TEMA 1 RECUPERACION MEJORADA DEPETROLEO INTRODUCCION.- La explotaciónde un yacimiento de petróleo ocurrebásicamente en tresetapas. Enestas dos primeras etapas se lograrecuperar un promedio aproximadode25% a 30% del petróleo originalin situ, quedando el resto atrapadoen los poros de la estructuradelreservorio debido a fuerzasviscosas y capilares, además de lapresencia de fracturas naturales oregiones de alta permeabilidadcausantes de que el agua inyectadafluya a través de canalespotenciales de menor resistencia ydejando cantidades importantes decrudo atrapado en la formación. Después de las recuperacionesprimaria y secundaria, el yacimientocontiene todavía un estimado de60-80% del petróleo original in situ.CONCEPTOS MODERNOS DERECUPERACION MEJORADA Larecuperación mejorada de petróleose refiere a todos los procesosutilizados para recuperar máspetróleo de un yacimiento del quese lograría por métodos primarios.En su mayoría consisten eninyección de gases o químicoslíquidos y/o el uso de energíatérmica. Entre los primeros, los másutilizados son: los hidrocarburosgaseosos, el CO2, el nitrógeno y losgases de combustión.

Los procesos de recuperaciónmejorada se han usado como unacontinuación de la recuperaciónsecundaria, por lo que se les hadenominado procesos derecuperación terciaria. El mayoratractivo de estos métodos es queen los yacimientos que se estánexplotando todavía queda más de lamitad del petróleo original in situ;sin embargo su aplicación, dependede los precios del petróleo y de lasganancias, debido a que latecnología de recuperaciónmejorada es muy compleja ycostosa con respecto a otrosprocesos. POTENCIAL DE LOS PROCESOSDE RECUPERACION MEJORADA Afinales del año 2000, la producciónmundial de petróleo por procesos derecuperación mejorada alcanzó los2 millones de barriles diarios, lo cualrepresenta cerca del 3% de laproducción mundial. Los países con producción derecuperación mejorada significativason: USA 748.000 BPD Venezuela370.000 BPD Indonesia 283.000BPD Canadá 233.000 BPD China165.000 BPD Alemania, Colombia,Emiratos Arabes Unidos, India, Libia,Francia, Trinidad y Turquía englobanaproximadamente 68.000 BPD. El patrón de participación es de55% para los proyectos térmicos,35% para los de inyección de gasesy 10% para los químicos. Entre los métodos térmicos, lainyección de vapor registra elporcentaje mayor de producciónmundial, la mayor aplicación se daen Indonesia, Venezuela, China yUSA. El proyecto de inyección de vapormás grande en el mundo es el delCampo Duri en Indonesia, el cualproduce 283.000 BPD. CARACTERISTICAS IDEALES DEUN PROCESO DE RECUPERACIONMEJORADA

Donde: r = Factor de recuperación(petróleo recuperado al comienzodel proceso) ED = Eficiencia dedesplazamiento microscópica(fracción) EV = Eficiencia dedesplazamiento macroscópica(fracción) INGENIERIA DE RESERVORIO YGEOLOGIA DE EXPLOTACION ENCONTROL DE RECUPERACIONMEJORADA La geología de losyacimientos y las propiedades delos fluidos determinan cual métodose debe usar. Por otra parte, hayque tener en cuenta la mineralogíay la geología de la formación sonfactores relevantes en ladeterminación del éxito en elcampo. HETEROGENEIDAD DELYACIMIENTO Los estratos tienenpermeabilidad horizontal y vertical.Ambas son muy importantes para eldesplazamiento de fluidos en losestratos. La permeabilidad depende

de factores como la deposición,sedimentación, compactación yhomogeneidad o heterogeneidad delos sedimentos. El intercalarestratos permeables eimpermeables en determinadointervalo petrolífero afectará sucontenido o espesor neto de arena ytendrá influencia en lascaracterísticas y comportamientodel flujo desde el yacimiento haciael pozo. La heterogeneidad de unaformación tiene un significanteefecto sobre el desplazamiento. Elmovimiento de los fluidos a travésdel reservorio no será uniforme siexisten grandes variaciones en laspropiedades tales como: porosidad,permeabilidad y cemento arcilloso. TIPOS DE HETEROGENEIDAD El tipo más común deheterogeneidad de yacimientoson las variaciones depermeabilidad vertical y horizontalen la roca reservorioLa heterogeneidad del reservorioes la causa más frecuente parafracasar los proyectos derecuperación mejorada. Las propiedades petrofísicasmás importantes de la rocareservorio son la porosidad y lapermeabilidad. Estos atributos soncomúnmente otorgados a unsedimento por el proceso de lavadopara remover las partículas finas CLASIFICACION E IMPORTANCIADE LA RECUPERACIONMEJORADA Se estima que para el año 2020, larecuperación mejorada de petróleorepresentará el 50% de laproducción mundial. Existen diferentes métodos derecuperación noconvencionales, que permitenmejorar la recuperación porinyección de agua. Algunos aplicancalor y otros no, lo que se conocecomo métodos térmicos y notérmicos. De estos métodos, los térmicosson utilizados con preferencia paralos crudos pesados, no térmicospara crudos livianos, aunquealgunos pueden ser aplicables acrudos pesados, pero han tenidopoco éxito en las aplicaciones decampo. Se han propuesto métodos derecuperación mejorada que soncombinaciones de otros, como porejemplo la inyección alcalina consurfactantes y polímeros. TEMA 2 METODOS NO TERMICOSDE RECUPERACION MEJORADADE PETROLEO Los métodos notérmicos abarcan los procesosquímicos y los miscibles. Losprimeros incluyen los polímeros,surfactantes, caústicos, lasinvasiones micelar/polímero ycombinaciones. Los métodosmiscibles incluyen los empujesmiscibles a alta presión, usando ungas de hidrocarburo, nitrógeno oCO2, así como el desplazamiento dehidrocarburos líquidos. Otros métodos que no son miscibleso químicos, incluyen empujes degas inmiscible por CO2, gasesinertes y otros. 1)INVASIONES QUIMICAS La mayoría de los procesosquímicos involucran la inyección demateriales que usualmente no estánpresentes en los yacimientos. Entreellos se encuentran polímeros,surfactantes, emulsiones ycombinaciones de ellos. 1.1INVASIÓN CON POLÍMEROS Es una modificación de la inyecciónde agua y consiste en añadir alagua de inyección un tapón depolímeros de un alto peso molecular(2 hasta 5 MM) antes de que éstasea inyecta en el yacimiento. Dichas soluciones son muy viscosasaun cuando sea diluidas, lo cualhace que mejore la razón demovilidad agua-petróleo generandoun mejor desplazamiento y unbarrido más completo delyacimiento que en la invasión conagua convencional. Los polímeros más utilizadosson los solubles en agua einsolubles en petróleo o alcohol.Actualmente se usan tres tipos depolímeros: poliacrilamidas,polisacáridos (biopolímeros) ypolióxidos de etileno; los dosprimeros son los más aplicados enpruebas de campo, siendo lospoliacrilamidas los más populares

debido a que aumentan laviscosidad, alteran la permeabilidadde la roca. Los biopolímeros son menossensibles a los efectos de salinidad,sin embargo son más costosos envirtud de los procesos depretratamiento que requieren. Existen muchos factores queafectan la recuperación depetróleo al usarpolímeros: la degradación de éstosdebido a la alta salinidad del aguaintersticial, la temperatura, elenvejecimiento, la formación degeles, altos esfuerzos de corte yotros. 1.2 INVASIÓN CONSURFACTANTES Los surfactantes soncompuestos orgánicosprovenientes del petróleo crudo yotros aditivos, que mezclados abajas concentraciones en aguareducen la tensión interfacial. El objetivo principal de estemétodo es disminuir la tensióninterfacial entre el crudo y el aguapara desplazar volúmenesdiscontinuos de crudo atrapado,generalmente después de procesosde recuperación por inyección deagua (20 a 40% del volumenporoso). Este método consiste en unproceso de inyección de múltiplestapones, incluyendo la inyección deagentes químicos con actividadsuperficial (tensoactivos osurfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicosreducen las fuerzas capilares queatrapan el crudo en los poros de laroca de formación. Los surfactantes másempleados a nivel de campo sonsulfonatos de petróleo o sintéticos,los cuales pueden ser empleados enun amplio intervalo detemperaturas a bajas salinidades.Los aditivos más populares sonamonio, carbonato de sodio ytrifosfato de sodio. 1.3 INVASIONES ALCALINAS OPROCESOS DE INVERSION DEHUMECTABILIDAD La inyección de solucionesalcalinas (o cáusticas) emplea unproceso de emulsificación in situ.Este método requiere adicionar alagua de inyección ciertas sustanciasquímicas como hidróxido de sodio,silicato de sodio, soda cáustica ocarbonato de sodio, las cualesreaccionan con los ácidos orgánicosque contiene el petróleo delyacimiento. A medida que el agua alcalina yel petróleo reaccionan, se vanproduciendo sustancias jabonosas(surfactantes) en la interfacepetróleo-agua, las cuales permitenque el petróleo sea producido poruno de los siguientesmecanismos: a) Reducción de la tensiónsuperficial como resultado de laformación in situ de surfactantes. b) Cambio de humectabilidad, dehumectado por petróleo ahumectado por agua. c) Emulsificación y entrampamientodel petróleo para ayudar a controlarla movilidad. d) Emulsificaciones y arrastre depetróleo. e) Solubilización de las películasrígidas de petróleo en la interfasepetróleo-agua. f) Cambio de humectabilidad, dehumectado por agua a humectadopor petróleo.

La recuperación mejorada seobtiene cambiando la mojabilidadde la roca y bajando la tensiónsuperficial, lo cual causa unaemulsificación inmediata. Parapetróleos livianos (> 30°API), elproceso requiere alta concentraciónde agente alcalino (2 – 5%) dandocomo resultado una alta eficienciade desplazamiento. Para petróleos pesados (< 25°API)la concentración de álcali es baja(0.1 – 1.0 %) y el agua de formacióndebe tener una baja concentraciónde ion calcio. VENTAJAS El proceso es relativamentebarato.

El control de la movilidad es mejorque en los procesos de inyección degas. El proceso es aplicable a unamplio rango de yacimientos depetróleo. La conversión de inyección deagua a invasión con cáustica esrelativamente fácil. DESVENTAJAS Los problemas de corrosiónrequieren la protección de tuberíasy tanques, así como de la tubería deproducción. El proceso no es para yacimientoscarbonatados. El yeso y la anhidrita se puedenprecipitar en los alrededores de lospozos de producción. La mezcla y dispersión de lasolución alcalina puede causar unarespuesta pobre. Alto consumo de cáustica.

1.4 INVASIONES MICELARES La invasión micelar omicroemulsión es un proceso muycomplejo aplicable para petróleoslivianos. La técnica consiste en lainyección de un tapón micelarseguido por un volumen de soluciónde polímero, el cual se empuja conagua, a menudo se inyecta unpreflujo delante del tapón micelarpara condicionar la roca. La solución micelar estáformada por agua, unhidrocarburo, 10-15% desurfactante, junto con pequeñascantidades de sal y un alcoholadecuado (para controlar laviscosidad y el comportamiento defase). Este método debe considerarsepara petróleos livianos(viscosidades menores a 20 cp) ypara yacimientos previamenteinvadidos con agua (baja salinidad);la presión del yacimiento no escrítica, pero la temperatura no debeser alta como para causar ladegradación del polímero/micelar. 1.5INYECCION DE ESPUMA Las espumas son acumulacionesde burbujas de gas separadasunas de otras por películas gruesasde líquidos, con la propiedad detener una viscosidad mayor que ladel gas o líquido que la componen.La inyección de espuma consiste eninyectar aire, agua o un agentequímico que la estabiliza y serealiza a una razón de movilidadmenor que la inyección de gas olíquido solos. La cantidad de espuma sedefine como la razón entre elvolumen de gas contenido y elvolumen total de la espuma; lamáxima calidad es 0.96 ya querequiere un 4% de líquido paraproducirla.

La inyección de espuma en medioporoso crea un gran número deinterfases elásticas.El proceso esaltamente eficiente ya que lasespumas se ubican primero en losporos más grandes, donde tienden aobstruir el flujo. 2) DESPLAZAMIENTOSMISCIBLES ;Este proceso consiste eninyectar un agente desplazantecompletamente miscible con elpetróleo existente. La tensióninterfacial entre los dos se reduce acero (no existe una interfase),elnúmero capilar se hace infinito y eldesplazamiento de petróleo seasegura en un 100%en los poros El CO2 y el nitrógeno tambiénse pueden usar como agentesmiscibles de desplazamiento, encondiciones apropiadas (altaspresiones de operación y crudos dealto °API). Las soluciones micelareso microemulsiones pueden actuarcomo agentes miscibles dedesplazamiento.2.1 PROCESO DE TAPONESMISCIBLES El desplazamiento de petróleo conun tapón miscible generalmente serefiere a la inyección de algúnsolvente líquido que es miscibledespués del primer contacto con elpetróleo del yacimiento El agua se inyecta con el gas enpequeños tapones en formaalternada (proceso WAG), lo cualmejora la razón de movilidad en la

interfase del tapón de gas; el gasmenos viscoso, actúa como unfluido viscoso. El tapón será unlíquido si la temperatura delyacimiento se encuentra por debajode la temperatura crítica (207° F enel caso del propano). VENTAJAS Todo el petróleo contactado sedesplaza. Se requieren bajas presiones paraalcanzar la miscibilidad. Se puede utilizar como un métodosecundario o terciario. DESVENTAJAS El proceso registra una eficienciapobre y es mejor si se aplica enformaciones muy inclinadas. El tamaño del tapón es difícil demantener debido a la dispersión. El material del tapón es costoso. 2.2 PROCESOS CON GASENRIQUECIDO O EMPUJE CONGAS CONDENSANTE En este caso se usa un tapón demetano enriquecido con etano,propano o butano, empujado por ungas pobre y agua. A medida que elgas inyectado se mueve en laformación, los componentesenriquecidos son extraídos del gasinyectado y absorbidos por elpetróleo. La inyección continua de gasenriquecido y la remoción de lasfracciones livianas alrededor delpozo forman una zona rica en C2 yC4, esta banda de petróleoenriquecido se vuelve miscible conaquel, desplazando al petróleo queva adelante.

VENTAJAS El proceso de gas enriquecidodesplaza esencialmente todo elpetróleo residual contactado. La miscibilidad puede lograrsenuevamente si se pierde en elyacimiento. El proceso es más económico queel del tapón de propano. Se desarrolla la miscibilidad a unapresión menor que en el empuje congas pobre. El uso de tapones de gran tamañominimiza los problemas de diseño DESVENTAJAS Tiene una pobre eficiencia. Si las formaciones son gruesas,ocurre segregación por gravedad. El costo del gas es alto. La presencia de canalizacioneslleva a la desaparición del tapón. 2.3EMPUJE CON GASVAPORIZANTE O DE ALTAPRESION Este es un proceso de múltiplescontactos que requieren inyeccióncontinua a alta presión de un gaspobre como el metano o el etano enel caso del gas enriquecido, senecesitan múltiples contactos entreel petróleo del yacimiento y el gasinyectado antes de que se forme lazona de miscibilidad. Al contrario del método de gasenriquecido, donde loscomponentes livianos se condensanfuera del gas inyectado y dentro delpetróleo, VENTAJAS El proceso de gas pobre alcanzauna eficiencia de desplazamientocercana al 100% La miscibilidad puede lograrsenuevamente si se pierde en elyacimiento. Es más económico que el procesodel tapón de propano o gasenriquecido. No existen problemas con eltamaño del tapón debido a queocurre inyección continua. El gas puede ser reciclado einyectado DESVENTAJAS Requiere altas presiones deinyección. Tiene aplicación limitada debidoa que el petróleo del yacimientodebe ser rico en fracciones de C2 alC6. La eficiencia areal y lasegregación debido a la gravedadson pobres. El costo del gas es alto y lossustitutos requieren altas presionesde inyección y ser separados de lacorriente gaseosa una vez queocurra la irrupción y se comience aproducir. 2.4 INYECCION ALTERNADA DEAGUA Y GAS (PROCESO WAG) La inyección alternada de gasjunto con el agua es una variante

de los tapones miscibles, permitecontrolar la inestabilidad del frentede desplazamiento y mejorar laeficiencia de barrido vertical aldisminuir la razón de movilidad y,por lo tanto, aumentar la eficienciade barrido volumétrico. En este proceso se inyectatapones de agua y gasalternadamente, los cuales semueven recorriendo la misma rutaen el yacimiento hacia los pozosproductores en una relación agua-gas determinada, el tapón de aguano alcance el banco de fluidomiscible (gas) donde ocurre elprincipal desplazamiento. 2.5 INYECCION USANDOSOLVENTES El método utiliza variosprocesos de recuperaciónmejorada cuyas principalesfunciones en la recuperación depetróleo son la extracción,disolución, vaporización,solubilización, condensación oalgunos otros cambios en elcomportamiento de las fases.Estos métodos tiene otrosmecanismos de recuperaciónimportantes como la reducción de laviscosidad, el hinchamiento delpetróleo y el empuje por gas ensolución, pero el mecanismoprimario es la extracción que puedelograrse con muchos fluidos como:alcoholes orgánicos, cetonas,hidrocarburos refinados, gascondensado de petróleo, gas naturaly gas natural licuado, dióxido decarbono, aire, nitrógeno, gases decombustión y otros. 2.6 INYECCION DE ALCOHOL Se han realizado operaciones decampo en las cuales se hainyectado alcohol como solvente enel petróleo, y se ha demostradoque, a pesar del alto costo, estemétodo puede ser aplicadocomercialmente. Este proceso difiere de losdesplazamientos miscibles, ya queel petróleo y el agua connata sedesplazan sin la alta concentraciónde alcohol en el tapón. Si ésta caepor debajo de ciertos niveles, sepierde la miscibilidad y el procesose convertirá en una inyección deagua, cuando se usa agua comofluido desplazante para empujar eltapón del alcohol. El uso de alcohol isopropílico estálimitado porque inicialmente esmiscible con el petróleo y el aguaconnata y, por lo tanto, el contenidode alcohol de la zona de mezcla sediluye por debajo del nivelnecesario para mantener lamiscibilidad. 2.7 INYECCION DE DIOXIDO DECARBONO El dióxido de carbono en estadolíquido (temperatura crítica 88°F ypresión crítica 1073 psi) es elagente miscible preferido para larecuperación de petróleo, perodebido a su baja temperatura críticageneralmente se encuentra enestado gaseoso. El CO2 reduce la viscosidad delpetróleo y causa su hinchamiento. Este método se debe usar enyacimientos con crudos livianoshasta livianos (API > 25°), losuficientemente profundos comopara estar por encima de la PPM; siexiste disponibilidad del CO2, esuna mejor selección que otrosmétodos miscibles en vista de sualta viscosidad y mayor densidadque el metano. El CO2 es soluble enagua, lo que ocasiona algunaspérdidas y las soluciones ácidaspueden causar problemas decorrosión. 2.8 INYECCION DE NITROGENO Constituyen un método viable siel yacimiento cumple con lossiguientes requisitos: El crudo del yacimiento:

Debe ser rico en fraccionescomprendidas entre el etano y el hexano(C2 – C6) o hidrocarburos livianos (API>35°) Tiene un factor volumétrico alto ola capacidad de absorber el gasinyectado en condiciones deyacimiento. Está saturado de metano (C1). El yacimiento: Debe estar a una profundidad ≥5000 pies, a fin de mantener lasaltas presiones de inyección (≥5000 psi) necesarias para alcanzarla miscibilidad del crudo con el

nitrógeno sin fracturar la formación.Con la inyección continua denitrógeno se logra desplazar elfrente miscible a lo largo delyacimiento, moviendo un banco decrudo hacia los pozos productores.La inyección de este gas tambiénpuede alternarse con la inyecciónde agua (proceso WAG) paraincrementar la eficiencia de barridoy la recuperación de petróleo. 3)EMPUJES CON GASLa inyección continua de gas sedestaca para recobrar el petróleoresidual que queda en las zonasbarridas y no barridas de losyacimientos después de la inyecciónde agua. Debido a la disminución dela tensión interfacial y a las mejorasde la movilidad del crudo, losdesplazamientos miscibles einmiscibles pueden lograr altaseficiencias de barrido. Pirson propuso la utilización delCO2 a altas presiones yposteriormente se planteó usarlojunto con agua, con el objetivo dereducir la viscosidad del petróleo yprovocar su hinchamiento, tambiénse emplea el CO2 como un tapóncontrolador de empuje. Las técnicas se basan en que el CO2se disuelve en el petróleo y lereduce viscosidad, mientras que elnitrógeno aumenta la presión delyacimiento. 3.1 INYECCION CICLICA DE GAS Consiste en la inyección de unvolumen determinado de gas(tapón) en un pozo productor.Después de esta inyección, el pozose cierra durante un periodo(tiempo de remojo) para permitir elequilibrio de las fases en laformación posteriormente se reabrela producción. El más común de estos procesos esla inyección cíclica de CO2 (“CO2hull and full”). Los mecanismos de producciónde la inyección cíclica de CO2son: a)Reducción de la viscosidad delpetróleo b)Hinchamiento del petróleo c) Empuje por gas en solución d) Disminución de la tensióninterfacial e) Cambios en la mojabilidad delmedio poroso

Entre las ventajas que presenta lainyección de gas natural conrespecto al CO2 están: no generacambios de mojabilidad en el medioporoso que constituye la formacióny no requiere de inversionesimportantes para su manejo. 3.2 INYECCION DE AGUACARBONATADA Esta técnica consiste en agregarCO2 al agua de inyección, con elobjeto de lograr una razón demovilidad favorable entre la fasedesplazante y la fase desplazadapor efecto de la reducción de laviscosidad del petróleo al mezclarsecon el CO2 del agua. 4) INYECCION MICROBIAL Pruebas de laboratorio handemostrado que algunosmicroorganismos producen químicosque pueden incrementar lamovilidad del petróleo en elreservorio. Se ha demostrado también queestos organismos pueden serdesplazados a través del medioporoso, y que se pueden adaptar avivir bajo una variedad decondiciones medioambientales. Los químicos que pueden serproducidos por microorganismosincluyen surfactantes, ácidos,solventes y dióxido de carbono. Seconsideran como buenos prospectospara inyección microbial losreservorios con temperaturasmenores a 160ºF, saturaciónresidual mayor a 25-30% ypermeabilidad mayor que 100 md.