen a través de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera. La
fracción del espacio poroso que no está en contacto con la solución polimérica se
denomina PV (Pore Volume) inaccesible y ha sido observado en todos los tipos de
medio poroso tanto para policrilamidas como para biopolímeros y es considerado
una característica general del flujo de polímeros.
Reducción de la permeabilidad
Los polímeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. La reducción de
la permeabilidad depende del tipo de polímero, la cantidad de polímero retenido, la
distribución del tamaño de poro, y el tamaño promedio del polímero con relación a
los poros de la roca. La reducción de la permeabilidad es determinada
experimentalmente por el primer desplazamiento de solución polimérica a través
del medio poroso y después el desplazamiento del polímero con la salmuera y se
mide la permeabilidad de la salmuera después que todo el polímero ha sido
desplazado
Características de inyectividad de polímeros en procesos eor.
El mantenimiento de las condiciones de movilidad es esencial en este
proceso. Desafortunadamente, incrementando la inyección de viscosificantes se
puede reducir la inyectividad, decaimiento lento del líquido, y retardando la
producción de petróleo de los patrones de inyección. Se pueden estimar la pierdas
de inyectividad asociadas con la inyección de soluciones poliméricas si las
fracturas no están abiertas y estimar el grado de extensión de la fractura si la
misma está abierta. Para ello, es necesario examinar las 3 propiedades principales
de los polímeros que afectan la inyectividad:
1) Residuos en el polímero.
2) Reología del polímero en el medio poroso.
3) Degradación mecánica del polímero.
Ventana de aplicación para la aplicación de polímeros como método
de recuperación mejorada.
Dado que la inyección de polímeros no es siempre sustentable para todos
los yacimientos, se deben tener presentes ciertos criterios de selección, que darán
la indicación de si este proceso es posible del todo.
Características del yacimiento
La mineralogía es importante con respecto a la compatibilidad de las
soluciones poliméricas; por ejemplo, en formaciones arcillosas la mezcla de
polímeros con agua deben ser evaluadas debido a los fenómenos de absorción de
agua de algunas arcillas y en formaciones carbonatadas la disolución de los
carbonatos con las altas temperaturas pueden cambiar las propiedades de la
solución polimérica.
La profundidad del yacimiento es un factor crítico solo cuando este tiene
que ver con la temperatura del yacimiento, la presión de inyección y la presión de
fractura.
Temperaturas menores a 200°F aseguran una solución polimérica estable, sin
embargo estos valores pueden variar dependiendo del tipo de polímero y
producto; los aspectos que se ven modificados por la temperatura tienen que ver
con la tendencia a flocular, la aceleración de reacciones de descomposición y la
adsorción de la roca.
La Presión del yacimiento no es crítica si esta permite que la presión de
inyección sea menor que la presión de fractura y no es tan alta que requiera
equipos de bombeo costosos.
La porosidad del yacimiento debe ser de media a alta (más alta que 18%)
para asegurar una buena capacidad de almacenamiento.
La permeabilidad absoluta es considerada buena entre 50 y 250 md.
Valores de permeabilidad moderada (entre 15 y 50md) causan presiones de
inyección más altas. Valores de permeabilidad considerados muy buenos (entre
250 y 1000md) y excelentes (mayores que 1000md) aseguran mayores recobros
con una inyección de agua convencional y hacen que la inyección de polímeros
sea costosa y difícil de justificar.
El concepto de variación de la permeabilidad conectada con la
heterogeneidad del yacimiento es mejor que la permeabilidad solamente para
determinar áreas de aplicabilidad de inyección de polímeros. Los yacimientos
heterogéneos son buenos candidatos para este proceso por dos razones: 1ro, las
soluciones poliméricas reducen la permeabilidad de la roca. 2do, la solución tiene
una tendencia de desviar hacia áreas del yacimiento que no han sido barridas y
áreas donde la inyección de agua resulta en un barrido insatisfactorio.
Características de fluidos
La viscosidad del crudo que directamente controla la proporción de
movilidad del agua y del petróleo no debe ser mayor que 150 a 200 cp.
Viscosidades menores que 100cp son preferibles, sin embargo, viscosidades muy
bajas solo permiten pequeñas mejoras. En crudos con altas viscosidades las
variaciones de la movilidad del polímero pueden ser considerables. Los métodos
térmicos de recuperación son competitivos cuando las viscosidades del crudo son
altas.
La proporción de agua-petróleo al principio del proyecto deberían ser bajas,
inclusive cero. Esto significará una mayor saturación de crudo movible. La
aplicación de inyección de fluidos desde el comienzo de una recuperación
secundaria en vez de inyección de agua permitirá mejores cambios.
VENTAJAS
Mejoran el barrido vertical
Son muy viscosas cuando son altamente diluidas
Mejoran la razón de movilidad agua-petróleo
Son los más aplicables en pruebas de campo
Factor económico
DESVENTAJAS
Son sensibles a la salinidad
Taponamiento que se origina en la formación
Susceptible al ataque bacterial
Son muy costosas al momento de tener problemas
Efecto de esfuerzos y altas temperaturas
Recobros y Costos
En ciertos casos, la inyección de polímeros puede ser económicamente
atractiva, ya que grandes cantidades de petróleo se queda en el yacimiento que
después por de un waterflooding. Los costos están directamente relacionados con
las cantidades de polímeros inyectados, el tipo de producto y agentes adicionales
para el mantenimiento de las propiedades y estabilidad de los mismos.
Existen algunos métodos importantes para estimar el incremento inicial de
petróleo recuperado a partir de inyección de polímeros. La técnica consiste en
comparar el petróleo recuperado esperado mediante inyección continua de agua
con el petróleo recuperado esperado usando las propiedades de flujo modificado
por inyección de polímeros.
La técnica es basada en la correlación de cuatro variable
V= Variación de la permeabilidad
Swi= Saturación de agua Inicial
M= Razon de movilidad del agua-petróleo
ER= recuperación fraccional de petróleo en sitio, a una razón de movilidad
especificada, WOR
Estas variables pueden relacionarse mediante gráficos de correlación de
V,M,Sw, y ER para WOR de 1,5,25 y 100.
Relación entre la cantidad de polímero inyectado y sus beneficios
económicos
Las pruebas piloto con polímeros en campos petroleros demuestran que la
cantidad de polímero inyectado tiene un efecto importante en el resultado del
desplazamiento.
Cuanto mayor sea la cantidad de polímero inyectado, mayor es el
incremento en la recuperación de petróleo.
Invasión con surfactante
El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a
40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o
de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la
eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las primeras investigaciones en
las invasiones con surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento
miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la
segregación por la gravedad.
Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada
inyección de un fluido diferente se llama "tapón" (en inlgés slug – babosa – para
indicar que se mueve lentamente como un bloque). En tal sucesión de tapones
cada uno debe idealmente desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada
nuevo fluido debe empujar el fluido que lo antecede. Habitualmente, para
asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de surfactante se
empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se
utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales
del agua de formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes.
Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.
Diferentes Tapones Existentes en el Proceso
La figura 14 indica los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector y
un pozo productor, en el medio de tal proceso. Los números corresponden a
estados del yacimiento antes, durante o después del pase del tapón de
surfactante. (1) es la zona que corresponde al estado inicial del yacimiento
después del drenaje con agua. La saturación de aceite es típicamente 30%,
apenas un poco superior a SOr. Se puede decir que el aceite se encuentra en
forma de glóbulos desconectados atrapados en los poros por fuerzas capilares. (2)
Esta zona corresponde al banco de aceite, es decir a un estado en el cual ambos
fluidos presentan continuidad. En esta zona se produce un flujo difásico. La
saturación de aceite es notablemente más alta que en la zona (1) y esto se debe a
que el tapón de surfactante (3) está empujando hacia adelante una cierta cantidad
de aceite movilizado. Cuando el banco de aceite alcanza el pozo productor,
empieza la recuperación mejorada de aceite.
Si el método se aplica en lugar de la recuperación secundaria, la saturación
en aceite en (1) es mucho mayor que SOr y el banco de aceite se extiende en todo
el yacimiento; sin embargo, la saturación es mucho más alta delante del tapón de
surfactante, típicamente del orden de 50-60%. (3) El frente del tapón del
surfactante es la zona donde la solución acuosa de surfactante entra en contacto
con el aceite atrapado y la moviliza.
La condiciones fisico-químicas cerca de la formulación óptima hacen que
las emuslioens formadas sean muy inestables, y que las gotas coalescan
inmediatamente al contactarse. En consecuencia, los glóbulos de aceite
movilizados coalescen entre sí y con los glóbulos atrapados para formar una fase
aceite continua.
Hay evidencia de que, mediante el proceso de coalescencia e
interconexión, el aceite se desplaza más rápidamente que el agua y que por lo
tanto el banco de aceite se forma delante del tapón de surfactante. Esto es lógico
si se examinan los fenómenos involucrados; de una parte la saturación de aceite
aumenta considerablemente en la zona de movilización y por lo tanto la
permeabilidad relativa aumenta también y el aceite se desplaza más rápidamente
que el agua.
Este desplazamiento produce un aumento de saturación en el banco de
aceite y la relación WOR en este depende de las movilidades relativas. (4) En un
proceso que funciona idealmente, todo el aceite está movilizado al pasar el frente
del tapón de surfactante. La zona (4) actúa por lo tanto sólo como una reserva
para compensar las pérdidas de surfactante por adsorción sobre la roca o
transferencia hacia el aceite.
Desde el punto de vista práctico, permite también que el surfactante penetre
en las zonas menos permeables, y permite compensar ciertas inestabilidades.
El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco y por lo tanto el
tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el
proceso. Además de reducirse en tamaño este tapón puede diluirse con el agua
de la formación y el fluido que lo sigue, es decir que lo empuje.
Peor aún el fluido que empuja el tapón de surfactante puede producir
digitaciones, es decir inestabilidades. (5) Para evitar o reducir al máximo la
degradación del tapón de surfactante cuando este progresa en el yacimiento, se
empuja con un fluido viscoso, que es una solución de polímeros hidrosolubles de
tipo poliacrilamida o polisacárido. Ya que el tapón de surfactante es más viscoso
que el agua (por el surfactante), y que en el frente se producen emulsiones (que
aumentan la viscosidad), es imprescindible disponer de un fluido de viscosidad de
por lo menos 50 cp para evitar inestabilidades de tipo digitación producidas por
una relación desfavorable de las movilidades.
Por razones económicas no se puede sin embargo inyectar polímeros hasta
tanto el tapón de surfactante haya llegado al pozo productor. Se usa en general un
tapón de 10-20% de volumen de poro, y la concentración de polímero va bajando
lentamente en la cola del tapón, es decir que la transición con la zona (6) es
continua. (6) Finalmente se empuja el tapón de polímero con una inyección de
agua. Se toman las precauciones necesarias para que los fenómenos de
digitación y penetración del agua en el tapón del polímero sean lo menos severos
posibles. Se usa un tapón de polímero con "cola decreciente" y una velocidad de
inyección baja.
Figura 14: Diferentes estados del yacimiento durante un proceso de
recuperación mejorada con surfactante
Parámetros que se deben cumplir para la aplicación de la tecnología
Para el empleo de este tipo de tecnología es necesario cubrir una serie de
parámetros que garanticen el rendimiento del proceso, puesto que, en el caso de
una inadecuada inyección de surfactantes podría ocasionar grandes pérdidas
económicas. En este sentido, el yacimiento debe presentar una profundidad menor
a 9000 ft, esto debido a los cambios de presión y temperatura que afectan la
absorción del tensioactivo. Tanto el espesor, la porosidad y la transmisibilidad del
reservorio se consideran parámetros no críticos.
Por otra parte, la heterogeneidad del yacimiento hace que el rango de
permeabilidad sea mayor a 10md, asimismo, la saturación residual de petróleo
debe ser mayor al 35%, con el objeto de aumentar la eficiencia de recobro a partir
de la implementación de este mecanismo. El tipo de formación donde
preferiblemente se inyecta este proceso son arenas, puesto que un alto contenido
de arcillas reduce la eficiencia de barrido.
La temperatura es un factor primordial al momento de emplear esta
recuperación mejorada, ya que los surfactantes son moléculas químicas que
tienden a degradarse y perder su capacidad de absorción con el aumento de la
temperatura. El rango de aplicación es menor a 2000F. La salinidad del medio
acuoso para que se logre la compatibilidad del fluido inyectado en el reservorio
debe ser menor a 50000 ppm.
Aunado a lo anterior, cuando se enmarcar las características que deben
poseer los fluidos en el reservorio para la aplicación de un recobro mejorado por
medio de la aplicación de tensioactivos, se tiene que la gravedad del crudo debe
ser mayor a 20º API, la viscosidad del crudo menor a 35 cp, puesto que
hidrocarburos con cadenas de compuestos más livianas tiende a disminuir con
mayor facilidad su tensión interfacial.
Recobros y Costos Esperados
La aplicación de técnicas de recuperación mejorada se encuentran
relacionadas con el precio internacional del crudo, ya que esto representa una
inversión adicional para la extracción del hidrocarburo; sin embargo, en el
transcurso del tiempo se ha observado el agotamiento de numerosos yacimientos
y por ende el uso de estas tecnologías es cada vez es más importante y presenta
un mayor auge a nivel mundial. De esta manera, los costos estimados para la
inyección de surfactantes son elevados, ya que depende del precio de los
procesos de fraccionamiento y sulfatización del tensioactivo.
Por otra parte, según Donaldson, los recobros de este proceso se esperan entre el
orden de 30-40% del petróleo original en sitio (POES).
Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad
Los álcalis son óxidos, hidróxidos y carbonatos de los metales alcalinos.
Actúan como bases fuertes (pH>7) y son muy hidrosolubles. De tacto jabonoso,
pueden ser lo bastante corrosivos como para quemar la piel, al igual que los
ácidos fuertes.
Ejemplos son el amoníaco, hidróxido amónico, hidróxido y óxido cálcico,
hidróxido de potasio, hidróxido y carbonato potásico, hidróxido de sodio,
carbonato, hidróxido, peróxido y silicatos sódicos y fosfato tri-sódico.
La inyección de soluciones alcalinas es un fenómeno que se conoce como
formación de escamas y consumo de álcali.
Consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de
0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para lograr
un pH entre 8 y 10.
A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos reaccionan con
la fase acuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son surfactantes
similares a los jabones, y a menudo se llaman así.
Estos jabones poseen propiedades surfactantes y son susceptibles de
modificar la mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial. En ciertos
casos se obtienen tensiones bajas (0,01-0,001 dina/cm) para condiciones
particulares semejantes al caso de la formulación óptima en el drenaje con
surfactante.
Al adsorberse los jabones sobre la matrix rocosa, producen una mojabilidad
por el aceite que tiende a aumentar la permeabilidad relativa de esta a baja
saturación porque promueve la continuidad de dicha fase.
Por otra parte se produce a menudo emulsiones que pueden ser
detrimentales (taponamiento) o favorables (reducción de movilidad en fracturas).
Finalmente hay evidencia de que la viscosidad interfacial tiende a aumentar
en presencia de una fase acuosa alcalina, probablemente por el aumento de la
adsorción de moléculas anfífilas de gran tamaño. Tal fenómeno está ligado con un
aumento de estabilidad de las emulsiones y en ciertos casos esto parece mejorar
la eficiencia de recuperación.
Debido a que el drenaje alcalino involucra surfactantes naturales in-situ,
cuya composición es poco conocida, es más difícil interpretar los fenómenos que
con un drenaje con surfactantes sintéticos. Sin embargo, varios estudios
fundamentales han mostrado recientemente que la tenomenología es la misma, y
que el pH juega el papel de variable de formulación al controlar la proporción
relativa de ácido sin neutralizar y de sal. De acuerdo con tal resultado es probable
que se emplee en el futuro soluciones alcalinas de surfactantes sintéticos, las
cuales producirán un anfifilo ternario: ácidos naturales, sus sales de sodio y el o
los surfactantes sintéticos.
Ventajas
El proceso es relativamente barato.
El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas.
Es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo.
La conversión de inyección de agua a invasión con caustica es
relativamente fácil.
Desventajas
Los problemas de corrosión requieren la protección de tuberías y tanques,
así como de la tubería de producción.
El proceso no es para yacimientos carbonatados.
El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los posos
de producción.
La mezcla y dispersión de la solución alcalina pueden causar una respuesta
pobre.
Alto consumo de caustica.
Limitaciones
Se obtienen mejores resultados si el material alcalino reacciona con el
petróleo del yacimiento; este debe tener un numero acido mayor de 0,2 mg
KOH/g de petróleo.
La tensión interfacial entre la solución alcalina y el petróleo debe ser menor
de 0,01 dinas/cm.
Condiciones de aplicación
Gravedad API 13-35
Viscosidad <200>
Composición Necesarios ácidos
orgánicos
Saturación de
petróleo
>35%
Litología Preferiblemente
arenisca
Espesor de arena No crítico
Permeabilidad
Promedio
>20 mD
profundidad <9000>
Temperatura <200>
Salinidad <>
Porosidad No critico
Inyección de espuma
Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de
otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad
mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste
en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabiliza, y se realiza a una
razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. La calidad de la
espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen
total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero
en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños
son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van llenando
de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.
Desplazamiento Miscible
El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del
tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante
completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es la ausencia de la
interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento es aproximadamente
un 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. El fluido
inmiscible hace la función particular de un pistón.
Proceso de tapones miscibles
Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después
del primer contacto con el crudo presente en el yacimiento.
El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada,
esto mejora la movilidad en la interfase del tapón de gas. El tapón será líquido si la
temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica
(207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por
encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación.
Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se
desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable
a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario
como terciario.
Sin embargo, este proceso no es recomendable debido a que registra una
eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas, el tamaño
del tapón es difícil de mantener por la (dispersión) y el material del tapón es muy
costoso.
Inyección de gas enriquecido
Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano,
empujado por un gas pobre. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación
los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el
petróleo. Esto produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto
con el hidrocarburo.
Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo
enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la
delantera.
El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo
residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse
nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión
menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se
reducen los problemas de diseño.
El aspecto negativo de este proceso es que si las formaciones son gruesas
ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la
desaparición del tapón.
Empuje con gas vaporizante o de alta presión
Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta
presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples
contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme
la zona miscible.
Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un
punto más alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies
antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6
para ser miscible.
Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento
cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse
nuevamente, es más económico que el proceso del tapón de propano o gas
enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre
inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado.
Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene
aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en
fracciones del C2 al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la
gravedad) y es costoso.
Inyección alternada de agua y gas
Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es
controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar
tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente
recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta
relación agua – gas.
Inyección usando solventes
Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización,
condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con
fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos
refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire,
nitrógeno, gases de combustión, entre otros.
Inyección de alcohol
Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es
de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata,
por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del
nivel necesario para aumentar la miscibilidad.
Empuje con Gas
La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más
prometedores para recobrar el petróleo residual que queda en las zonas barridas y
no barridas en los yacimientos después de la inyección de agua. Debido a la
disminución de la tensión interfacial y a las mejoras de la movilidad del crudo, los
desplazamientos miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido.
Inyección cíclica de gas
La inyección cíclica de gas es un proceso de recuperación mejorada que
consiste en la inyección de un volumen determinado de gas (tapón) en pozo
productor. Después de esta inyección, el pozo se cierra durante un periodo
(tiempo de remojo) para permitir el equilibrio de las fases en la formación y,
posteriormente, se reabre la producción. El más común de estos procesos es la
inyección cíclica de dióxido de carbono, también conocido como "huff and puff" y,
a pesar de que fue propuesto inicialmente inicialmente como una alternativa a la
inyección cíclica de vapor en la recuperación de crudos pesados, se han
desarrollado varias pruebas de campo en yacimientos de crudos livianos y
medianos.
Inyección de agua carbonatada
Esta técnica de recobro, consiste en agregar dióxido de carbono al agua de
inyección, con el objeto de lograr una razon de movilidad favorable entre la fase
desplazante y la fase desplazada por efecto de la reducción de la viscosidad del
petróleo al mezclarse con el dióxido de carbono del agua. La zona de agua
carbonatada se desplaza posteriormente mediante la inyección de agua.
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