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Una Visión Realista de la Recuperación Mejorada de Petróleo
S.M. Farouq Ali and S. Thomas
Los principales métodos de EOR son planteados de manera sistemática y equilibrada y el impacto actual de
estos métodos es evaluado a la luz de la experiencia del pozo, como tal, este paper es una descripción
oportuna y compresiva de los métodos de EOR, donde se encuentran hoy en día y examina las razones por la
falta de éxito. Este paper no confía en estadísticas voluminosas, ni da otra serie de criterios de selección. Más
bien, este desarrolla los procesos de discusión en términos de relación de movilidad (movilidad ratio) y
número de capilares. Este no muestra que tan exacto son los métodos EOR, tal como químicos floods, tiene
limitaciones inherentes explicando la falta de éxito en el campo, en contraste con los prometedores resultados
de laboratorio.
INTRODUCTION
EOR es usualmente utilizado para entender el
recobro de petróleo más allá de la producción
primaria y el waterflooding. En el caso de
crudos muy viscosos y arenas bituminosas, con
poca productividad primaria y/o secundaria,
EOR incluso pueden referirse a las técnicas de
recobro empleadas desde el principio. Estamos
preocupados con una gama de métodos de
recobro no convencionales -usualmente
costosos y complejos- algunos de los cuales han
demostrado tener éxito comercial, solo en
yacimientos específicos.
El interés en los métodos EOR, y
particularmente la actividad del campo, se
elevan y cae con la perspectiva de incremento o
decremento del precio del crudo y también se
percibe la situación externa del suministro de
crudo e incentivos gubernamentales. En
consecuencia, la economía domina en gran
parte los métodos EOR, actividad reflejada por
los extensos estudio a los proyectos de campo
publicado en el OIL & GAS JOURNAL [1]
cada dos años. El gran número de proyectos de
campo daría un método EOR, esto no significa
que el método es técnicamente éxito. Similar, a
pocas pruebas de campo de un proceso en
particular no implican que el proceso sea
técnicamente ineficaz. Esta declaración suena
muy sencilla pero tiene grandes alcances en la
selección y aplicación de un método EOR en
particular. Como un ejemplo, la tabla 1 muestra
el número de proyectos y la producción de
crudo de varios métodos EOR de mayor
categoría, basado en [1].
Una razón diferente por el interés en los
métodos de EOR es el simple hecho de que el
recobro de aceite por los métodos de recobro
primario y secundario (mantenimiento la
presión, waterflooding) es menor al 30% del
aceite en el yacimiento y mucho menor que en
muchos yacimientos. Para los últimos 50 años,
los investigadores han sido constantes en la
búsqueda de métodos para el incremento de esta
cifra. El volumen de cada investigación está de
nuevo determinado por los factores
anteriormente mencionados debido a la
actividad del pozo.
El objetivo de este artículo es discutir los
métodos de EOR para un punto de vista
mecánico. ¿Cuales son las limitaciones técnicas
de cada método en cuanto a la recuperación
de crudo se refiere? ¿Por qué algunos de los
métodos de recobro, que se ven tan bien en el
laboratorio, fallan en el campo? La
recuperación de crudo no es un buen criterio
para la aplicación en campo donde la economía
y el cash flow son los factores claves. Sin
embargo, este es un objetivo que vale la pena
tenerlo en cuenta.
Un libro útil y fácil de leer de EOR es [2],
escrito por expertos reconocidos. Descripción
detallada de procesos, criterios de selección y
Figura 1. Clasificación de los métodos EOR. Procesos comerciales son resaltados.
experiencias en el campo son un resumen de
ello. Un enfoque más teórico, especialmente
para métodos químicos, es ofrecido por el libro
de Lake [3]. Para métodos no térmicos, la serie
de artículos de Mugan [4] es una referencia útil.
METODOS EOR
Métodos de recuperación de hidrocarburos se
pueden clasificar como métodos térmicos y no
térmicos, dependiendo de si se emplea calor en
alguna forma. En cada caso, un método
particular se puede aplicar al wellbore mismo, a
la formación cerca del wellbore o a una gran
parte del yacimiento, tal como un patrón pozos.
No todos los métodos de recuperación ofrecen
estas opciones. La figura 1 muestra una
clasificación de los métodos EOR basado en
estas ideas. Mientras que los métodos EOR
indicados en la figura 1 cubre la mayor parte de
las posibilidades, que son en gran parte de
interés académico. Los métodos más
prometedores desde el punto de vista comercial
son resaltados (en la imagen, procesos en
recuadro ).
Métodos EOR no térmicos en general consisten
en procesos químicos y miscibles. Los métodos
químicos incluyen inyección de polímero,
tensoactivo (surfactante), cáustica y
micelar/emulsión, y combinaciones de los
mismos. Los más exóticos químicos probados
en campo incluyen líquido de amoniaco,
alcoholes y toda una gama de tensoactivos y
álcalis. Aunque las inyecciones de químicos
han tenido un éxito limitado en campo, son
prometedores para el futuro.
Los métodos miscibles incluyen mecanismos
miscibles de alta presión que usan
hidrocarburos gaseosos, nitrógeno o dióxido de
carbono, así como desplazamientos de
hidrocarburos líquidos. Son posibles muchas
variaciones en la aplicación de estos proceso,
uno importante sea alternar la inyección de
agentes miscibles y agua (WAG: Water
alternating gas).
Otros métodos que no se enmarcan en
categorías químicas o miscibles incluyen los
mecanismos de gases inmiscibles de dióxido de
carbono y gas inerte.
Los métodos térmicos en general consisten en
la inyección de vapor (agua caliente puede ser
tomada sea cero calidad [definida como la
fracción de masa de vapor en la mezcla de
líquido-vapor] de vapor) y en la generación de
calor in situ, generalmente se logra mediante la
combustión de una parte del aceite, pero
también es posible por otros medios, como se
muestra en la figura 1. Muchas variaciones de
inyección de vapor y combustión in situ han
sido probadas. De los otros métodos, el uso de
la electricidad ha recibido algo de atención.
PRINCIPIOS DE EOR
Un método EOR dado puede tener una o más
de varios objetivos, que son los siguientes.
Mejora de la Relación de Movilidad
Relación de movilidad, M, se define
generalmente como la movilidad λing (= k / μ,
donde k es la permeabilidad efectiva y μ es la
viscosidad) del fluido desplazador dividida por
la movilidad λed del fluido desplazado
(asumiendo el aceite en esta discusión). Si M>
1, claramente el fluido desplazador, el agua en
una inyección de agua, se mueve más
fácilmente que el líquido desplazado,
aceite. Esto no es deseable, debido a que el
fluido desplazador fluirá mucho pasado del
fluido desplazado, desplazando lo
ineficiente. Por lo tanto, la relación de
movilidad determina la eficiencia de
desplazamiento, la eficiencia de desplazamiento
(microscópica) del petróleo dentro de los
poros. Para valores de M mucho más grande
que 1, el fluido desplazador canalizará los
ganglios de aceite pasado. Esto a menudo se
llama digitación viscosa. Para una eficiencia
máxima de desplazamiento, M debe ser <= 1,
denotado generalmente como relación de
movilidad favorable. Si M> 1 (desfavorable),
entonces, en ausencia de digitación viscosa, en
la que simplemente significa más fluido tendrá
que ser inyectada para alcanzar una saturación
dada de aceite residual en los poros. Como
ejemplo, para el caso simple de una inyección
de agua, recuperación de aceite se representa en
la figura 2 como una función de la relación de
movilidad, para volúmenes fijos de fluido
inyectado. Plots de este tipo pueden ser
preparados usando la teoría de Buckley-
Leverett.
Al igual que la eficiencia de desplazamiento,
eficiencia de barrido areal, así como la
conformidad (o la eficiencia de barrido vertical)
disminuyen a medida que aumenta la relación
de movilidad. En otras palabras, si el fluido
desplazador fluye más fácilmente que el aceite,
el desplazamiento es ineficiente, también de
forma macroscópica.
La definición de M se convierte en algo
complicado y arbitrario en el caso de métodos
EOR más complejos que una inyección de
agua, pero los conceptos básicos siguen siendo
válidos. Tenga en cuenta que incluso en el caso
de una inyección de agua, hay tres maneras de
definir M, dependiendo de cómo la
permeabilidad de la fase de desplazamiento se
define.
La relación de Movilidad M puede hacerse más
pequeña, mejorada, mediante la reducción de la
viscosidad del aceite, incrementando la
viscosidad del fluido de desplazamiento,
incrementando la permeabilidad efectiva de
aceite y la disminuyendo la permeabilidad
efectiva para el fluido desplazador. (A menudo
es más conveniente hablar en términos de
movilidad). Los diversos métodos EOR apuntar
a uno o más de estos efectos.
Aumentar el Número Capilar
El número capilar, Nc, se define como mV / σ,
que es el mismo que KDP / σL, donde μ es la
viscosidad del fluido de desplazamiento, v es la
velocidad de Darcy, σ es la tensión interfacial
(IFT) entre los fluidos desplazados y los fluidos
desplazadores, k es la permeabilidad efectiva
para el fluido desplazado, y Dp / L es el
gradiente de presión. Taber {5} señaló la
implicación de reducir la saturación de petróleo
residual, que es una función del número
capilar. Desde entonces, otros autores han dado
correlaciones de los dos. La Figura 3 muestra
gráficos de la saturación de petróleo restante
frente a Nc sobre la base de los datos
publicados por diversos autores {6}. Es
evidente que el número de capilares puede ser
aumentado, y de ese modo la saturación de
petróleo residual disminuye, mediante la
reducción de la viscosidad del aceite o el
aumento de gradiente de presión, pero más que
nada, por la disminución de la IFT
En un trabajo anterior, Reed {7} informó que la
saturación de petróleo residual mostró una
disminución significativa sólo cuando IFT es
muy bajo, del orden de 10 -2 mN / m fueron
empleados. Taber observó también que un valor
crítico de Dp / σ L tenia que ser superado a
efecto, una reducción en la saturación de
petróleo residual, concluyendo que el IFT
tendría que reducirse en un factor de
aproximadamente 1000 para hacer una ganancia
significativa en la recuperación de
petróleo. Esto es factible en condiciones de
laboratorio, pero extremadamente difícil bajo
condiciones de campo. Observe también que si
IFT es cero, el número de capilares se hace
infinita y desaparece la interfaz entre el
desplazamiento y los fluidos desplazadas. En
otras palabras, el aceite se desplaza
misciblemente. En estas condiciones, la
eficiencia de desplazamiento del petróleo es del
100% en los poros donde el fluido desplazador
tiene contacto con el petróleo.
MÉTODOS DE RECUPERACIÓN
Se ha visto anteriormente que la recuperación
de petróleo está fuertemente dominada por la
relación de movilidad y el número de capilares.
Un cambio en σ afectaría a la presión capilar,
por lo tanto, permeabilidades eficaces y,
finalmente, M y Nc. En realidad, la situación es
mucho más compleja porque las emulsiones,
interacción roca fluido y otros factores difíciles
de cuantificar (flow of fines, efectos de la
temperatura, compactación, etc.) están
involucrados en la mayoría de los procesos
EOR. También la mojabilidad juega un papel
importante.
Vamos a discutir los métodos EOR más
prácticos, con comentarios sobre su
aplicabilidad. Vale la pena señalar que las guías
de cribado se han publicado muchos, que
ayudan en la selección de un método EOR para
un depósito dado. Si bien dichas guías sirven a
un propósito, deben usarse con precaución.
Formación geología y mineralogía son los
factores más importantes para determinar el
éxito en el campo. Aparte de eso, la experiencia
es un ingrediente importante en el diseño de los
proyectos EOR.
INYECCION DE POLIMEROS
En este proceso, una cantidad muy pequeña
(200 a 1000 mg / l, o ppm) de un peso
molecular alto (2 a 5 millones) soluble en agua
de poliacrilamida o polisacárido (biopolímero)
se añade al agua en una operación de tipo
inyección de agua. El proceso es
engañosamente simple. Las opciones del
polímero y la concentración a utilizar son la
etapa crucial en el diseño. Existe una
desconcertante variedad de polímeros
disponibles. Son necesarias prueba de
laboratorio cuidadosas. Incluso después de que,
el resultado del laboratorio debe estar
relacionada con el campo. El objetivo en
inyecciones polímero es reducir la movilidad
del agua de inyección. Este es el resultado de
un aumento en la viscosidad aparente de agua y
una disminución permanente de la
permeabilidad relativa al agua. Los polímeros
no disminuyen la saturación de petróleo
residual, pero sí aumenta la recuperación de
petróleo como resultado del recobro mejorado,
siendo una función de relación de movilidad.
Las largas cadenas de polímero puede disminuir
la movilidad del agua por un factor (factor de
resistencia) de 10 o más, mucho más que una
medida de viscosidad solución de polímero se
indican. El resultado global es una reducción en
la relación de movilidad, lo que conduce a un
aumento en la recuperación de petróleo.
Son muchos los factores que complican afectar
la recuperación de petróleo en polímeros. La
degradación del polímero debido a la alta
salinidad intersticial agua, la temperatura, el
envejecimiento del polímero, la formación de
gel de polímero, altas tasas de cizallamiento,
etc, son factores importantes. El punto en la
vida de una inyección de agua en que se inicia
la inyección de polímero es importante también
(antes es mejor).
La inyección de polimeros ha proporcionado
recuperaciones incrementales de petróleo del
orden del 5%. Aunque en pruebas de
laboratorio no se pueden incrementar hasta
presentarlas, tales ensayos son útiles para la
detección de varios tipos de polímeros para un
yacimiento dado.
Los polímeros muestran ser pseudoplástico, es
decir, el comportamiento, shearthinning. La
presencia de electrolitos (sales) y cationes
divalentes (calcio y magnesio), en mayor
medida que los cationes monovalentes (sodio),
en el agua de formación también conducen a
una reducción en la viscosidad de soluciones de
polímero. Esto es en parte debido a las largas
cadenas, de modo que las moléculas adoptan
una forma casi esférica. Los polisacáridos son
más resistentes a este respecto, pero requieren
cuidadosos filtrados y la adición de bactericidas
tales como formaldehído (20-100 ppm). Los
taponamientos de pozos pueden ocurrir debido
a los desechos celulares o a la reticulación de
las moléculas. Muy pocos proyectos de campos
han utilizado biopolímeros tales como
hidrosulfito de sodio, se puede añadir a una
solución de polímero. Pero puede tener el
efecto contrario si hay oxígeno libre presente.
La érdida de polímero a la formación puede
ocurrir por adsorción y entrampamiento
mecánico. Las pruebas de laboratorio tienden a
dar valores más altos de adsorción que los
observados en el campo.
La adsorción tiende a aumentar con la
salinidad, alto contenido de arcilla y la falta de
consolidación. Inyecciones de polímero han
tenido más éxito para aceites moderadamente
viscosos, en el intervalo de 5 a 200 mPa.s. La
permeabilidad del yacimiento debe ser superior
a 20 md, y la temperatura no debe ser
superior a 80 C. Si una capa de gas o una zona
de agua inferior podría haber una canalización
de los polímeros, el polímero puede ser ineficaz
en una inyección de agua madura, en vista de la
saturación de petróleo móvil bajo.. La principal
ventaja de los polímeros es la capacidad de
mejorar el perfil de inyección vertical, o
conformidad, porque el polímero inyectado
tenderá a aumentar la resistencia al flujo de
agua en las capas menos barrido. Otro papel
importante de los polímeros se conduce como
agente para el control de la movilidad, como en
la inyección micelar. En general, las
inyecciones de polímeros tienen una buena
oportunidad de éxito en los aceites
moderadamente viscosos, si la recuperación
incremental esperada bajo es económica.
sin mojabilidad residual
mojabilidad residual
Figura 3. Saturación de petróleo residual como una función de un número de
capilares [6].
DESPLAZAMIENTO MISCIBLE
El desplazamiento miscible o inundación con
solvente, consiste en inyectar un agente
desplazante tal como un solvente que es
completamente miscible con el petróleo in-situ.
En consecuencia, la tensión interfacial (IFT)
entre los dos se reduce a cero (no existe una
interfase), el numero de capilares es infinito y el
desplazamiento de petróleo se asegura en un
100% en los poros que son barridos por el
agente desplazante, si la razón de movilidad es
favorable (solvente mas viscoso que el
petróleo). En condiciones ideales, el fluido
desplazante y el petróleo se mezclan en una
banda ancha que se expande a medida que se
mueve en el medio poroso (llamada zona de
mezcla o zona de transición), el cual desplaza
todo el petróleo que esta delante como un
pistón (es decir que cada nuevo fluido debe
empujar el fluido que lo antecede).
El fluido desplazante debe ser un solvente de
hidrocarburo tal como el propano o un gas de
alta presión el cual logra la miscibilidad
después de varios contactos con el petróleo in-
situ. Puede incluso ser un alcohol que es
miscible con ambos petróleo y agua, así, logra
el verdadero desplazamiento “piston-like” de
ambos petróleo y agua. El dióxido de carbono y
nitrógeno pueden servir como agente
desplazante miscible bajo condiciones
adecuadas (alta presión de operación, alta
gravedad API del crudo). Solución micelar o
micro-emulsiones puede actuar como un fluido
“tipo miscible” en el que el aceite no es
desplazado completamente. Lo mismo sucede
para determinados alcoholes.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo
de primer contacto como el de un hidrocarburo
con otro ya que los dos son miscibles en todas
las proporciones. El desplazamiento de un
crudo liviano por propano o GLP puede estar en
esta categoría. Por otra parte el desplazamiento
de un aceite por un gas de alta presión que
usualmente del tipo de múltiple contacto, la
miscibilidad entre los dos se logra después de
varios contactos y el correspondiente equilibrio
de fases. Un diagrama ternario de equilibrio de
fases es usado para determinar si y después de
muchos contactos, la miscibilidad seria lograda
a la presión de operación. Los diferentes tipos
de procesos de miscibilidad son los siguientes
Proceso de Slug Miscible
En este caso, el propano o GLP slug (babosa,
para indicar que se mueve lentamente como un
bloque), (cerca del 5% del volumen poroso es
hidrocarburo; HCPV) es usado e empujado por
gas pobre, el gas natural o metano; los gases de
combustión también son utilizados. Este tiene
el efecto de mejorar la relación de movilidad en
la interfase gas-slug; el gas pobre es menos
viscosidad, en efecto, actúa como un fluido
viscoso. Esto es usado en otros procesos de
miscibilidad. El slug será líquido si la
temperatura del yacimiento esta por debajo de
la temperatura crítica (97°C en el caso del
propano). La presión debe ser tal que garantice
la miscibilidad en el borde frontal del slug y el
aceite in-situ, así como entre el borde de salida
y el gas desplazado, de otra manera no podría
ser logrado el desplazamiento miscible. Este
último requisito gobernaría la presión de
operación, la cual seria de 7 a 9 MPa. Esta claro
que si la formación no es suficientemente
profunda (superior a 500m), ocurriría un
fracturamiento.
Gas Enriquecido O Empuje por Gas
Condensado
En este caso, un slug (10-20% HCPV) de gas
enriquecido con etano o fracciones de hexano
(mezcla de propano-metano; gas de separador)
es usado, cuando el empuje por gas seco y agua
en del modo WAG. Estas fracciones son en
gran parte transferida al crudo cercano al punto
de inyección, mientras el gas pobre se mueve.
Eventualmente, la zona de miscibilidad esta
formada entre el gas inyectado y el crudo del
yacimiento desplazando el aceite por delante.
La presión de operación para este proceso
debería ser tan alta donde para un slug de
propano, estaría en el rango de 10 a 20 MPa.
Empuje por Gas Disuelto
Este es un proceso de múltiple contacto,
empleando gas pobre (metano). En este caso, el
etano o fracciones de hexano son transferidos
desde el aceite al gas hasta lograr la
miscibilidad. La presión de operación en este
caso es muy alta, por encima de 20 MPa. Los
gases de combustión o nitrógeno deben ser
sustituidos por gas pobre, con un incremento en
la presión requerida cerca de 30 MPa. La
presión del proceso, el punto de miscibilidad y
otros parámetros pueden ser determinados con
precisión.
Evaluación General
Los procesos anteriores de desplazamiento
miscible deberían ser usados para aceites de 35°
– 45° API, con viscosidades de 4 – 10 MPa.s.
La permeabilidad de la formación debería ser
baja, 50 md o menos, y de espesor pequeño.
Esto es para minimizar la segregación de
gravedad al aceite y gas inyectado. Un
problema inherente en todos los procesos
miscibles es el de „digitación viscosa‟ (viscous
fingering) de el material menos viscoso,
causando disipación slug de una forma u otra.
La inyección Updip y la producción downdip
tenderían a reducir estos problemas.
Cientos de inyecciones miscible se han llevado
a cabo, pero muy pocos han tenido éxito debido
a los problemas antes mencionados. Otros
problemas están relacionados con la geología
(heterogeneidad del yacimiento) y la
disponibilidad de materiales adecuados.
Desplazamiento miscibles ha tenido mucho
éxito en yacimientos de tipo de arrecife en
Alberta con el desplazamiento downward del
aceite. Tales mecanismos de gravedad
estabilizada puede recuperar hasta un 90% de el
aceite in situ [8].
INYECCIÓN DE DIOXIDO DE CARBONO
El dióxido de carbono en el estado líquido
(temperatura critica es de 31° C, presión de 7.4
MPa) es un agente de recuperación de aceite
bastante singular. Debido a la baja temperatura
crítica, está por lo general en un estado gaseoso
cuando se utiliza para la recuperación de
petróleo. Desplazamiento miscible con dióxido
de carbono es similar al mecanismo de gas de
vaporización (vaporizing gas drive), pero en
este caso un rango más amplio de fracciones, de
etano a C30, son extraídas. Como resultado, el
proceso de inyección de dióxido de carbono es
aplicable a un rango amplio de yacimientos a
presiones de miscibilidad mas basas que los de
vaporizing gas drive. La presión de
miscibilidad mínima (MMP) es usualmente
determinada por una prueba de tubo delgado
(Slim tuve test) [2]. Las correlaciones como las
de Holm y Josendal [9] también son útiles para
la estimación de la MMP.
El dióxido de carbono disminuye la viscosidad
del aceite (un efecto que es importante en los
aceites pesados) y causa inflamación del aceite,
pero el principal mecanismo en el caso de los
aceites ligeros es el desplazamiento miscible.
Muchos esquemas de inyección se han
propuesto para el proceso de dióxido de
carbono. A menos que la permeabilidad del
yacimiento al agua se demasiado bajo, un
esquema deseable consistiría en la inyección de
aproximadamente 5% HCPV slug, la inyección
de dióxido de carbono en el modo de WAG,
hasta que alrededor del 20% de dióxido de
carbono sea inyectado.
La inyección de dióxido de carbono se debe
utilizar en yacimientos de aceite
moderadamente livianos a livianos (gravedad
API > 25°, profundidad suficiente para
contener la MMP. Si es realizable, puede ser
mejor elección que otros métodos miscibles in
vista de vista de su mayor viscosidad y mayor
densidad que el metano, por ejemplo. Cabe
señalar que el dióxido de carbono es soluble en
agua, lo que conduce a una cierta pérdida, y las
disoluciones ácidas puede causar graves
problemas de corrosión.
Casi 50 inyecciones de dióxido de carbono se
han llevado a cabo. Algunos de ellos han sido
éxitos económicos. El estado de muchas
inyecciones sigue siendo poco clara. Se puede
decir que el proceso es intrínsecamente
atractivo, pero requiere una cuidadosa
ingeniería.
INYECCIÓN MICELAR
Las micelas o microemulsiones inundadas es
complejo, pero es un método de recobro
terciario bastante prometedor para aceites
livianos. Ha sido extensamente probado en los
laboratorios y muchas pruebas exitosas en
campo han sido conducidas. Una reciente
revisión hecha por Thomas y Farouq Ali.
Las inundaciones de micelas consiste en la
inyección de una solución barrera micelar
(cerca del 5% PV), seguido por una solución
barrera de polímero (buffer, del orden del 50%
PV) el cual es accionado por inundación de
agua. A menudo una pre-limpieza es inyectada
por delante del buffer micelar a condiciones de
la roca. La solución micelar usada es el
elemento clave en el proceso. Esto consiste en
agua, un hidrocarburo adecuado y 10-15% de
surfactantes, unidos con una pequeña cantidad
de sal y una cantidad adecuada de alcohol. Este
último da la posibilidad del control de la
viscosidad y el comportamiento de fase. La
solución micelar así preparada es probada por la
interacción de fases con el yacimiento de
aceites y salmueras, también en núcleos
inundados. Bajo condiciones optimas una
solución micelar (menos móviles que el aceite
y agua in-place) podría desplazar aceite y agua
de una manera miscible en el que el
desplazamiento es similar a la solución mutua
de alcohol, solo que mas eficiente. El buffer de
polímero, menos móvil que la barrera que
retrasa la dilución de la barrera accionada por
agua, esto es una importante parte del proceso.
El diseño de la inundación de micela requiere
un gran acuerdo del background de trabajo,
pero una vez que un adecuado sistema
amortiguador de barrera sea diseñado, el
proceso puede ser muy eficiente. Uno de los
índices de rendimiento es el Oil recovery to
slug ratio. En el campo, estos tienen unos
valores superiores de 3.0. Las inundaciones de
micelas normalmente podrían ser consideradas
para aceites livianos (viscosidades menores que
20 mPa.s), los cuales han sido previamente
inundados por agua (baja salinidad). La presión
del yacimiento no es crítica, basado en el
trabajo del autor, pero la temperatura no debería
ser muy alta debido a la degradación
micelas/polímeros. El principal impedimento en
el desarrollo de las micelas puede ser el costo
de los materiales y los pozos, debido a que los
pequeños espacios del pozo están siendo
utilizados, como resultado, el proceso de
inundamiento micelar ha sido exitoso en
yacimientos depletados y superficiales de
Pennsylvania y Illinois donde los crudos
generalmente son de alto precio y los materiales
son relativamente costosos. El proceso de
inundamiento micelar es el único método de
recobro que ha mostrado ser efectivo para
recuperar aceite de yacimientos de aceites
livianos regados.
INYECCION DE VAPOR
La “Tabla 1” muestra que el 60% de todos los
EOR para producción de aceite en USA, se usa
la inyección de vapor. En Canadá, si bien
“miscible floods” resulta ser el proceso más
exitoso, la inyección de vapor representa casi
toda la producción para el caso de arenas
bituminosas. A diferencia de los métodos “no
térmicos” discutidos previamente, tanto la
“inyección de vapor” como la “inyección de
agua caliente” corresponden a los métodos de
recobro térmicos, también agregando por
supuesto “la combustión in situ”, siendo el
primer proceso destinado para crudos pesados
en arenas bituminosas (gravedad alrededor de
los 10° a los 20° API!). Por otro lado, el
“steamflooding” ha sido un proceso exitoso en
un gran número de yacimientos que producen
crudos livianos; la combustión in situ parece
trabajar mejor para crudos moderadamente
pesados.
Estimulación Cíclica de Vapor (CSS)
De los EOR, este es el método más exitoso y es
usualmente la primera etapa en el desarrollo de
la inyección de vapor. En Canadá, este es el
único método de recobro eficiente en el
presente para la producción de arenas
bituminosas.
La estimulación cíclica de vapor (CSS) consiste
básicamente en una simple operación de pozo,
aunque antes (si ocurre fracturamiento) o
después, la comunicación de los pozos
desarrollados en el proceso llegan a ser muy
complejos. El vapor es inyectado en el pozo a
una alta tasa (200 m3/dia de agua equivalente
en “COLD LAKE”) por un corto tiempo (un
mes), siguiendo con el cierre del pozo por
pocos días por la distribución de calor. Después
de esto se permite que el pozo de lugar al flujo,
donde luego es bombeado. La tasa de aceite
incrementa rápidamente a un valor alto, y
permanece en un nivel económico por un largo
periodo (10 m3/dia en promedio por 6 meses).
Cuando la tasa se llega a tornar antieconómica,
o si el aceite se llega a tornar algo frio de lo
normal (viscoso), todo el proceso será repetido.
En principio, el mecanismo de CSS es simple:
el vapor inyectado en gran parte pasa por el
aceite que se encuentra alrededor del wellbore,
calentándolo en el proceso. Cuando el pozo es
puesto en producción, el aceite movilizado
fluye dentro del wellbore, desplazado por la
presión del yacimiento, gravedad,
compactación u otras fuerzas. En COLD
LAKE, la inyección de vapor es efectuada
usualmente bajo presiones de fracturas y el
proceso se torna mucho más complicado, con la
comunicación entre pozos entrando en juego
tempranamente. Es claro que el CSS y otros
métodos térmicos la intención es para mejorar
la relación de movilidad M reduciendo en gran
medida la viscosidad del fluido.
La estimulación cíclica de vapor tiene
probabilidades de éxito en crudos altamente
pesados contenidos en un yacimiento con
buenos mecanismos de empuje. Generalmente,
el rendimiento (relación vapor-aceite, OSR,
siendo m3 de aceite producido por m3 de vapor
inyectado) disminuye mas y mas a medida que
los ciclos son llevados a cabo. Esto no se da de
esa manera si el fracturamiento ocurre. El
recobro de aceite es usualmente pequeño, ya
que solo una porción pequeña de la formación
es afectada. En COLD LAKE, está acerca del
20% para los espaciamientos más pequeños del
pozo (menor a 2 ha/pozo). Los espesores de la
formación superiores a 10 m y profundidades
menores de 1000 m son deseables, pero se
pueden dar algunas excepciones. La zona
geológica cerca al wellbore es extremadamente
importante en CSS. El fondo de la capa de gas
y agua es deseable pero sus características de
redención pueden estar presentes.
Steamflooding
Steamflooding, al igual que el waterflooding, es
un patrón de empuje y desplazamiento, con
matrices de inyección y producción de pozos.
En este caso, el rendimiento depende
fuertemente del tamaño del patrón, ya que la
pérdida de calor de las rocas circundantes puede
consumir una larga proporción del calor de la
inyección. El vapor es continuamente inyectado
dentro del inyector, resultando en la formación
de una zona de vapor, que avanza en una rata
que decrece constantemente. El vapor
reemplazado por gravedad puede ser un
problema. El vapor reduce la saturación de
aceite dentro de la zona de vapor para muy
bajos valores, del orden del 10%. El aceite es
transportado por el vapor destilado también, el
cual es el principal mecanismo para los aceites
livianos de steamflooding.
Cuando ocurre el avance del vapor, la rata de
inyección de vapor se reduce a una válvula que
es suficiente para ministrar la pérdida de calor.
Otras medidas pueden incluso apagar los
intervalos del vapor productor, re
completamiento de los pozos e incluso la
perforación de revestimiento. En un tiempo más
tarde (a una inyección acerca del medio millón
de KJ/m3 de roca). El vapor es discontinuo y ya
sea que el agua caliente es inyectada o los
inyectores son cerrados mientras que en los
productores se mantiene abierto continuamente.
Hay también otras opciones para la operación
avanzada de steamfloods.
Steamflooding es factible si el aceite en sitio
tiene suficiente movilidad – la viscosidad del
aceite debería ser menor que 1000 mPa.s y su
permeabilidad debería estar en el orden de un
darcy. Se debería tener un espesor mínimo de
formación de 10 m, y una profundidad menor
de los 1000 m. Esto debería notar que el
steamflooding más eficiente se da en california
e indonesia, donde se tienen unas
profundidades y espesores más pequeños que
los requeridos. La presión de formación debería
ser baja para permitir que la inyección de vapor
se dé a una presión relativamente baja. Las
presiones bajas de operación son requeridas por
varias razones. La formación geológica juega
un valor importante en el proceso de
steamflooding. El fondo de la capa de gas o de
agua pueden ser no requeridas. Hay ejemplos
(piece river), donde una zona límite alta de agua
fue usada para aprovechar el calor de la
formación. El frente de vapor puede tomar
muchas formas dependiendo de las condiciones
del yacimiento.
El recobro de aceite en un proceso de
steamflooding puede ser alto (50% la mayoría
de los casos) pero la relación vapor-aceite es
más bajo que en el CSS por la alta pérdida de
calor.
LA COMBUSTIÓN IN SITU
La combustión in situ, o fireflooding, es un
proceso único, porque una parte
(aproximadamente 10%) del aceite en el lugar
se oxida para generar calor. Como tal, el
proceso tiene una alta eficiencia térmica. Aire
(o aire enriquecido en oxígeno, o incluso
oxígeno puro) debe ser inyectado para oxidar el
aceite. Como resultado, los grandes volúmenes
de gas de combustión se producen causando
problemas mecánicos tales como restricción de
flujo así como depósito de aceite debido a la
alta saturación de gas.
En cuanto al proceso de combustión se refiere,
se genera calor dentro de una zona de
combustión muy estrecha a una temperatura
elevada (alrededor de 600 C). Directamente
delante de la zona de combustión se produce el
cracking del aceite , lo que conduce a la
deposición de una fracción pesada (coque) que
se quema para mantener la combustión. La zona
de combustión efectivamente actúa como un
pistón y debe quemar o desplazar todo por
delante antes de que pueda avanzar.
Es evidente que el aceite cerca de los
productores está a la temperatura inicial durante
un tiempo largo y por lo tanto debe ser
suficientemente móvil para ser producido.
Generalmente hay anulación severa de
gravedad sobre la zona de combustión y, como
resultado, es más casi horizontal que vertical.
Una vez que se produzca la penetración en un
productor, las temperaturas aumentan
abruptamente y el funcionamiento se vuelve
difícil y costoso. Al mismo tiempo, sin
embargo. La viscosidad del aceite es muy baja
por lo que las tasas de producción de petróleo
también están en su punto máximo. El
enfriamiento de los productores puede ser
necesaria.
Corrosión, un problema de la combustión in
situ, se hace cada vez más grave. Cuando se usa
enriquecimiento de oxígeno, el oxígeno avance
prematuramente y es un problema común. Un
avance importante en la combustión in situ es la
inyección de agua con el aire (combustión
húmeda). El agua ayuda a transportar el calor
acumulado en las aguas abajo de las arenas
quemadas y por lo tanto aumenta la eficiencia
térmica del proceso.
Más de cien pozos firefloods se han llevado a
cabo con resultados positivos, evidentemente
son relativamente pocos.
Recuperación de aceite tiene un promedio de
50% y la relación de aire-aceite (AOR, definida
como Sm3 de aire necesaria para producir una
Sm3 de petróleo) ha variado desde 1000 a
3000, los valores más bajos de ser las típicas de
combustión húmeda.
OTROS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN
Aparte de lo anterior, muchos otros métodos de
recuperación de aceite se han propuestos. Entre
ellos cabe destacar las inyecciones de
surfactante y la inyección alcalina y sus muchas
variaciones, en particular, las combinaciones
con las inyecciones de polímeros.
Algunas de las primeras investigaciones se
realizaron sobre las inyecciones de surfactante,
lo que se buscaba era reducir la tensión
interfacial entre el aceite y el agua y disminuir
la saturación de petróleo residual. Durante años,
se han logrado muchos avances, sobre todo el
uso de sulfonatos de petróleo como
tensoactivoss. Estos son más eficaces que los
tensoactivos convencionales y menos
susceptible a la adsorción en la superficie de la
roca y las interacciones con los minerales, el
talón de Aquiles de todos los procesos de
inyección de químicos.
Otra categoría importante de los métodos de
inyección de químicos es la inyección de
alcalinos. En este caso, un álcali adecuado
(generalmente hidróxido de sodio o soda
cáustica) inyectado en una solución acuosa
diluida la cual reacciona con los compuestos
ácidos del aceite in situ. Estos tensoactivos
conducen a una reducción en la tensión
interfacial y también en las emulsiones
formadas, resultando una ayuda en la mejora de
la relación de movilidad de diversas maneras.
Una exposición concisa del proceso ha sido
dada por Johnson.
Uno de los problemas con inyección de
alcalinos es el consumo de la sustancia química
(cáustica) por la roca, que ocurre debido a una
serie de mecanismos, incluyendo las reacciones
de arcilla. Además, los estudios para la tensión
interfacial utilizando soda caustica que las
concentraciones considerables (con frecuencia
se aproxima a 1%) son necesarios para efectuar
una reducción significativa en la tensión
interfacial. Combinaciones de polímeros y
surfactantes también se han probado. En la
inyección de soda caustica, como el producto
químico debe reaccionar con el aceite, su patrón
de flujo es importante. También se debe
considerar dilución de la solución inyectada por
el agua de formación, así como sales en el
efecto de la tensión interfacial. Inyecciones de
cáustica han tenido un éxito limitado en el
campo. Tal inyección deben ser considerados
para un petróleo dado, si el índice de acidez de
0,5 mg KOH / g de crudo, o mayor. El petróleo
pesado parece ser más adecuados para este
proceso.
Muchos métodos no térmicos de recuperación
del petróleo se han probado para la
recuperación de petróleo pesado. Una extensa
revisión de estos fue dada recientemente por
Selby, Alikan y Farouq Ali (12). Pocas pruebas
de campo han sido un éxito por las razones
indicadas allí. Inyección de dióxido de carbono
Inmiscible parece prometedora para los aceites
moderadamente pesados.
RESUMEN Y CONCLUSIONES
Numerosos metodos de EOR han sido
propuestos y varios de estos han sido discutido
en detalle. Sientos de prubas de pozo han sido
realizadas, pero pocas han sido exitosas.
Muchos metodos de EOR, especialmente
inyecciones quimicas, dan resultados en el
laboratorio pero fallan en campo, esto es debido
a la incapacidad para llevar a cabo los
experimentos a escala en estas u otras
sircustancias. Simuladores numericos de
muchos de estos procesos estan todavía en las
primeras etapas de desarrollo, practicamente
debido a que los procesos mecanicos no han
sido completamente entendidos.
Mucho se puede aprender de fallas economicas
y/o tecnicas de campos, pero muchos de estos
no son publicados. Criterios de selesccion
pueden proporcionar alguna orientacional
momento de elegir, pero recordando que el
éxito de los campos es el objetivo, la eleccion
es muy estrecha. Ademas, informaciones
geologicas y mineralogicas pueden dar otros
criterios sin sentidos. En EOR esto no ha sido
sustituido por la experiencia, tratar de
interpretar el proceso en terminos de el radio de
mobilidad y capilaridad.
Observando los metodos de EOR que han diso
exitosos comenricalmente, estos pueden decir
que la inyeccion de vapor tiene una gran
oportunidad de éxito, el desplazamiento
miscible puede ser exitoso bajo condiciones
especiales y la inundacion de dioxido de
carbono es todavía un interrogante, aunque este
tiene potencial. La combustion in situ a perdido
mucho de su antiguo atractivo, pero la
combustion humeda puede trabajar donde el
vapor no puede ser aplicable. Lo mismo se
cumple para el proceso con dioxido de carbon
inmiscible, la inundacion de micellar a sido
provada en los campos, pero sigue siendo
compleja y un proceso de altos costos. De los
metodos quimicos restantes, inundacion con
polimeros pueden incrementar moderadamente
la produccion de aceite. Inundaciones de
alkalinos o surfactates tienes gran potencial de
investigacion pero con un gran riesgo en los
procesos de campo. Todos los metodos de
EOR tienes poco margen operacional bajo las
mejores circustancias.
Considerando que dos o tres campos
completamente desarrolados que no se a
recuperado aceite, valen la pena estudios a
largo plazo de los metodos de EOR en pruebas
de campo.