INDICE Págs. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………….3 UNIDAD 7: MÉTODOS QUÍMICOS DE RECUPERACIÓN…………………….4 RECUPERACIÓN …………………….4 7.1 Defn!"nes…………………………………………… Defn!"nes……………… ………………………………………………………. ………………………….# # 7.$ In%e!!&n 7.$ In%e!!&n 'e s"()en*es…………………………………………………………7 7.3 In%e!!&n 7.3 In%e!!&n 'e +"(,-e"s………………………………………………………../ UNIDAD 0: OTROS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN DE IDROCAR2UROS………………………………………………………………….1 IDROCAR2UROS ………………………………………………………………….1 0.1 Defn!"nes…………………………………………… Defn!"nes……………… ……………………………………………………. ………………………..17 .17 0.$ In%e!!&n 0.$ In%e!!&n 'e gs………………………………………………………………..1/ 0.3 In%e!!&n 0.3 In%e!!&n 'e es+5-s………………………………………………………..$1 0.4 In%e!!&n 0.4 In%e!!&n 'e s"(5!"nes (!(ns………………………………………… (!(ns………………………………………… $3 0.# In%e!!&n 'e s56!*n*es……………………………… s56!*n*es…………………………………………………… …………………… $4 CONCUSIÓN………………………………………………………………………….$ 2I2IO8RA9ÍA………………………………………………………………………..$
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INTRODUCCION A continuación se presentaran dos temas muy importantes, el primero de ellos son los métodos químicos de recuperación y el segundo son otros métodos de recuperación de hidrocarburos, como notaran estos dos temas están relacionados entre sí, ya que el único fn se conocer estos métodos es para saber cuáles son y en qué consiste cada uno de ellos para la recuperación de hidrocarburos. !isten di"erentes métodos de recobro recobro no con#encionales, con#encionales, que permiten permiten me$orar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. %os térmicos son utili&ados con pre"erencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos térmicos son utili&ados para crudos li#ianos, aunque algunos pueden ser apli aplica cabl ble es a crud crudo os pesa pesado dos, s, per pero han teni tenido do poco poco é!ito !ito en las las aplicaciones de campo. 'e sabe que para tener un po&o productor el yacimiento tiene que estar asocia asociado do con con algú algún n tipo tipo de ener energí gía a que que permit permita a la e!pu e!pulsi lsión ón de los los hidrocarburos, esa energía inicialmente permite un drena$e natural de los (uidos de un yacimiento )petróleo, agua o gas* hacia los po&os, ba$o el e"ecto de gradiente de presión y el yacimiento. +na #e& que esa ener energí gía a sea sea insu insufc fcie ient nte e y la pres presió ión n inad inadec ecua uada da,, los los (uid (uidos os no se mo#erán naturalmente y se quedarían estancados, en ese momento es que se decide la opción de aplicar métodos artifciales o de e!5+e!&n se!5n', que consisten en incrementar de la presión del yacimiento mediante la inyección de gas o agua en la roca del yacimiento
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UNIDAD 7 “METODOS QUIMICOS DE
RECUPERACION ”
7.1
DE9INICIONES
!isten di"erentes métodos de recobro no con#encionales, que permiten me$orar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. %os térmicos son utili&ados con pre"erencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utili&ados para crudos li#ianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco é!ito en las aplicaciones de campo. 'e han propuesto también métodos / los cuales son combinaciones de otros, como por e$emplo la inyección alcalina con sur"actantes y polímeros. 0e igual manera se han sugerido y probado muchas combinaciones de #apor con químicos y sol#entes.
In)s"nes ;5,-!s %a mayoría de los procesos químicos in#olucran la inyección de materiales que usualmente no se encuentran en los yacimientos.
1. In)s&n !"n +"(,-e"s.
-
%a in#asión con polímeros es una modifcación de la inyección de agua y consiste en aadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que me$ore la ra&ón de mo#ilidad aguapetróleo, lo cual da como resultado un me$or despla&amiento y un barrido más completo que en la in#asión con agua con#encional. 4on polímeros, se "orma un banco de petróleo que de empu$a como en la inyección de agua con#encional. 5abitualmente, para asegurarse de que la mo#ilidad esté bien controlada, el tapón de sur"actante se empu$a con un determinado #olumen de solución de polímeros. Además, se utili&an #arios aditi#os con el sur"actante para protegerlo contra las sales minerales del agua de "ormación por la precipitación o secuestro de los cationes di#alentes. %os aditi#os más populares son amonio, carbonato de sodio y tri"os"ato de sodio.
$. In)s"nes -!e(es. %a in#asión micelar o microemulsión es un proceso muy comple$o, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos li#ianos. 5a sido e!tensamente probado en el laboratorio y e!isten #arias pruebas de campo con resultados e!itosos. %a técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un #olumen de solución de polímero, el cual se empu$a con agua6 a menudo se inyecta un pre(u$o delante del tapón micelar para condicionar la roca. %a solución micelar que se utili&a es el elemento cla#e del proceso y está "ormada por agua, un hidrocarburo, 787-9 de sur"actante, $unto con pequeas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utili&a para controlar la #iscosidad y el comportamiento de "ase.
3. Des+(<-en*"s -s!=(es. ste proceso consiste en inyectar un agente despla&ante completamente miscible con el petróleo e!istente. n condiciones ideales, el (uido despla&ante y el petróleo se me&clan en una banda estrecha que se e!pande a medida que se mue#e en el medio poroso, y despla&a todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón. l despla&amiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcan&a por #arios contactos y el correspondiente equilibrio de "ases.
4. In%e!!&n 5sn'" s"()en*es 1
'e les llama sol#entes a la mayoría de los (uidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. l proceso de inyección de sol#entes es uno de los primeros métodos que se empleo para e!traer petróleo. ste consiste en inyectar gas licuado del petróleo )%;<* en pequeos tapones y despla&arlo por medio de otro tapón de gas seco. ste mecanismo cumple "unciones importantes como son la e!tracción del crudo, disolución, disminución de la #iscosidad, incremento del petróleo y el empu$e por gas en solución, siendo el principal la e!tracción. ntre los (uidos más utili&ados en la operación se encuentran= alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refnados, gas condensado del petróleo )%;<*, gas natural y gas licuado )%><*, dió!ido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.
7.$ IN>ECCION DE SO?ENTES 0os (uidos que se me&clan $untos en todas las proporciones en una sola "ase son miscibles. %os agentes miscibles podrían me&clarse en todas las proporciones en el petróleo que será despla&ado, pero la mayoría de ellos solo e!hibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se les denomina sol#entes. ?uchos, de hecho, pueden ser con el crudo en las condiciones adecuadas, pero la mayoría de los sol#entes son inmiscibles con una "ase acuosa.
:
%a inyección de sol#entes "ue uno de los primeros métodos utili&ados para e!traer petróleo del medio poroso en la década de 718. Bnicialmente, el interés estu#o concentrado en inyectar gas licuado del petróleo )%;<* en pequeos tapones y despla&ar el %;< por medio de un tapón de gas seco. ste proceso resulto cada #e& menos atracti#o a medida que el #alor del sol#ente aumentaba. A fnales de 7:8, resurgió el interés debido al aumento de los precios del petróleo y a una mayor confan&a en los procedimientos para estimar su recobro. 0urante este periodo, el líder de los sol#entes "ue el dió!ido de carbono, aun cuando también "ueron utili&ados muchos otros (uidos. l método mostrado en la fgura .71 utili&a #arios procesos / cuyas principales "unciones en el recobro de petróleo son la e!tracción, disolución, #apori&ación, solubili&ación, condensación o algunos otros cambios en el comportamiento de "ases que in#olucran el crudo. stos métodos tienen también otros mecanismos de recobro muy importantes como la reducción de la #iscosidad, el hinchamiento del petróleo y el empu$e por gas en solución, pero el mecanismo primario es la e!tracción. sta puede lograrse con muchos (uidos como= alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refnados, gas condensado del petróleo )%;<*, gas natural y gas natural licuado )%><*, dió!ido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.
@
7.3 IN>ECCION DE POIMEROS n miras a aumentar el porcenta$e de petróleo que es posible recuperar en los yacimientos se han implementado técnicas alternas para me$orar las condiciones de producción y obtener más altos rangos de "actores de recobro. %a inyección de polímeros en el yacimiento me$ora la efciencia de barrido, incrementando la producción en menor tiempo, lo que puede ser traducido en menores costos por tiempo de utili&ación de equipos en superfcie, me$orando la economía de proceso, siempre y cuando este sea controlado ba$o los estándares mínimos de regularidad. %as propiedades de los polímeros $uegan un rol determinante en la efciencia del proceso. 'e toman en consideración los "actores que "a#orecen la inyección de polímeros tales como= 4ondiciones apropiadas para la inyección de agua. Alta saturación del petróleo mo#ible. Alto capacidad de almacenamiento. 0e igual manera e!isten aquellos "actores considerados des"a#orables para el proceso. Cracturas e!tensi#as.
mpu$e "uerte de agua. 4apa de gas. Alto contraste de permeabilidad. Agua de "ormación altamente salina. ;roblema de inyectabilidad se#ero. Alto contenido de arcillas hinchables y calcio.
;ara el caso de estudio se pudo corroborar los "actores que teóricamente se consideran me$orados mediante la inyección de polímeros y se obtu#o un incremento en el petróleo recuperado de 77,19 en comparación con el #alor obtenido mediante procesos de inyección de agua pre#ios al proyecto de inyección de polímeros.
In*"'5!!&n l control de la mo#ilidad es un término genérico que describe cualquier proceso que intenta alterar las tasas relati#as a las cuales los (uidos inyectados y despla&ados se mue#en a tra#és del yacimiento. 4on esto se busca me$orar la efciencia del barrido #olumétrico del proceso de despla&amiento. +sualmente se habla en términos de proporción de mo#ilidad, ?, y un proceso de despla&amiento es considerado para tener un control de la mo#ilidad si ? D 7,8. %a efciencia de barrido #olumétrico aumenta si ? se reduce. Donde: @D: ;ermeabilidad de la "ase despla&ante, m0. @': ;ermeabilidad de la "ase despla&ada, m0. D: Eiscosidad de la "ase despla&ante, c;. ': Eiscosidad de la "ase despla&ada, c;. SD: 'aturación promedio de la "ase despla&ada. detrás del "rente de la "ase despla&ante. S': 'aturación promedio de la "ase despla&ante adelante del "rente de la "ase despla&ante. 0ado que no es fable cambiar las propiedades del (uido despla&ado cuando este es petróleo o la permeabilidad de la roca para los (uidos despla&ados, la mayoría de los procesos de control de mo#ilidad buscan adicionar químicos a los (uidos inyectados. stos químicos aumentan la #iscosidad aparente de los (uidos inyectados yFo reduce la permeabilidad e"ecti#a de la roca del (uido inyectado. %os químicos usados son primordialmente polímeros cuando el (uido inyectado es agua y sur"actantes que "orman espuma cuando el (uido inyectado es gas. 4uanto antes se inicie un proyecto de polímero, me$or será el rendimiento que tendrá. 78
In%e!!&n 'e +"(,-e"s. ;esos moleculares de polímeros solubles en agua en concentraciones diluidas )ppm* aumentan signifcati#amente la #iscosidad del agua en un "actor de 78 a -8 )4A+0% and /B4'>, 7-* y también reduce la permeabilidad de la roca relati#a al agua, en otras palabras, disminuye la ra&ón de mo#ilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos. 0e esta manera, la efciencia de barrido #olumétrico puede me$orar y se puede lograr un porcenta$e mayor de petróleo recuperado con un proceso de inyección de polímeros, sin embargo, en la Cig. 7 se #erá que el porcenta$e de petróleo residual permanece constante para di"erentes #iscosidades, de manera que la me$ora en la recuperación de crudo es que el mismo es obtenido más temprano y con menor corte de agua, en consecuencia, en la práctica esto se traduce en menores costos de le#antamiento en comparación que con inyección de agua solamente. n la inyección de polímeros, una píldora de 8,3 o ;E más alta de solución de polímero es inyectado dentro del yacimiento con una inyección pre#ia de una píldora de salmuera de ba$a salinidad )agua "resca*. %a píldora de polímero es seguida por otra píldora de agua "resca y seguidamente por inyección de agua.
Ga que muchas #eces el agua de "ormación a"ecta a los polímeros ad#ersamente, la solución polimérica )%a salinidad del agua disminuye la #iscosidad de la solución polimérica* es "recuentemente precedida por una solución de ba$a salinidad )pre(ush* como ya se mencionó. %a solución es usualmente inyectada como un slug, seguido por una agua de ba$a salinidad, y con agua de alta salinidad usada para despla&ar el agua de ba$a salinidad. ste procedimiento se reali&a para reducir la me&cla de la solución polimérica con agua de alta salinidad. ;ara disminuir el contraste de mo#ilidad entre la solución polimérica y el agua detrás de esta, la concentración polimérica puede ser gradualmente reducida al fnal del slug. l e"ecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que sea más efciente en despla&ar el petróleo. %a inyección polimérica probablemente no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser inyectada antes de alcan&ar la saturación residual. +na de las #ariables importantes a considerar se refere a la reología de líquidos pseudo plásticos= ;ara el agua y el petróleo en la mayoría de los casos, la #iscosidad es un #alor constante. 'in embargo, para soluciones poliméricas este no es el caso. %a #iscosidad es una "unción de la tasa y 77
es"uer&o de corte, de manera que la misma puede #ariar de rango dado que depende de la geometría de (u$o y de la #elocidad de (u$o que a su #e& está relacionado con la distribución de los canales de (u$o de las rocas, obteniéndose mayores tasas de corte para distribución de granos más estrechos y tasas más ba$as para granos mas alargados. +sualmente las &onas de más altas permeabilidades son in#adidas por el in(u$o de agua durante operaciones secundarias o energía natural por agua y en las &onas con menor permeabilidad no hay inyección por lo que el crudo queda en estas partes del yacimiento. 0urante el proceso de inyección de polímeros una cantidad pobre de efciencia de barrido #ertical puede ser me$orada, porque las soluciones poliméricas primero (uyen por los caminos preparados por el agua y después debido a su alta #iscosidad tienden a bloquear estas partes del yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmó#il comien&a a (uir. l gradiente de presión en el yacimiento aumenta, y especialmente en la &ona donde el (uido se encontraba inicialmente inmó#il aumenta en un proceso de inyección de polímeros. l polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien en una secuencia de etapas de reducción de la concentración. l ob$eti#o de esta secuencia es reducir la cantidad total de polímero usado y pre#enir, o por lo menos reducir, la digitación #iscosa de (uido de ba$a concentración dentro de regiones de concentraciones más altas. %a digitación #iscosa ocurre porque cada reducción de la concentración del polímero es acompaada por una reducción de la #iscosidad aparente de la solución.
PROPIEDADES > CARACTERÍSTICAS DE OS POÍMEROS EN E MEDIO POROSO 9(5B" 'e +"(,-e"s *)s 'e( -e'" +""s" 1. Re*en!&n 'e( +"(,-e". 4uando un polímero (uye a tra#és de los poros de la roca, es medible la cantidad de polímero retenido. %a retención es causada principalmente por la adsorción sobre la superfcie del material poroso y el entrampamiento mecánico en poros que son relati#amente pequeos en comparación con la molécula de polímero en solución. ste "enómeno, en procesos /, es instantáneo e irre#ersible. 'in embargo no es del todo cierto, ya que pequeas cantidades de de polímero pueden ser remo#idas del medio poroso. %os #alores de retención medidos en campo se encuentran entre 28 a 88lbm de polímeroF acre"t de #olumen bruto, siendo el ni#el de retención deseable menor que -8 lbmFAcre"t. %a retención causa perdida de polímero de la solución, lo cual puede causar que la efciencia 72 en el control de la mo#ilidad sea
destruida. %a retención también puede causar retraso en la tasa de propagación del polímero. Donde: adsorción de polímero. C 4oncentración de polímero en solución. 1F =1 constantes.
$. P? n!!es=(e. %as moléculas de polímeros son más grandes que las moléculas de agua y son más grandes que algunos poros en el medio poroso. 0ebido a esto, los polímeros no (uyen a tra#és de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera. %a "racción del espacio poroso que no está en contacto con la solución polimérica se denomina ;E );ore Eolume* inaccesible y ha sido obser#ado en todos los tipos de medio poroso tanto para policrilamidas como para biopolímeros y es considerado una característica general del (u$o de polímeros.
3. Re'5!!&n 'e ( +e-e=(''. %os polímeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. %a reducción de la permeabilidad depende del tipo de polímero, la cantidad de polímero retenido, la distribución del tamao de poro, y el tamao promedio del polímero con relación a los poros de la roca. %a reducción de la permeabilidad es determinada e!perimentalmente por el primer despla&amiento de solución polimérica a tra#és del medio poroso y después el despla&amiento del polímero con la salmuera y se mide la permeabilidad de la salmuera después que todo el polímero ha sido despla&ado. n la práctica es con#eniente describir la reducción de la permeabilidad en términos de la permeabilidad de la salmuera, esto se hace mediante la defnición de "actor de resistencia. Donde: 9 Cactor de resistencia residual de los poros de la matri& después del contacto con una solución polimérica particular. GH ?o#ilidad de la salmuera antes de la inyección del polímero GH+ ?o#ilidad de la salmuera después de la inyección del polímero @H permeabilidad inicial de la salmuera @H+ ;ermeabilidad de la salmuera después que el polímero mo#ible ha sido despla&ado H Ip
C!*e,s*!s 'e n%e!*)'' 'e +"(,-e"s en +"!es"s EOR. l mantenimiento de las condiciones de mo#ilidad es esencial en este proceso. 0esa"ortunadamente, incrementando la inyección de #iscosifcantes se puede reducir la inyecti#idad, decaimiento lento del liquido, y retardando la producción 73 de petróleo de los patrones de
inyección. 'e pueden estimar la pierdas de inyecti#idad asociadas con la inyección de soluciones poliméricas si las "racturas no están abiertas y estimar el grado de e!tensión de la "ractura si la misma está abierta. ;ara ello, es necesario e!aminar las 3 propiedades principales de los polímeros que a"ectan la inyecti#idad=
/esiduos en el polímero. /eología del polímero en el medio poroso. 0egradación mecánica del polímero.
A+(!!&n -eB"'.
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-*"'"
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e!5+e!&n
0ado 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. 4aracterísticas del yacimiento %a mineralogía es importante con respecto a la compatibilidad de las soluciones poliméricas6 por e$emplo, en "ormaciones arcillosas la me&cla de polímeros con agua deben ser e#aluadas debido a los "enómenos de absorción de agua de algunas arcillas y en "ormaciones carbonatadas la disolución de los carbonatos con las altas temperaturas pueden cambiar las propiedades de la solución polimérica. %a pro"undidad del yacimiento es un "actor crítico solo cuando este tiene que #er con la temperatura del yacimiento, la presión de inyección y la presión de "ractura. Jemperaturas menores a 288KC aseguran una solución polimérica estable, sin embargo estos #alores pueden #ariar dependiendo del tipo de polímero y producto6 los aspectos que se #en modifcados por la temperatura tienen que #er con la tendencia a (ocular, la aceleración de reacciones de descomposición y la adsorción de la roca. %a ;resión del yacimiento no es critica si esta permite que la presión de inyección sea menor que la presión de "ractura y no es tan alta que requiera equipos de bombeo costosos. %a porosidad del yacimiento debe ser de media a alta )más alta que 7@9* para asegurar una buena capacidad de almacenamiento. %a permeabilidad absoluta es considerada buena entre -8 y 2-8 md. Ealores de permeabilidad moderada )entre 7- y -8md* causan presiones de inyección más altas. Ealores de permeabilidad considerados muy buenos )entre 2-8 y 7888md* y e!celentes )mayores que 7888md* 7 inyección de agua con#encional y aseguran mayores recobros con una
hacen que la inyección de polímeros sea costosa y di"ícil de $ustifcar. l concepto de #ariación de la permeabilidad conectada con la heterogeneidad del yacimiento es me$or que la permeabilidad solamente para determinar áreas de aplicabilidad de inyección de polímeros. %os yacimientos heterogéneos son buenos candidatos para este proceso por dos ra&ones= 7ro, las soluciones poliméricas reducen la permeabilidad de la roca. 2do, la solución tiene una tendencia de des#iar hacia áreas del yacimiento que no han sido barridas y áreas donde la inyección de agua resulta en un barrido insatis"actorio.
C!*e,s*!s 'e 5'"s %a #iscosidad del crudo que directamente controla la proporción de mo#ilidad del agua y del petróleo no debe ser mayor que 7-8 a 288 cp. Eiscosidades menores que 788cp son pre"eribles, sin embargo, #iscosidades muy ba$as solo permiten pequeas me$oras. n crudos con altas #iscosidades las #ariaciones de la mo#ilidad del polímero pueden ser considerables. %os métodos térmicos de recuperación son competiti#os cuando las #iscosidades del crudo son altas. %a proporción de aguapetróleo al principio del proyecto deberían ser ba$as, inclusi#e cero. sto signifcará una mayor saturación de crudo mo#ible. %a aplicación de inyección de (uidos desde el comien&o de una recuperación secundaria en #e& de inyección de agua permitirá me$ores cambios.
P"+e''es -eB"'s -e'n*e +"(,-e"s l e"ecto de la inyección de polímero es me$orar la efciencia de barrido #ertical y areal, reduciendo el radio de mo#ilidad del aguacrudo, y des#iar el (uido inyectado hacia sectores del yacimiento más amplio. l proceso no me$ora la efciencia de despla&amiento, ya que no tiene e"ectos en las "uer&as capilares e!istentes y en tensiones inter"aciales.
?ENTAJAS > DES?ENTAJAS DE USO DE POÍMEROS ?en*Bs
?e$oran el barrido #ertical 'on muy #iscosas cuando son altamente diluidas ?e$oran la ra&ón de mo#ilidad aguapetróleo 'on los más aplicables en pruebas de campo Cactor económico 7-
Des)en*Bs 'on sensibles a la salinidad Japonamiento que se origina en la "ormación 'usceptible al ataque bacterial 'on muy costosas al momento de tener problemas "ecto de es"uer&os y altas temperaturas
UNIDAD 0 71
“OTROS METODOS DE RECUPERACION DE HIDROCARBUROS”
0.1
DE9INICIONES
'e sabe que para tener un po&o productor el yacimiento tiene que estar asociado con algún tipo de energía que permita la e!pulsión de los hidrocarburos, esa energía inicialmente permite un drena$e natural de los (uidos de un yacimiento )petróleo, agua o gas* hacia los po&os, ba$o el e"ecto de gradiente de presión y el yacimiento. +na #e& que esa energía sea insufciente y la presión inadecuada, los (uidos no se mo#erán naturalmente y se quedarían estancados, en ese momento es que se decide la opción de aplicar métodos artifciales o de e!5+e!&n se!5n', que consisten en incrementar de la presión del yacimiento mediante la inyección de gas o agua en la roca del yacimiento 7:
1. In%e!!&n 'e es+5-. %as espumas son acumulaciones de burbu$a de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una #iscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. %a inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabili&a, y se reali&a a una ra&ón de mo#ilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. %a calidad de la espuma se defne como la ra&ón entre el #olumen de gas contenido y el #olumen total de la espuma. s altamente efciente ya que las espumas se ubican primero en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el (u$o, los poros pequeos son in#adidos luego, mientras que las secciones más permeables se #an llenando de espuma y la efciencia del barrido #ertical se me$ora.
$. In%e!!&n !,!(! 'e gs n este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente 482, en el po&o, luego cerrarlo por un tiempo de remo$o para lograr el equilibrio de las "ases, y posteriormente reabrirlo.
3. In)s&n !"n s56!*n*es. l principal ob$eti#o de este proceso es recuperar el petróleo residual, 28 a 89 del #olumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. 4omo benefcio secundario puede también me$orar la efciencia de barrido #olumétrico. n algunas de las primeras in#estigaciones en las in#asiones con sur"actantes, se trata de que ocurra como un despla&amiento miscible, sin las des#enta$as características de la mo#ilidad des"a#orable y la segregación por la gra#edad.
4. In)s"nes (!(ns K5-e!*=(''
"
+"!es"s
'e
n)es&n
'e
%a inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsifcación en el sitio, este método de / requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias químicas como hidró!ido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento.
7@
0.$
IN>ECCION DE 8AS
Cue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la fnalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conser#ar el gas que se utili&ará para la #enta. 'e usó a principios de los aos 788, con el ob$eti#o de mantener la presión dentro del yacimiento.
7
%a inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se e"ectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos li#ianos. +n proceso de alta presión se refere a la combinación del petróleo e!istente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la "ormación de una "ase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la mo#ili&ación del crudo, es apro!imadamente 3.888 psi, por lo que la pro"undidad queda restringida en un #alor mínimo de -888 pies. l proceso enriquecido de hidrocarburos #aría según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son trans"eridos de una "ase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión. Cactores importantes que inter#ienen en la cantidad de petróleo que se puede e!traer mediante la inyección de gas= %as propiedades de los (uidos del yacimiento. l tipo de empu$e. %a geometría del yacimiento. %a continuidad de la arena. l relie#e estructural. %as propiedades de la roca. Jemperatura y presión del yacimiento.
TIPOS DE IN>ECCIÓN %a inyección del gas se clasifca en dos tipos que son= la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas e!terna.
1. In%e!!&n 'e gs n*en " 's+es 4onsiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utili&a en reser#orios sin capa de gas inicial, por empu$e por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.
C!*e,s*!s:
'e utili&a en reser#orios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor. 'e necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la &ona de producción. l ordenamiento estará su$eto al tipo de yacimiento. 28
%a permeabilidad e"ecti#a del gas debería ser ba$a.
$. In%e!!&n 'e gs eL*en s el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reser#orio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es despla&ado hacia aba$o.
C!*e,s*!s:
'e utili&a en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el despla&amiento del petróleo mediante el empu$e por la capa de gas. 'e aplica en yacimiento con buena permeabilidad #ertical. 0eben tener alto bu&amiento. 'e ubican los po&os de producción de tal manera que cubran gran parte del área donde es inyectado el gas.
9ACTORES QUE CONTROAN A RECUPERACIÓN POR IN>ECCIÓN DE 8AS Cactores que se deben considerarse para reali&ar un proceso de inyección de agua y de gas=
0.3
IN>ECCION DE ESPUMAS
%as espumas son acumulaciones de burbu$a de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una 27
#iscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. %a inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabili&a, y se reali&a a una ra&ón de mo#ilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. %a calidad de la espuma se defne como la ra&ón entre el #olumen de gas contenido y el #olumen total de la espuma. s altamente efciente ya que las espumas se ubican primero en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el (u$o, los poros pequeos son in#adidos luego, mientras que las secciones más permeables se #an llenando de espuma y la efciencia del barrido #ertical se me$ora.
T+"n-en*" !"n*"('" !"n es+5-s 4uando el yacimiento presenta "racturas yFo &onas de alta permeabilidad, los (uidos inyectados, que sean soluciones acuosas o #apor, tienden a LescaparseL por este camino de menor pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las demás &onas. sto resulta en una pésima efciencia de barrido y por lo tanto en una ba$a recuperación. l "enómeno se agra#a por sí mismo, porque al barrerse estas &onas, se mo#ili&a el petróleo de tales &onas y su permeabilidad aumenta en consecuencia. 'i se pudieran tapar estas &onas después de haber mo#ili&ado el petróleo que contienen, los (uidos inyectados tendrían que penetrar en las &onas de menor permeabilidad. sto es lo que se está intentando hacer con espumas. 4omo se discutió al principio, Mamin descubrió que una espuma presenta una considerable resistencia al (uir en un capilar. Jal hecho se e!plicó mediante la ley de %aplace y por la di"erencia entre el ángulo de contacto de a#ance y el de retroceso. b#iamente el problema es mucho más comple$o en un medio poroso de "orma aleatoria que en un capilar de #idrio, pero cualitati#amente es el mismo. l estudio de la reología de las espumas y de la importancia del ángulo de contacto está toda#ía en sus primeros pasos, y se puede decir que no se ha aún llegado a obtener resultados reproducibles de manera indiscutible. sto no ha impedido que las compaías petroleras empiecen a emplear el "enómeno, mientras se siga traba$ando para entenderlo. +n campo particularmente importante es el de las inyecciones de #apor. l #apor es un (uido mucho menos #iscoso que los (uidos del yacimiento, y por lo tanto posee una tendencia e!trema en escaparse por los caminos de menor pérdida de carga, es decir las &onas de ba$a permeabilidad. 22
Además, el drena$e con #apor es mucho más sensible al e"ecto de la gra#edad que el drena$e con agua, debido a la gran di"erencia de densidad entre el #apor y los (uidos del yacimiento. s por lo tanto de e!trema importancia reducir los caminos pre"erenciales en la inyección de #apor. Al inyectar #apor con aditi#os sur"actantes se puede producir una espuma, la cual se introduce en los caminos pre"erenciales y tiende a taponarlos, obligando así el #apor a penetrar en las &onas menos permeables. 'in embargo el problema es e!tremadamente comple$o porque el #apor termina siempre por condensarse a cierta distancia del po&o, resultando el sistema en una solución de sur"actante cuya composición debe ser la más e"ecti#a posible para el drena$e con solución caliente de sur"actante subsiguiente. Jambién el problema se complica por el hecho de que el #apor es a la #e& compresible y condensable. 'e pueden producir espumas estables inyectando aire o un gas inerte, pero entonces se debe e#itar que tales espumas penetren en las &onas poco permeables. 5ay también que considerar que el #apor está en equilibrio con una "ase salmuera y una "ase aceite, y que el desempeo del sur"actante puede su"rir las mismas alteraciones que para un drena$e con soluciones de sur"actantes. Además se debe notar que la temperatura de los (uidos puede #ariar desde más de 288K4 en cabe&a del po&o inyector hasta -818K4 en la &ona del yacimiento toda#ía "ría. sto signifca que se requiere un sur"actante estable a alta temperatura y cuyas propiedades no #arían con la temperatura, requisito di"ícil de cumplir cuando se conoce el e"ecto de la temperatura sobre los sur"actantes, particularmente los no iónicos. n conclusión se puede decir que toda#ía hace "alta bastante traba$o de in#estigación y desarrollo para dominar esta técnica.
0.4
IN>ECCION DE SOUCIONES ACAINAS 23
Cenómeno que se conoce como "ormación de escamas y consumo de álcali.
ste método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la "ormación. stos reacti#os químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos6 a medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se #an produciendo sustancias $abonosas )'ur"actantes* en la inter"ace petróleoagua, que traen como consecuencia la producción del petróleo.
s aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo. %a me&cla y dispersión de la solución alcalina pueden causar una respuesta pobre, además requiere un alto consumo de caustica.
%a Bnyección de soluciones alcalinas, es un "enómeno que se conoce como "ormación de escamas y consumo de álcali. %a producción de petróleo, se lle#a a cabo por= /educción de la tensión inter"acial, 4ambio de 5umectabilidad, mulsión y entrampamiento del petróleo, 'olubili&ación de las películas rígidas del petróleo.
A continuación se tratará a detalle este mecanismo, e!poniendo #enta$as, des#enta$as, parámetros de aplicación y casos de aplicación en campos.
?en*Bs
l proceso es relati#amente barato. 2
l control de la mo#ilidad es me$or que en los procesos de inyección de gas.
s aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo.
%a con#ersión de inyección de agua a in#asión con caustica es relati#amente "ácil.
Des)en*Bs
%os problemas de corrosión requieren la protección de tuberías y tanques, así como de la tubería de producción.
l proceso no es para yacimientos carbonatados.
l yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los posos de producción.
%a me&cla y dispersión de la solución alcalina pueden causar una respuesta pobre.
Alto consumo de caustica.
0.#
IN>ECCION DE SUR9ACTANTES
l ob$eti#o principal de este método es disminuir la tensión inter"acial entre el crudo y el agua para despla&ar #olúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua. ste método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con acti#idad superfcial )tenso acti#os o sur"actantes* en el agua. 0ichos aditi#os químicos reducen las "uer&as capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de "ormación. l tapón de sur"actante despla&a la mayoría del crudo 2-
del #olumen contactado del yacimiento, "ormando un banco (uyente de aguaFpetróleo que se propaga delante del batch o tapón de sur"actante. n la siguiente fgura se puede obser#ar con mayor claridad lo anteriormente dicho= Esquema del po!eso de "n#e!!"$n de su%a!&an&es' %os sur"actantes más empleados a ni#el de campo son sul"anatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio
inter#alo de temperaturas a ba$as salinidades. ;or lo general se emplean sul"atos o!ialquilados y sul"anatos en combinación con sul"anatos de petróleo.
Aún cuando las aplicaciones de este método a ni#el de campo han resultado e!itosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los sur"actantes inyectados. ;or esta ra&ón, se han sumado es"uer&os para hallar alternati#as que permitan la disminución de los costos. ntre las alternati#as encontradas fgura la inyección de distintos aditi#os químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la recuperación.
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CONCUSION 'e sabe que para tener un po&o productor el yacimiento tiene que estar asociado con algún tipo de energía que permita la e!pulsión de los hidrocarburos, esa energía inicialmente permite un drena$e natural de los (uidos de un yacimiento )petróleo, 2: agua o gas* hacia los po&os, ba$o
el e"ecto de gradiente de presión y el yacimiento. +na #e& que esa energía sea insufciente y la presión inadecuada, los (uidos no se mo#erán naturalmente y se quedarían estancados, en ese momento es que se decide la opción de aplicar métodos artifciales o de e!5+e!&n se!5n', que consisten en incrementar de la presión del yacimiento mediante la inyección de gas o agua en la roca del yacimiento
%a etapa de producción de los yacimientos comien&a con el (u$o de crudo de manera natural debido a la energía en los yacimientos, y luego se completa mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro. %os métodos de recuperación terciaria después de estos, pero no son e!tensamente utili&ados debido a los altos costos y comple$idad en el mane$o de equipos.
Jodos los procesos son empleados para ma!imi&ar el #alor económico a largo pla&o de la reser#as de hidrocarburos, a pesar de su escasa aplicación por los recursos que se necesitan para su e!plotación comercial.
2@
