PRODUCCION DE PETROLEO

PRODUCCION DE PETROLEO

El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se mantiene allí bajo presión. Cuando después de realizada la perforación se pone el pozo en producción, el nivel de presión en el reservorio determina según los caudales de petróleo extraído- hasta cuando el petróleo llegará sin ayuda alguna a la superficie. Si las presiones son altas, el petróleo es forzado a des plazarse hacia el fondo del pozo y fluye hacia arriba. Lo hace a través de una cañería de producción ("tubing"), de 5 a 10 centímetros de diámetro, que se baja cuando termina la perforación y se instala adecuadamente. La tubería queda unida a la cañería de entubación ("tubing") ("tubing") por empaquetaduras especiales ("packer") que a veces sirven también para aislar distintas capas productoras. El control de la producción se realiza en superficie por medio del "árbol de Navidad" (ver foto) foto) compuesto por una serie de válvulas que permiten cerrar cerr ar y abrir el pozo a voluntad, y donde la surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo. Cuando llega a la superficie, el petróleo crudo -mezclado con gas en solución- es bombeado hacia una planta de procesamiento, que separa el gas del petróleo, enviando éste hacia tanques de almacenaje. al macenaje. La producción de distintos pozos tiene enormes variaciones: algunos aportan unos pocos m3, otros más de un millar por día. Esto se debe a diferentes factores, entre ellos el volumen de petróleo almacenado en el espacio poral de rocas reservorio diferentes, la extensión de las capas productoras, su permeabilidad, etc. El período de surgencia natural resulta lógicamente el de menor costo de producción, dado que toda la energía utilizada para producir el petróleo es aportada por el mismo yacimiento.

Fluidos de r eservor io: Características Un reservorio petrolero es una formación de roca sedimentarla porosa

y permeable cubierta por una capa de roca impermeable a través de la cual no pueden pasar líquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petróleo y el gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas entrampándose contra la capa de roca impermeable. La forma del reservorio debe permitir la acumulación del petróleo (o gas), y la capa de roca impermeable es esencial para imposibilitar su migración. Debido a las fuerzas capilares una parte del agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad almacenada de petróleo. La porosidad total puede variar del 1 al 35 % del volumen total de roca. Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades. Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. Por último, es la historia geológica de un yacimiento lo que ha condicionado la evolución del reservorio. El petróleo contiene gas disuelto, cuya cantidad máxima depende de la presión y la temperatura del reservorio. Si el petróleo no puede disolver más gas bajo las condiciones de presión y temperatura reinantes, se dice que está s aturado; el gas excedente entonces se trasladará a la parte superior del reservorio, donde formará un casquete de gas. Si el petróleo puede disolver más g as bajo estas condiciones, se dice que está sub-saturado y no se formará casquete de gas. El petróleo varía del tipo pesado, muy viscoso (con un peso específico cercano al del agua y con una viscosidad de 10 a 10.000 veces más alta), generalmente hallado en reservorios poco profundos que contienen escaso o nada de gas disuelto. Cuanto menos viscoso sea el petróleo, fluirá más fácilmente a través de los intersticios de la roca reservorio hacia el pozo. Factor es de r ecuperación

La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base

acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas. El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para varios tipos de petróleo.

Primaria (% de crudo in-situ)

Secundaria (% extra de crudo insitu)

Extra Pesado

1-5

-

Pesado

1 - 10

5 - 10

Medio

5 - 30

5 - 15

Liviano

10 - 40

10 - 25

TIPO DE CR UDO

Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables. Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la indicada cuando se está en presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación secundaria no es atractiva. Difer entes tipos de Recuperación de Petr óleo

Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente: Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. Primaria:

Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo. Secundaria:

Ter ciaria: Cuando

se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial. Recuperación pr imar ia

Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente

contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca. Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo. La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficiente mente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua. Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas. Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial: Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos). Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos. Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. En el Yacimiento Chíhuido de la

Sierra Negra, el más importante de Argentina, al norte de la provincia de Neuquén. Tubería, a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente. Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baj a simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes. Recuperación secundar ia

A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo.

Recuperación Secundaria. Planta de Inyección de Agua.

La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo des plazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo. Recuperación terciar ia (Recuperación asistida)

Recuperación asistida es el término que utiliza la industria petrolera pira des cribir las técnicas que se utilizan para extraer más petróleo de reservorios subterráneos, que el que se obtendría por mecanismos naturales o por la inyección de gas o agua. Los métodos convencionales de producción de jan en el reservorio una cantidad de petróleo que queda allí por ser demasiado viscoso o difícil de des plazar. El petróleo también podría quedar atrapado por capilaridad en las zonas inundadas del reservorio o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento. En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento. El espectr o y los objetivos de los pr ocesos tér micos

Los métodos térmicos son los más usados entre las diferentes técnicas de recuperación asistida. Del petróleo producido mundialmente mediante estas técnicas de recuperación terciaria, alrededor del 75% es obtenido por recuperación térmica. Los usos corrientes de esta tecnología, apuntan a mejorar la recuperación de petróleos pesados, con viscosidad entre 100 a 100.000 veces mayor que la del agua y que naturalmente son difíciles de obtener por los métodos convencionales. Un incremento en

la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo y por tanto su velocidad de desplazamiento. Este aumento de calor produce otros efectos positivos en el proceso de recuperación. Por ejemplo, los componentes más livianos tienden a evaporarse y el petróleo residual a aumentar en volumen (y dis minuir aún más su densidad). Esos efectos no se producen todos al mismo tiempo ni son igualmente efectivos en todos los reservorios.

GAS NATURAL

Como se mencionó previamente, muchas veces se encuentra gas natural asociado al petróleo. Originalmente el gas se formó contemporáneamente con el petróleo, y se lo denomina "natural" para diferenciarlo del manufacturado en el procesamiento del carbón, de otra materia orgánica o del mismo petróleo, cuando se destila. En el caso de un anticlinal, puede advertirse que el gas forma un casquete por encima del petróleo (porque es más liviano que éste), con el agua por debajo. Tanto el gas como el agua presionan sobre el petróleo. Por eso, cuando la perforación llega a la roca reservorio que aprisiona el petróleo, se rompe el equilibrio vigente y el petróleo es forzado a subir hasta la superficie. En este caso la producción se produce por surgencia. Durante mucho tiempo, la industria petrolera consideró al gas natural como un estorbo para sus operaciones, salvo cuando en las primeras etapas de la explotación el fluido servía para forzar la surgencia natural del crudo hacia la superficie.

Sucede que para utilizar el gas natural a escala industrial -como se hace actualmente en los países más adelantados- el fluido demanda la construcción previa de costosas instalaciones, que incluyen desde centrales primarias de separación de gas (para eliminar de éste los componentes que afectan a las cañerías y rescatar subproductos más valiosos, como el propano, el butano y las naftas), hasta los compresores y las extensas tuberías de acero (gasoductos) en condiciones de llevar al producto a los grandes centros de consumo.

Planta de Tratamiento de Gas Actualmente, la industria del gas registra progresos tales, que ya se per fila en algunos países con autonomía propia, parcialmente desvinculado del negocio petrolero. http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html

Métodos de recuperación mejorada de petróleo Enviado por jarellanovarela

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1. 2. 3.

Resumen Fundamentos teóricos

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4.

Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos

5. 6. 7.

Procesos de recuperación mejorada por inyección de mezclas de aditivos químicos Conclusiones Referencias

bibliográficas

RESUMEN La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En las dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del  petróleo original en sitio (POES), con lo cual yacimiento contiene todavía un esti mado de 60-80% del POES. Los elevados  precios del crudo en el mercado internacional demandan un mayor aprovechamiento de los recursos disponibles por lo que la recuperación mejorada se convierte en la principal alternativa a esta demanda mundial. Dichos métodos de recuperación mejorada son variados y en este trabajo se muestran los principales aspectos relacionados con los métodos que hacen uso de aditivos químicos (inyección de polímeros, surfactantes y soluciones alcalinas) y los procesos de recuperación por inyección de mezclas de dichos aditivos (PS, AS y ASP). Además, se hace una breve reseña de los principales fenómenos involucrados durante el  proceso de explotación.

INTRODUCCIÓN La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En la  primera, el petróleo se drena natural mente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de  presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión. En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, además de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación. Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yaci miento contiene todavía un estimado de 60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los  pozos. Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el  petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la r ecuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes -que puede contener cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros- inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.

Existen otros métodos pertenecientes a la t ercera fase de recuperación conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el  precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Para el entendimiento del tema tratado se requiere del conocimiento de algunos aspectos teóricos fundamentales y su relación con los diversos proc esos de recuperación mejorada. En primer lugar, se debe conocer que un reservorio es esencial mente un medio poroso que consiste en un apilamiento desordenado de partículas de roca (arenisca o caliza) que se encuentran cementadas entre si, donde en la mayoría de los casos se habla de un medio poroso consolidado (Salager, 2005). En la mayoría de los casos el medio poroso contiene ambos fluidos agua y aceite, ya que los dos migran a la vez desde la roca madre hasta la roca almacén. En ciertos casos el medio poroso contiene solamente aceite, pero durante los procesos de producción se inyecta agua (waterflooding ) y por tanto se puede considerar que la situación de la mezcla de agua y aceite es general. Ahora bien, cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, se encuentran distribuidos según las leyes de la hidrostática y de la capilaridad. Dicha repartición depende de la dimensión de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y de las saturaciones relativas, entre otras variables. La ley fundamental de la capilaridad o ecuación de Laplace relaciona la diferencia de  presión entre los lados de una inter fase (presión capilar  Pc) con la curvatura por medio de la siguiente ecuación: (1) donde s es la tensión interfacial y H la curvatura promedio de la interfase. La tensión interfacial es la energía libre de Gibbs por unidad de área y depende de las sustancias adsorbidas en la interfase. En este sentido, por medio de la siguiente figura se puede notar que la presión es superior del lado de la concavidad, es decir, en el interior de las gotas de crudo:

Figura 1. Estructura de atrapamiento de los glóbulos de petróleo por efecto capilar. Fuente: Salager, J. L., "Recuperación Mejorada del Petróleo". Otro aspecto fundamental que guarda una estrecha relación con el tema, es la mojabilidad, la cual describe las intera cciones entre los fluidos y la superficie rocosa. Este parámetro constituye una característica i mportante del equilibrio trifásico rocaaceite-agua y puede ser cuantificado mediante el ángulo de contacto. Se tiene que:

Figura 2. Equilibrio de las fuerzas de tensión y ángulo de contacto. Fuente: Salager, J. L., "Recuperación Mejorada del Petróleo". Se dice que el fluido que posee el ángulo de contacto inferior a 90º es el que moja la superficie sólida, sin embargo, en las condiciones de yacimiento el ángulo de contacto supera dicho valor . Es evidente que cualquier cambio en la tensión interfacial de alguno de los componentes  produce una alteración de la mojabilidad (Spinler y Baldwin, 1999). En lo siguiente se hace una breve descripción de algunas definiciones importantes para la comprensión del tema: a. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura. Para ser permeable, un material debe ser poroso, esto es, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido.  No obstante, la porosidad en sí misma no es suficiente: los poros deben estar  interconectados de algún modo para que el fluido disponga de caminos a través

del material. Cuantas más rutas existan a través del material, mayor es la  permeabilidad de éste. El parámetro que permite su medición es el coeficiente de  permeabilidad del medio (  ), el cual se expresa en darcy (Wesson y Harwell, 1999). b.

Permeabilidad: consiste

en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permea ble si deja pasar a través de él una cantidad aprecia ble de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es desprecia ble.

(2) donde  o y  w representan las permeabilidades efectivas del agua y el petróleo respectivamente, mientras que m w y m o, las viscosidades correspondientes al agua y al petróleo. Para petróleos de alta viscosidad, esto es de baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad (alta movilidad), se hace la razón de movilidad M mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del fluido de inyección. c.

se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad ( / µ) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las operaciones de invasión con agua en un yacimiento petrolífero, la razón de movilidad se expresa como: d. Porosidad: es uno de los parámetros fundamentales para la evaluación de todo yacimiento y se define como la fracción de volumen vacío. e. Número capilar: es la relación entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresión: Razón de movilidad:

(3) donde s es la tensión interfacial entre los fluidos desplazantes y desplazados (agua/petróleo),   es la permeabilidad efectiva del fluido desplazante, D P/L es el gradiente de presión por unidad de longitud y  es la velocidad de desplazamiento del fluido. De acuerdo con la definición del número capilar, se podría pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad está limitada por  cuestiones de costo y también porque se llega rápidamente a la presión de fractura de la roca del yacimiento, Al aumentar la viscosidad, mediante disolución de polímeros hidrosolubles como  poliacrilamida o xantano, se puede ganar un factor 10, pero no más, en virtud de que se debe considerar nuevamente la barrera de la presión de fractura. Por tanto la única  posibilidad es disminuir la tensión interfacial, y en forma drástica, algo como tres órdenes de magnitud (Schramm y Marangoni, 1999).

Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el número capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propósito de los métodos de recuperación mejorada es aumentar el número capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro (Salager, 2005).

MÉTODOS DE REC UPERACIÓN MEJORADA CON ADITIVOS Q UÍMICOS. Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen: 1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas. 2. Procesos de inyección de surfactante. 3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos com binados con mezclas de álcalisurfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP).

Debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, se deben diseñar  sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los pr ocesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio  poroso de la for mación, así como, de las consideraciones económicas correspondientes (PDVSA-CIED, 1998). Sin embargo, se pueden mencionar algunos criterios básic os de selección para el desarrollo de proyectos de este tipo (PDVSA-CIED, 1998): Tabla 1. Criterios básicos de selecci ón para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos.

Método

ºAPI

Viscos. (cP)

Permeab. (mD)

Temp. (ºF)

Inyección de Polímeros

15-40

< 35

> 10

< 160

Inyección de Surfactantes

25-40

< 15

< 500

< 150

Inyección de Soluciones Alcalinas

15-35

< 150

< 1000

< 200

A continuación se hará una descripción de los principales aspectos relacionados con cada método

1. Inyección de Polímeros. y

y

El

principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero solu ble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación. En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:

Figura 3. Esquema del proceso de inyección de polímeros. Fuente: PDVSA-CIED, 1998. y

y

y

Entre

los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados. A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permea bilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensi bles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean suscepti bles de degradación y sean estables térmicamente. Se de be tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de Surfactantes. y

y

El

ob jetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua. Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se puede o bservar con mayor claridad lo anteriormente dicho :

Figura 4. Esquema del proceso de inyección de surfactantes. Fuente: PDVSA-CIED, 1998. y

y

Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo. Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos químicos de manera com binada para disminuir los costos y así  aumentar la rentabilidad de la recuperación (PDVSA-CI ED, 1998).

3. Inyección de soluciones alcalinas. y

Este

método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cam bios en la mojabilidad. En la figura siguiente se muestra un esquema del proceso:

Figura 5. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998. y

Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los minerales de la formación (PDVSA-CI ED, 1998).

PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA POR INYECCIÓN DE MEZCLAS DE ADITIVOS Q UÍMICOS. Una vez descritos los procesos de recuperación mejorada con aditivos químicos (inyección de polímeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por separado, se  procederá a describir manera resumida los métodos de recuperación que se basan en la combinación de dos o tres de los aditivos mencionados con anterioridad. Entre dichos procesos se encuentran los siguientes: 1. Inyección de polímeros micelares o mezcla de polímero-surfactante. 2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS). 3. Inyección de sistemas álcali-surfactante-polímero (ASP).

1. Inyección de polímeros micelares. y

y

Se basa en la inyección de un tapón micelar en el yacimiento, el cual consiste en una solución que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y crudo. Esto simula el lavado de grasa con detergentes ya que se logra desprender del crudo del medio poroso de la formación, para luego ser desplazado con agua. Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta una solución polimérica para el control de movilidad y así desplazar el tapón micelar (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS). y

y

Este

tipo de procesos se considera recomenda ble en yacimientos con crudos livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de álcali-surfactantes, donde el tensoactivo logra compensar las potenciales diferencias de las interacciones crudoálcali por medio de la activación de surfactantes naturales. En este caso, primero se inyecta un preflujo de álcali con el fin de preacondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más efectiva (PDVSA-CI ED, 1998).

3. Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP). y

Es

conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la inyección de polímeros micelares pueden producir incrementos significativos de recuperación, pero resulta antieconómico por el alto costo de los aditivos químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de soluciones poliméricas y polímeros micelares, basado en la tecnología de inyección de soluciones alcalinas

y

debido a que el costo de los álcalis es considera blemente menor que el de los surfactantes. La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos para formar surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales a valores ultrabajos ( < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el número capilar significativamente. El empleo de álcali en este tipo de formulaciones contribuye a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza la pérdida de surfactantes y polímeros por adsorción en la roca. Las soluciones alcalinas pueden inyectarse como un preflujo, previo a la inyección del tapón micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-CI ED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso

Figura 6. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP. Fuente: PDVSA-CIED, 1998. y

Finalmente,

en la siguiente ta bla se muestran algunos criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP:

Tabla 2. Criterios técnicos para la selección de yaci mientos candidatos a la inyección de soluciones ASP.

Variables

Temperatura

Criterios Técnicos < 200 ºF, este criterio se basa en la estabilidad química de los polímeros disponibles comercialmente (poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y polisacáridos)

Viscosidades

< 100 cP, valor recomendable para obtener un control adecuado de la razón de movilidad a un costo aceptable del uso de polímeros.

Relación agua-petróleo

< 15%

Permeabilidad promedio

> 100 mD, a fin de evitar o reducir  riesgos de fracturamiento hidráulico de la formación debido a la alta viscosidad de la solución ASP.

Dureza (concentración de iones Ca+2 y Mg+2 en aguas de formación)

< 300 ppm, ya que estas especies pueden causar la  precipitación del surfactante y la pérdida de viscosidad del polímero.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

CONCLUSIONES 1. Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente. 2. Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por ello que de ben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relación costo/efectividad adecuada que permitan su aplicación. http://www.monografias.com/tra bajos31/recuperacion-petroleo/recuperacion-petroleo.shtml