Post on 17-Oct-2015
Sumario: Posterior al Anlisis del Estado del Arte para integrar y agregar conocimiento a este artculo,
se opt por una de las 2 cualidades dominantes del
conocimiento (Amplitud y Profundidad), que para
ser coherentes al grado de Licenciatura, se
fundamenta en la Amplitud de los Diferentes
Mtodos de Recuperacin Secundaria y Mejorada
hasta ahora publicados y utilizados alrededor del
mundo. .
Este trabajo permite comprender y discernir las
bases tericas, sus propsitos y alcances, a definir
sus objetivos y metodologa, as como tambin
ciertos aspectos de aplicacin en la Industria
Petrolera. Resultado de esto, se presenta una
clasificacin en base a diferentes variables para su
implementacin y efectividad tales como: Gravedad
API del Aceite Producido (general en ligeros y
pesados o en rangos especficos de gravedad API y
ciertas caractersticas ms del fluido), Tipo de
Proceso (Trmicos, Inyeccin de Gases, Qumicos y
MEOR). .
Introduccin Recuperacin Primaria: La presin natural
presente en el yacimiento es la principal fuente de
energa para movilizar el Hidrocarburo hacia los
pozos productores, los principales mecanismos de
empuje para este propsito son: .
Empuje por gas disuelto, del casquete de gas,
hidrulico, expansin de sistema roca-fluidos, drene
gravitacional y Combinacin. .
Recuperacin Secundaria: Aumento de la energa
natural a travs de la inyeccin de fluidos para
desplazar el aceite hacia las zonas de produccin,
cabe destacar que estos fluidos no interaccionan
qumicamente ni alteran las propiedades del fluido a
producir. .
- Inyeccin de gas en el casquete
- Inyeccin de gas / agua en la zona de aceite
Recuperacin Mejorada: Los fluidos inyectados
interaccionan con el sistema roca/aceite para crear
condiciones favorables para recuperar el aceite.
.
Esquema Terico de los Mtodos de Recuperacin
Rango de densidades donde funciona mejor cada
mtodo EOR.
Clasificacin por Mecanismo
Fuente: 1Audibert-Hayet, A., Enhanced Oil Recovery, IFP. Reservoir, IFP, Reservoir and Engineering Paris 2002
Panorama Mundial de Recuperacin Secundaria
y Mejorada de Hidrocarburos
Produccin Mundial de Aceite
Fuente: Comisin Nacional de Hidrocarburos 2013
Produccin Mundial por Tipo. Distribucin de
EOR de Campo por Litologa
(1507 Proyectos Internacionales).
Fuente: Estatus de la Recuperacin Mejorada de Petrleo, E.
Manrique y J. Romero
Objetivos de la R S y M para distintos tipos de
Hidrocarburos
Fuente: Oil and Gas Science and Technology, Rev IFP, Volumen
63 2008
Metodologa para definir el Proceso de
Recuperacin Mejorada a un Campo .
Fuente: Estudio de recuperacin mejorada, grupo VCD Cantarell
Caractersticas de un proceso EOR
Un solo mtodo EOR no puede aplicarse a cualquier tipo de aceite. .
Sor, distribucin de Sor y estado fsico (Pb) del aceite remanente. .
Propiedades fisicoqumicas de los fluidos residentes.
(cP), (g/dm3), (dina/cm), salinidad (ppm), pH,
Propiedades de la roca y sistema roca-fluidos Comportamiento dinmico del yacimiento CGA, CAA, v, qo, qw, qg ,
El xito de un proceso EOR consiste en aplicar la
energa del fluido inyectado en la zona correcta, en
la cantidad adecuada, por el tiempo adecuado.
Los mtodos de recuperacin mejorada requieren
Acceso a tecnologa avanzada . Alta especializacin de recursos humanos . reas especializadas dentro de las dependencias y entidades .
Para identificar los mejores candidatos (campos)
para estos mtodos, su diseo, evaluacin,
validacin en pruebas piloto y su masificacin.
ESTIMULACIN CCLICA DE VAPOR (CSS)
Fundamento terico del mtodo
Debido a que en la actualidad la mayora de las
reservas de hidrocarburos y los nuevos
descubrimientos de yacimientos contienen en su
mayora aceite pesado el cual se le podra
denominar crudo difcil debido a su alta densidad, alta viscosidad y bajas temperaturas a las
que se encuentra, la Inyeccin Cclica de Vapor
resulta ser una buena alternativa de Recuperacin.
El mtodo de la inyeccin de vapor es el ms
utilizado en todo el mundo en miles de pozos y
cientos de campos, la inyeccin de vapor fue
inventada en Venezuela; siendo eficaz este proceso
se sigue aplicando e innovando ya en otros pases
como es el caso de Mxico; desde el punto de vista
de ingeniera de yacimientos es un mtodo de
recuperacin mejorada y desde el enfoque de
produccin de pozos el mtodo se considera como
un mtodo de estimulacin de vapor para la
produccin.
Este mtodo tiene la peculiaridad que solo es
necesario un solo pozo el cual va a servir de
inyector y productor. .
Cuando se cierra el pozo la infraestructura puede ser
movida a otro pozo de una manera relativamente
fcil y econmica. .
Si se usan dos pozos, uno productor y uno inyector,
y se inyecta y produce continuamente el mtodo es
conocido como inyeccin continua de aceite o
inundacin. Es un Proceso cclico del cual por cuestiones
econmicos o de eficiencia, las etapas pueden llegar
a no ser siempre de la misma duracin. Por lo
general, econmicamente rigen los ciclos de entre 5
y 7. (Inyeccin, Cierre y Produccin)
Esquema representativo de etapas de Inyeccin de Vapor
Mecanismos de recuperacin .
Reduccin de Viscosidad
Para fines prcticos y al ser un mtodo trmico, su
principio bsico resulta ser que mediante la
transmisin trmica se eleva la temperatura
logrando as la disminucin de la viscosidad del
aceite.
Criterios de Seleccin
Ventajas *La infraestructura puede ser trasladada de un pozo
a otro
*Tiene buenos resultados en arenas bituminosas y
calizas
Si se usa en conjunto con otro mtodo de inyeccin
de gas su Factor recuperacin puede llegar a 35%
Desventajas
*Su recuperacin no es mayor al 10% adicional
*De los mtodos de inyeccin de gas es el de menor
recuperacin
*No es viable si la temperatura del yacimiento es
muy alta
Esquema representativo de un proceso de Inyeccin de Vapor con
2 Pozos
Mtodo de Aplicacin
La infraestructura requerida para la inyeccin de
vapor al yacimiento depender de las caractersticas
del mismo, as como de las propiedades de la fuente
suministradora de agua.
La infraestructura tpica es:
-Planta de tratamiento de agua.
-Inyeccin de productos qumicos.
-Generador de vapor (caldera).
-Equipo de bombeo.
-Ductos para red de transporte e inyeccin.
-Automatizacin y control.
-Pozo inyector.
-Aislamiento trmico.
Inyeccin: Se inyecta vapor por un periodo de 1 a 5
semanas, esto depender de la viscosidad y
densidad del hidrocarburo que se est extrayendo.
Cierre: En esta etapa el pozo inyector es cerrado
por un periodo de un da a una semana, esto
depender de las caractersticas del fluido ya que
haciendo esto se espera modificar las caractersticas
como son la viscosidad y la densidad haciendo que
el fluido sea ms movible aparte de darle un extra
de energa al yacimiento.
Produccin: Esta etapa es muy dependiente de cada
yacimiento ya que se puede producir un pozo por un
periodo de das hasta meses, pero depender de que
tan bien el interior del yacimiento se hubiese
mojado.
Conclusiones
*La inyeccin cclica de vapor es uno de los
mtodos de recuperacin secundaria ms usados
en todo el mundo por sus bajos costos de aplicacin,
permitiendo as obtener un mayor factor de
recuperacin, prolongando la vida productiva del
yacimiento en el que sea aplicado dicho mtodo, por
otra parte no siempre es aplicable a cualquier
yacimiento pues depender en gran parte de la
viscosidad del aceite que se dese extraer
refirindonos a aceites extra pesados y al tipo de
roca o litologa donde se encuentre acumulado el
aceite adems de la profundidad del yacimiento.
*A todo pozo en el cual se aplicar inyeccin cclica
de vapor se debe acondicionar con tubera aislada o
colocar aislante trmico en el anular a fin de reducir
las prdidas de calor.
*El factor de recuperacin (FR) con estimulacin
cclica de vapor (CCS) en pozos horizontales es
mayor que en pozos verticales, un error en los
clculos de inyeccin de vapor y en su planeacin
podran romper totalmente con el esquema de los
bajos costos causando daos a la tubera y al
yacimiento
INYECCIN DE CO2
Fundamento Terico del Mtodo
La inyeccin de CO2, tiene 2 diferentes facetas, que
en base a su miscibilidad puede ser categorizado
como un proceso Trmico (Miscible) o de Inyeccin
(No miscible). .
Las principales bases para optar por este mtodo se
fundamentan en caractersticas tales como que es un
compuesto estable y no txico, en fase gaseosa a
condiciones normales adems, el CO2 es soluble en
agua cuando la presin se mantiene constante
mientras que cuando la presin desciende intentar
escapar al aire, dejando una masa de aire en agua.
.
Este gas puede solidificarse si se somete a
temperaturas inferiores de -78 C y licuarse cuando
se disuelve en agua. .
Las principales razones que hacen posible
considerar al CO2 como un agente de recuperacin
son, entre otras, las siguientes: :
El CO2 afecta fsicamente al aceite, principalmente
reduciendo la viscosidad y aumentando su volumen.
Estos efectos son ms acentuados en crudos densos
y viscosos, pero no de viscosidad muy elevada.
El CO2 reacciona, bajo condiciones de yacimiento,
con algunos componentes de aceite para formar
compuestos polares, por ejemplo cidos orgnicos,
los que tienen un efecto marcado en reducir la
tensin superficial y evitar o limitar la precipitacin
de iones particulares. .
El CO2 es soluble tanto en agua, como en la mayor
parte de los aceites, por lo que afecta en solucin al
fluido que moja la roca, disminuyendo as la tensin
interfacial, adems, en las partculas de roca, el CO2
tiene la propiedad de limitar materialmente la
adsorcin de ciertos agentes activos de superficie,
aumentando los beneficios de tales agentes.
El CO2 aumenta la solubilidad del gas natural en el
aceite, y parece ser que el gas natural es soluble ms
rpidamente en el crudo cuando est asociado con el
Dixido de Carbono. .
El Dixido de Carbono es altamente soluble en
aceite y en menor medida en el agua. Esto resulta en
los siguientes factores para la recuperacin del
aceite:
Mecanismos de recuperacin .
*Desarrollo de Miscibilidad, Vaporizacin de
Ligeros e hinchamiento .
*Mejora de Movilidad y disolucin de Gas
Reduccin en la viscosidad del crudo e incremento
en la viscosidad del agua
Efecto cido sobre rocas carbonatadas y lutitas.
Expansin del crudo y reduccin en la densidad del
aceite.
Efectos miscibles
Para Crudos Pesados Livianos. Inyeccin Cclica, Continua o Alternada
Mtodo de Aplicacin
La inyeccin de CO2 es un mtodo cuyo propsito
es mantener la presin del yacimiento lo
suficientemente alta (usualmente mayor o cerca a la
del punto de roco) para minimizar las prdidas de
lquido por condensacin retrgrada. .
Otro mtodo (Miscible) se basa en su capacidad de
desarrollar miscibilidad dinmica .
Su densidad es similar a la del petrleo, a muchas
condiciones de yacimiento, lo cual reduce los
efectos de segregacin en procesos de
desplazamiento inmiscible.
Como un resultado de la disolucin del CO2 en el
crudo, el volumen del aceite se incrementa de 10 a
20 % o ms .
La expansin del aceite incrementa el factor de
recuperacin ya que, para una determinada
saturacin de aceite residual, la masa del aceite
remanente en el yacimiento y expresado en
condiciones estndar, es ms baja que si se
abandonara libre de CO2 .
Desplazamiento miscible: El Dixido de Carbono
no es miscible con la mayora de los aceites crudos,
pero puede llegar a desarrollar esta miscibilidad a
travs del proceso de mltiple contacto. .
Eficiencia de barrido: de una inyeccin de un
fluido en un desplazamiento miscible, depende de la
relacin de:
Viscosidad entre el aceite y el solvente El grado de segregacin gravitacional del
solvente causado por el contraste de densidades.
La distribucin espacial de la permeabilidad.
A medida que la viscosidad del aceite se incrementa
en relacin a la viscosidad del dixido de carbono,
existe mayor tendencia del dixido de carbono a
canalizarse, a travs del aceite, y esto causa que se
reduzca el contacto volumtrico en el yacimiento.
Esto depende de la heterogeneidad del yacimiento y
la tendencia normal de los fluidos inyectados de
fluir a travs de las secciones ms permeables de la
roca
Esquema representativo de un proceso de Inyeccin de CO2 no
miscible
Mecanismos de Recuperacin .
El mecanismo mediante el miscible desplaza el aceite es a travs del mecanismo de mltiple
contacto de hidrocarburos en el rango de carbn 5 a
carbn 30. Estn normalmente en el rango de 25 a
45 API y estn presentes en yacimientos bastante
profundos por lo que el desplazamiento puede tomar
lugar arriba de la presin mnima de miscibilidad.
Mtodo de Aplicacin (Miscible) .
Desplazamiento banco de aceite .
A medida que el banco se forma y se mueve, ste
tiende a ser dispersado de manera transversal y
longitudinal.
La fraccin de hidrocarburos extrados se
convierten en un bache de solvente rico en que de manera miscible desplaza el aceite crudo de la
formacin, y este a su vez, es desplazado por otro
bache de .
La extraccin por mltiple contacto podra requerir
que el se mueva cierta distancia a travs del
yacimiento haciendo un contacto directo fsico con
el aceite del lugar antes del enriquecimiento de los
hidrocarburos con y antes tambin de que se desarrolle un banco de tamao considerable, para un
mximo desplazamiento de aceite .
En el momento en el que el banco miscible se
forma, ste se dispersa de manera transversal y
longitudinal a medida que se mezcla con el aceite y
el dixido de carbono adicionales en el yacimiento.
Una extraccin adicional ocurre mediante otro
bache de inyectado con el fin de restablecer la miscibilidad
La tendencia en los proyectos de Inyeccin de ha sido empujar baches de de un 15% del volumen poroso impregnado de hidrocarburos.
Esquema representativo de un proceso de Inyeccin de CO2
miscible
Variables para su Aplicacin .
Presin Mnima de Miscibilidad (PMM) .
Hinchamiento del crudo .
Reduccin de la viscosidad .
Precipitacin de asfltenos .
Propiedades del CO2 .
Informacin PVT .
Aplicacin de Miscibilidad .
El es un fluido que tiene el potencial de funcionar como agente de recuperacin de aceite
tanto en forma miscible como inmiscible, la
naturaleza de ste comportamiento depende de la
composicin del aceite, as como de la presin y
temperatura del yacimiento.
En una aplicacin miscible, ms del 90% del aceite
con el que se entra en contacto puede ser
desplazado. La presin a la cual el es capaz de generar desplazamiento miscible del aceite es
llamado Presin Mnima de Miscibilidad (PMM).
Presin mnima de Miscibilidad . Mientras que aceites de baja densidad API
contienen grandes cantidades de hidrocarburos
pesados y normalmente se encuentran en
yacimientos someros y de baja presin, no es
usualmente posible lograr la PMM en dichos casos.
Sin embargo, el es altamente soluble en aceites pesados, y por disolucin en el aceite, el dixido de
carbono provoca un hinchamiento y reduce su
viscosidad. Despus de que un bache de ha sido inyectado a un yacimiento de aceite pesado, el
aceite puede ser ms fcilmente desplazado por
Inyeccin de agua o por la ayuda de algn polmero.
Categoras de Desplazamiento . Existen dos categoras en el proceso de
desplazamiento miscible:
a) Proceso miscible de primer contacto Algunos desplazantes y aceites son miscibles en
primer contacto bajo las condiciones del
yacimiento.
Para ello se inyecta un primer tapn con un fluido
de baja viscosidad, puede usarse otro fluido,
seguidamente se inyecta el , la dispersin tiene lugar en la interface solvente-aceite y se desarrolla
una zona de mezcla .
b) Proceso miscible de contactos mltiples En este proceso, la miscibilidad entre el aceite del
yacimiento y el gas inyectado degenera a travs de
la transferencia de masa de los componentes y
despus de mltiples contactos entre los dos fluidos.
Existen dos tipos de miscibilidad de mltiples
contactos:
Empuje de gas condensado .
Empuje de gas vaporizado .
Variaciones bsicas del proceso .
Inyeccin continua de : en esta variacin, el es inyectado continuamente hasta el final de la recuperacin
Dixido de carbono seguido de gas: ste proceso
comienza con la inyeccin de hasta que un volumen preseleccionado de ha sido inyectado al yacimiento entonces un gas, menos caro que el
dixido de carbono, es utilizado como principal
fluido de empuje .
seguido de agua: despus de la inyeccin de un volumen deseado de , se utiliza agua para desplazar el a travs del yacimiento.
Inyeccin de y agua simultnea/alternada: esta variacin del proceso de Inyeccin de suele generalmente comenzar con un pequeo bache de
, seguido por una inyeccin, ya sea simultnea o alternada de y agua hasta que un volumen predeterminado de ha sido inyectado. ste proceso es comnmente llamado WAG por sus
siglas en ingls (Water Alternate Gas)
Inyeccin de una combinacin /solvente: el proceso de inyeccin de dixido de carbono puede
tambin incluir la inyeccin de solventes tales como
, , por nombrar algunos. La principal razn para utilizar un solvente es disminuir la presin
mnima de miscibilidad (PMM) entre el y el aceite del yacimiento y para ayudar a mantener la
miscibilidad a travs del yacimiento.
Inyeccin de una combinacin /calor: bajo ciertas condiciones de calor, el pueden ser inyectado al yacimiento y puede dar como resultado
un efecto interactivo en la recuperacin de aceite.
Consideraciones de diseo .
Debe de tomarse en cuenta una correcta descripcin
del yacimiento y del barrido total para el diseo de
proyectos de fluidos miscibles.
El barrido miscible se ve afectado: .
-Manejo del fluido inyectado .
-Distribucin de presiones .
-Tamao del bache disolvente .
-Movilidad del disolvente ,
-Manejo de los fluidos del yacimiento .
-Eficiencia del desplazamiento logrado en las reas
de barrido .
-La direccin del desplazamiento depende de la
geometra del yacimiento y de sus caractersticas.
-El desplazamiento horizontal en yacimientos
delgados o sin buzamiento es controlado por el
radio de movilidad del al aceite.
Para evitar o disminuir la formacin de dedos de
el proceso debera ser, probablemente,
alternando la inyeccin de agua. .
.
Criterios de Seleccin .
Ventajas *En comparacin con otros mtodos el mtodo de
inyeccin de CO2 es el ms efectivo, ya que posee
mayor efectividad de vaporizar este gas condensado
retrogrado.
*El efecto revaporizador del CO2 acta incluso a
temperaturas tan bajas y tambin a menores
temperaturas, a diferencia de otros gases
comnmente usados para la inyeccin en
yacimientos de gas condensado. .
*Como gas de inyeccin puede desarrollar
miscibilidad dinmica con el crudo cuando ha
ocurrido un suficiente contacto entre ambos.
Desventajas *El alto costo del CO2
cuando no se dispone de
fuentes de suministro capaces de proporcionar la
cantidad necesaria del mismo. .
*Los problemas de corrosin causados cuando el
CO2 se pone en contacto con el agua, debido a que
se produce acido carbnico el cual es muy corrosivo
*Se requiere mayor volumen de CO2 que de gas
natural para llenar un barril de espacio poroso.
Conclusiones
*Entre las causas que conllevan a la prdida de
productividad del Gas Condensado hacia la
superficie se encuentran: Acumulacin de lquido
en los pozos, en la formacin, en las zonas cercanas
a los pozos y el desarrollo de un anillo de
condensado.
*La propiedad ms importante del es su capacidad para vaporizar y extraer porciones del
condensado, con el cual se pone en contacto.
*Un criterio esencial para la aplicacin de la
inyeccin de CO2, es garantizar una fuente de adecuada y confiable a un costo razonable.
*El puede causar una serie de problemas cuando interacciona con las sustancias presentes en
la formacin. Entre ellos: reduccin de la
inyectividad /productividad, corrosin del equipo de
superficie y de fondo, etc. .
*En comparacin con los mtodos convencionales
de inyeccin, la inyeccin de posee mayor efectividad de vaporizar el condensado retrogrado.
*El proceso de recuperacin de condensado
retrogrado con comprende: el estudio integrado del yacimiento, adems de las fases de inyeccin,
cierre y produccin .
*El dixido de carbono tiene un efecto superior en
comparacin a otros gases, sobre un rango ms
amplio de condiciones, y una mayor variedad de
tipos de lquidos hidrocarburos .
*Con la inyeccin de el gas producido en
superficie presentar un alto porcentaje de pero
este puede ser separado del gas y reutilizarse en
nuevos ciclos de inyeccin .
EXTRACCIN DE VAPOR (VAPEX) .
Fundamento terico del mtodo .
Actualmente la mayora de las reservas mundiales
son conformadas por los aceites pesados y bitumen,
lo cual representa la necesidad de buscar diferentes
formas de obtenerlo. Una de las principales
problemticas que se tiene en los yacimientos de
aceite pesado es la viscosidad, ya que no siempre se
puede implementar la recuperacin primaria,
tambin se considera si tienen algn acufero
asociado dando lugar a la conificacin de agua.
Existen diferentes mtodos aplicables a este tipo de
yacimiento, entre los que se encuentran los procesos
con vapor, y uno de estos es el proceso de
extraccin (VAPEX). Esta tcnica es una de las ms
viables cuando se trata de aceite pesado y bitumen,
adems de que ha demostrado ser un proceso
eficiente, con poco requerimiento de capital de
inversin y por supuesto sin dejar de lado el medio
ambiente, siendo uno de los mejores procesos que
funcionan con vapor.
Dado que este mecanismo implica inyeccin de un disolvente, esto presenta ciertos beneficios as como
dificultades al ser implementados en el VAPEX, es
por eso que hay que considerar en gran medida las
condiciones del yacimiento; ya que no siempre
funciona para todos los yacimientos de aceite negro.
Por otra parte se considera que el dao a la
formacin sea el mnimo posible, as como la
ubicacin correcta del pozo inyector y el productor,
para tener los beneficios deseados.
El mecanismo de recuperacin del VAPEX, as
como las ventajas y desventajas son variables a
tomar para conocer si es conveniente para lo que se
busca. Sin dejar de lado la parte tcnica y
econmica (principales parmetros a considerar en
la recuperacin de los yacimientos) .
Esquema representativo de un proceso de Extraccin de Vapor
(VAPEX) con 2 pozos .
Por ltimo, debemos analizar que tanto el proceso
es aplicable en Mxico as como otros pases, de
ser as como ha sido implementado, y en Mxico
que antecedentes tenemos respecto a la generalidad,
es decir, procesos Termales, esto dado a la
importancia del aceite negro y bitmenes que
representan aproximadamente seis billones de
barriles a nivel mundial, lo cual representa la
mayora de las reservas. .
La mxima recuperacin con estos mtodos es
relativamente baja y no excede de 20 %. En tanto
que la inyeccin de vapor puede incrementar
significativamente la recuperacin del yacimiento
Mecanismo de Recuperacin
Reduccin de Viscosidad .
Mejora de Movilidad y disolucin de Gas .
La viscosidad de aceite pesado y bitumen puede
tambin reducirse por diluirlos con un solvente.
Este es el principio bsico del VAPEX, el proceso
de extraccin con vapor. El concepto del proceso es
que los solventes de hidrocarburos vaporizados
(peso molecular bajo) son inyectados en el
yacimiento a travs de un pozo inyector horizontal.
Los solventes inicialmente disueltos en el bitumen
alrededor del pozo de inyeccin hasta la penetracin
del aceite diluido en el pozo de produccin
horizontal, ubicado verticalmente debajo del pozo
inyector. El solvente se eleva lentamente hasta
formar una cmara de vapor en la matriz de la roca
que est siendo explotada encima del pozo inyector,
disuelve el bitumen o aceite pesado en la interface
solvente-bitumen, se difunde en la mayora del
bitumen y lo diluye. El aceite diluido se drena hacia
el pozo productor por gravedad. Cuando la cmara
alcanza la roca sello, se extiende hacia los lados
hasta que el lmite de diseo es alcanzado. La
interface aceite-solvente comienza a caer y el
proyecto contina hasta que la produccin est
debajo de los lmites econmicos de operacin. El
concepto es similar que en SAGD, excepto por el
solvente que es usado en vez del vapor en el
proceso de VAPEX. Aparte de la configuracin del
inyector y el productor, muchas otras
configuraciones de inyector y productor son
posibles. Incluso una serie de pozos verticales
existentes pueden ser usados como pozos
inyectores. La separacin entre inyector y productor
sern dictadas por la movilidad del aceite a
condiciones del yacimiento. En un yacimiento de
aceite relativamente mvil el pozo inyector puede
ubicarse cerca de la cima del yacimiento, mientras
que un yacimiento bituminoso los dos pozos
horizontales deberan estar lo suficientemente
cercanos para lograr una rpida comunicacin entre
ellos.
Las condiciones de operacin son controladas con el
objetivo de mantener el solvente en operacin en la
fase de vapor, muy cercano a su presin de vapor,
para as incrementar al mximo los efectos de
disolucin el aceite pesado o bitumen. La presin de
operacin es casi siempre controlada por la presin
de inyeccin del yacimiento, en el caso de la
temperatura se elimina la necesidad de procesos
trmicos pues esta debe ser muy cercana a la
presin del yacimiento. La presin de roco del
solvente deber ser mayor o igual a la presin del
yacimiento para asegurar que este se mantenga en
su fase de vapor, este es un factor clave en la
seleccin del solvente de hidrocarburo presurizado
(por lo general es un gas en el rango de metano a
propano). En un yacimiento con empuje de acufero ambos
pozos, inyector y productor, pueden estar cerca del
contacto agua aceite, el solvente inyectado se eleva
y el aceite diluido se drena contracorriente por
gravedad y se mueve a travs del contacto agua
aceite hasta el pozo productor. Esta configuracin
de pozos resulta en una gran recuperacin debido a
la naturaleza de contracorriente del proceso de
extraccin.
Transferencia de masa molecular: En el VAPEX
se transfiere, a nivel molecular, una sustancia a otra.
Esto es que al aplicar el solvente las molculas de
las dos sustancias (aceite pesado y solvente) entran
en desequilibrio lo que ocasiona una reorganizacin
a nivel molecular con lo cual las molculas pesadas
pasan a un lugar donde existirn en menor
concentracin a facilitando con esto el flujo del
aceite o bitumen. La masa de las sustancias
(bitumen y solvente) pueden combinarse por medio
de movimientos moleculares (transferencia
molecular que es imperceptible) o en flujo laminar o
turbulento (transferencia convectiva) .
Drenaje gravitacional: Se da por efectos de
diferencias de densidad, en el VAPEX a pesar del
mecanismo de transferencia de masa, el solvente
sigue presentando una menor densidad y por esa
diferencia de densidad el crudo es drenado hacia el
pozo productor.
Variables para la seleccin del solvente -El solvente debe presentarse en estado gaseoso a
condiciones del yacimiento .
-El solvente debe ser un hidrocarburo vaporizado de
bajo peso molecular (metano, etano, propano, etc.)
-La presin de roco del solvente debe ser igual o
mayor que la presin del yacimiento .
Esquema representativo de un proceso de Extraccin de Vapor
(VAPEX) con 1 pozo .
Para presiones de operacin por encima de la
presin de saturacin del solvente, se deben
implementar mezclas de solventes y un gas que no
se condense. En algunos casos la extraccin con
vapor se ha llevado a cabo a presiones mucho
mayor que la presin de saturacin del solvente.
Esto se logra mediante el uso de una mezcla de los
solventes y un gas no condensable, el vapor
disolvente diluye el aceite y el gas no condensable
mantiene la presin de funcionamiento.
Mtodo de Aplicacin .
El proceso del VAPEX tiene beneficios que lo
califican como uno de los mejores procesos,
funciona con las presiones y temperaturas del
yacimiento; adems de que al hacer uso de un
disolvente, ste se relaciona con el volumen de
aceite producido otorgando que los requerimientos
de equipo superficial sea mnimo. Aunque de
acuerdo a estudios en laboratorio se observan
cambios en la composicin al usar el VAPEX
especialmente en las primeras etapas, ya que se
vuelve ms pesado, aunque se dice que este proceso
ayuda a la reduccin de asfaltenos podemos notar
que no siempre es as, lo cual puede ocasionar
efectos en el precio del petrleo producido.
Los estudios muestran que el aceite producido
contiene cantidades gradualmente crecientes de
disolvente y este es generalmente mayor que el
estimado debido a la naturaleza dinmica de la
transferencia de masa que se produce en el proceso.
Teniendo como consecuencia que la distribucin de
la viscosidad sea diferente de lo que se espera.
De acuerdo a estos estudios, se resalt que el
proceso de VAPEX si ocasiona una desalfastacin y
que esta de ocurrir, mejora la produccin del aceite,
en tanto que de no ocurrir este efecto los aceites se
vuelven ms pesados ocasionados por el disolvente,
por lo que su seleccin debe ser la adecuada, as
como la perspectiva econmica y ambiental es
importante.
Este proceso muestra similitud con el drenaje
gravitacional asistido por vapor (SAGD), en donde
el VAPEX muestra ventaja es al ser aplicable en
yacimientos con espesores pequeos, yacimientos
con acufero asociado y costa fuera.
Actualmente el SAGD, se ha vuelto a una tcnica
muy popular para la recuperacin de aceite pesado y
bitumen. En donde el vapor es inyectado el
yacimiento a travs de un pozo horizontal, el vapor
se condensa en interfaz del aceite y calienta el
aceite; ya que la viscosidad es menor, el aceite
caliente estrenado a otro post-horizontales por
gravedad.
Por lo que hay una necesidad de tener experimentos
cuidadosamente controlados, para la identificacin
del disolvente, determinacin de las caractersticas
del medio poroso y agua congnita que ayudan a
tener un mejor control al usar el VAPEX y
demostrar que es ms eficiente que SAGD.
Definiciones
Pozo inyector. Pozo utilizado para inyectar a los
yacimientos algn fluido (gas natural, agua, vapor
de agua, etc.) con fines de almacenamiento,
mantenimiento de presin o conservacin del medio
ambiente.
Pozo productor. Se les conoce como aquellos en el
que el aceite es trasladado del yacimiento a la
superficie por su propia energa, que puede ser por
empuje hidrulico, de gas disuelto, o algn otro
mecanismo que le proporcione la energa suficiente.
Asfaltenos. Molculas policclicas que tienen un
peso molecular de 1000-140,000 estas no tienen
punto de fusin definido ni estructura cristalina. Son
descompuestos al exponerse a temperaturas > 200
C.
Solvente. Es la sustancia que ayuda a la dispersin
de otra sustancia, encontrndose en mayor
proporcin de la sustancia a desplazar. Este se
encuentra en el mismo estado fsico que la
disolucin.
Cmara de vapor. Es la generada por el solvente o
vapor debajo de la capa sello del yacimiento, con la
finalidad de cambiar las propiedades de viscosidad
y consecuentemente la movilidad. Los pozos
(inyector y productor) uno encima de otro a cierta
distancia en el yacimiento recogen los fluidos
disueltos y que han cado por efecto de la gravedad.
Desasfaltado: La mayora de los aceites pesados y
bitumen contienen una significativa cantidad de
asfaltenos, a menudo tan altas como el 22% de su
peso. La presencia de asfaltenos es la mayor razn
para las altas viscosidades de estos aceites pesados.
Si la concentracin de los solventes de bajo peso
molecular en el aceite disuelto, es suficiente, puede
causar la reduccin de asfaltenos y prestar una
reduccin adicional en la viscosidad. Este nuevo
aceite es de mayor calidad desde el punto de vista
de transporte y refinacin y tiene un mayor valor en
el mercado. El desasfaltado es posible si el solvente
se inyecta a una presin cercana a su presin de
saturacin.
El grado de desasfaltado puede ser manipulado
mediante la alteracin de la presin de operacin
por lo tanto se puede producir el aceite sin cambios,
sin embargo, anlisis experimentales demuestran
que la velocidad de extraccin se incrementa hasta
en un 35% cuando se produce la precipitacin de
asfaltenos.
La precipitacin de asfaltenos representara un serio
problema en arenas finas, no as en arenas de grano
grueso debido a que los asfaltenos depositados solo
representan de 10% al 15% del volumen poroso, no
son suficientes para alterar la permeabilidad del
sistema.
Densidad: El uso de vapor en vez de un lquido
solvente produce una alta fuerza de drene por
gravedad debido a la alta diferencia de densidad con
el bitumen, adems asegura que la cantidad de
solvente residuales extrados sea menor que con
solventes lquidos.
Saturacin de aceite remanente en la cmara de
VAPEX: La eficiencia de barrido lograda por este
mtodo es muy alta debido a su mecanismo de
operacin, pues el aceite llega permanecer por un
largo tiempo el aceite en contacto con el solvente lo
cual provoca que el aceite se vuelve muy fluido y se
drene.
Tensin superficial: Conforme la concentracin de
solvente crece, la tensin superficial del aceite
decrece. A causa del cambio en la tensin
superficial, el equilibrio entre capilaridad y
gravedad en la cmara de extraccin se rompe. Los
efectos de la gravedad superan a los de capilaridad y
por consecuencia se drena el aceite.
Viscosidad: La principal relacin de este proceso
con la reduccin de la viscosidad se observa
mediante el proceso de separacin de asfaltenos
(elementos con mayor peso molecular en el aceite).
Otra causa de reduccin de viscosidad es el
contenido de gas en solucin del aceite o bitumen.
Criterios de Seleccin .
Ventajas *El proceso funciona con las condiciones de presin
y temperatura del yacimiento por lo tanto los costos
en la terminacin son menores que con otros
procesos de recuperacin mejorados como los
termales. Adems se ahorra energa al no necesitar
procesos trmicos.
*El volumen de aceite producido se asocia
nicamente con un volumen equivalente de
disolvente, por lo que los requerimientos en la
bomba y en las instalaciones superficiales seran
ms pequeos.
*Inyectar un solvente mixto (dos gases, uno para
mantener la presin y otro para reducir la
viscosidad), disminuye el consumo del solvente e
incrementa la eficiencia energtica.
*Es altamente eficiente hablando en trminos
energticos. Se extrae aproximadamente 1 kg de
aceite por cada 0.5 kg inyectado, de esto solo 0.1 kg
se queda en el yacimiento. El solvente extrado
mediante la produccin es reutilizado mediante
cierto proceso de reciclaje. El VAPEX en
comparacin con los procesos termales emplea
nicamente el 3% de energa.
*No existe dao a la formacin por hinchamiento de
arcillas.
*En yacimientos con espesores pequeos el
VAPEX puede ser la nica tcnica viable y los
yacimientos con empuje por acufero asociado son
fcilmente manejados.
*El VAPEX otorga la opcin de separacin de
asfaltenos con lo cual se eleva el precio en el
mercado del aceite producido. Alrededor de 1998 el
precio del aceite desasfaltado se elevaba 2 USD
comparado con el precio del aceite con condiciones
originales.
Desventajas *La principal preocupacin en el desarrollo del
VAPEX es la posibilidad de la reduccin de la
permeabilidad de la matriz del yacimiento por la
deposicin de asfaltenos y la consecuente
obstruccin de flujo de aceite fuera del yacimiento.
*A causa de la baja presin de saturacin del
solvente, se pueden dar serias limitaciones en
operaciones donde se tienen condiciones de trabajo
con altas presiones de yacimiento, dado que a altas
presiones el gas se condensa y al estar en fase
lquida pierden capacidad de disolucin y se
incrementa la cantidad de solventes residuales.
*Comparado con los procesos de termales, la
longitud de los pozos deber ser mucho ms larga
para tener gastos comparables de produccin.
*An se desconoce a detalle el efecto de varios
factores como las fuerzas capilares y su estudio
podra complementar el buen funcionamiento de
este proceso. .
*La implementacin en yacimientos carbonatados
presenta limitantes dada la presencia de fracturas y
el comportamiento distinto en cuanto al flujo de
fluidos.
Conclusiones
*El proceso VAPEX es un proceso que permite
elevar el factor de recuperacin a partir de
mecanismos simples y comparado con otros
mtodos resulta ms eficiente. Su costo resulta
menor al de los mtodos termales, por ejemplo, sin
embargo an falta mucho por entender.
*Con este mtodo es posible obtener una mejor
calidad de crudo, lo cual es benfico bajo cualquier
criterio (Tcnico y Econmico).
*Es importante conocer los dems mtodos de
recuperacin mejorada y hacer un balance que
permita identificar las ventajas de uno u otro
proceso, as como identificar, para cada objetivo,
cual es el ms recomendable.
*VAPEX muestra beneficios a nivel econmico,
ambiental y en produccin donde los resultados son
satisfactorios, ya que como se menciona reduce en
gran medida la produccin con asfaltenos y la
viscosidad, de acuerdo al disolvente a inyectar, por
lo que el correcto anlisis nos llevar a tener buenos
resultados.
*Cabe sealar que tambin tiene sus desventajas
que generalmente radican en al anlisis tcnico,
econmico, y de yacimiento; ya que puede ser
rentable en la produccin obtenida ms no en el
aspecto econmico, que de ser as entonces es
preferente elegir otro proceso de recuperacin que
satisfaga nuestros requerimientos.
*Debido a las necesidades en las que el proceso de
recuperacin VAPEX se utilizar, se dan varios
parmetros de los cuales deben tomarse en cuenta
en todos y cada uno de los procesos de
recuperacin, hay que tomar en cuenta que son
mtodos que ayudaran a que el pozo aumente su
productividad, dependiendo claro del tipo de
hidrocarburo que tengamos o vayamos a recuperar,
y tambin otro aspecto muy importante y que
tambin se toma en cuenta en la seleccin en un
proceso de recuperacin es el costo que este
presenta y que se obtengan los resultados esperados
o que den ms aprovechamiento econmico. Con
esto se concluye que el proceso de extraccin de
vapor (VAPEX) siempre ser el adecuado de tener
los estudios necesarios que avalen nuestra decisin
al elegir este proceso.
El anlisis en laboratorio del VAPEX da resultados
prometedores, sin embargo, las pruebas piloto
evidencian resultados poco satisfactorios, lo cual es
un indicativo de que el VAPEX no es un mtodo de
recuperacin mejorada lo suficientemente
desarrollado.
COMBUSTIN IN SITU: THAI y CAPRI .
Fundamento terico del mtodo
La combustin in-situ es un mtodo trmico de
recuperacin mejorada, particularmente favorable
para yacimientos de aceite pesado y de bitumen.
Existen dos procesos de combustin in-situ, el
primero llamado THAI (Toe-to-Heel) que consiste
en una inyeccin de aire que integra combustin in-
situ y conceptos avanzados de pozos horizontales,
por otro lado CAPRI, que es una extensin de la
versin bsica de THAI que involucra un
catalizador alrededor del pozo productor donde el
proceso tiene el potencial de convertir aceite pesado
en un aceite ms ligero .
THAI a) Frente de combustin: al iniciarse la inyeccin
de aire, la ignicin se genera en la vecindad al pozo
inyector, mientras esta inyeccin continua, el frente
de combustin se propagar en la misma direccin.
Es la zona de mayor temperatura en el sistema
(600F 1200F).
b) Zona de coque: es la zona que provee el
combustible para el proceso de combustin, es
resultado de los procesos precursores que llevan al
desplazamiento del aceite, el craqueo trmico.
c) Zona de aceite mvil: en esta zona encontramos
al producto de la combustin, hidrocarburos ligeros
y vapor de agua, donde los hidrocarburos
vaporizados adquieren propiedades que facilitan la
miscibilidad y por lo tanto favorecen al
desplazamiento.
d) Zona de aceite frio: es la zona en donde el efecto
de la combustin no se ha reflejado en los fluidos,
teniendo un fluido original inalterado.
La principal caracterstica del proceso THAI es que
utiliza un pozo inyector vertical que genera el frente
de combustin, para que este se propague a lo largo
del yacimiento casi verticalmente a los largo de un
pozo productor horizontal, desde el dedo (toe) hasta el taln (heel).
El proceso de ignicin espontnea ocurre debido a
que la inyeccin de aire genera la oxidacin de los
hidrocarburos presentes, esta oxidacin, a su vez,
ocasiona un aumento pequeo en la temperatura, el
pequeo aumento en la temperatura ocasiona, de
manera recproca, un aumento en la tasa de
oxidacin de los hidrocarburos, generndose as un
proceso continuo de incremento en la temperatura y
oxidacin hasta que la primera ha crecido al punto
en que la combustin espontnea ocurre. Para
reducir los tiempos de ignicin puede usarse una
fuente de calor externa, como un calentador de
fondo o mediante la inyeccin de aire precalentado.
Normalmente un aumento de 200F en la
temperatura del yacimiento resultar en un periodo
de ignicin de 1 a 2 das.
Durante el proceso THAI ocurre una notable
mejora en el aceite, esto es resultado del cracking
trmico, la combustin genera reacciones de
desprendimiento de carbones en el aceite calentado,
lo que genera la deposicin de coque y un aceite
crudo ms ligero en la zona de aceite mvil.
CAPRI es una extensin para el proceso THAI, que
consiste en recubrir el pozo productor horizontal
con un catalizador que promueve un mayor
mejoramiento del aceite dentro del yacimiento con
el fin de obtener un aceite an ms ligero.
Un catalizador es una sustancia, capaz de acelerar
(catalizador positivo) o retardar (catalizador
negativo o inhibidor) una reaccin qumica, esto
permaneciendo inalterado (no se consume durante
la reaccin). Cabe mencionar que un catalizador
interviene en una reaccin pero sin llegar a formar
parte de los resultados de esta.
El catalizador es puesto mediante un empacamiento
de grava alrededor del pozo productor horizontal,
por lo que el cundo el aceite calentado desciende al
pozo, entra en contacto con este, lo que ocurre una
reaccin qumica similar a las que sucede en una
refinera, mejorando la calidad del aceite de 8 a 10
grados API .
Una vez que se tiene los pozos verticales por los
que se llevar a cabo la inyeccin y los pozos
productores horizontales ya sea con el
empacamiento de grava si se tratara de un proceso
CAPRI o sin este si solo ser un proceso THAI, se
inicia la inyeccin de aire .
Conforme la inyeccin contina el frente de
combustin avanza, de manera casi vertical a lo
largo del pozo horizontal lo que permite el control
de la combustin.
El frente de combustin se desplaza de manera lenta
lo que permite un barrido del aceite desde el dedo
hasta el taln del pozo, el aceite es calentado y
ocurre la mejora en la calidad del aceite que
empieza a fluir hacia el pozo productor por la
diferencia de presin entre este y el yacimiento,
para despus ser transportado hasta la superficie.
Mecanismos de recuperacin Reduccin de Viscosidad .
La combustin in-situ consiste, de manera general,
en producir energa calorfica dentro del yacimiento,
con el objetivo de aumentar la movilidad de las
fracciones ms ligeras de hidrocarburos presentes
usando las fracciones ms pesadas para generar una
combustin dentro de la formacin. De esta manera
los componentes ms ligeros se evaporan y
comienzan un recorrido dentro del yacimiento,
hacia las zonas de menor energa, donde llegan a
condensarse.
La gran diferencia con otros mtodos trmicos es
que la energa calorfica es generada directamente
en el subsuelo, lo cual tiene grandes ventajas en
trminos de alta eficiencia en el aprovechamiento
del calor y tener un menor impacto ambiental, ya
que en otros mtodos la energa es generada en
superficie y trasladada al interior de la formacin a
travs de algn fluido. Un sistema de combustin
In-situ suele conformarse por un pozo inyector de
aire y un pozo productor.
Criterios de seleccin .
Ventajas
*Es potencialmente aplicable en una amplia gama
de yacimientos, incluyendo yacimientos con baja
presin o en los que ya se ha aplicado inyeccin de
vapor, yacimientos con zonas de gas agotadas o que
se encuentran en arriba de acuferos.
*Se estima un factor de recuperacin 73% mayor
que con otros mtodos trmicos de recuperacin
mejorada.
*Se tiene un impacto ambiental bajo, ya que es
mnima la utilizacin de agua dulce, no existen
daos en la superficie y el aprovechamiento de la
energa es muy alto. Adems que se tiene un
mnimo de emisiones de gases de efecto
invernadero.
*Desde el punto de vista econmico, la inversin
inicial es relativamente baja, ya que no se requieren
unidades de procesamiento de vapor o agua.
*Los costos de operacin tambin son bajos, ya que
no se requiere de generacin de vapor a gran escala.
*Adems que el mejoramiento del aceite permite
mayores rendimientos a la venta.
Desventajas
*La eficiencia del procedimiento se ve limitada a
las partes altas del yacimiento, dejando gran
cantidad de hidrocarburos inmviles.
*La eficiencia de calentamiento se ve seriamente
afectada por prdidas de energa hacia la roca, la
eficiencia del calentamiento depende de la densidad
de material rocoso y no exclusivamente del fluido
presente.
*La combustin in-situ puede arrojar problemas
como emulsiones de agua-aceite, produccin
elevada de agua de pH bajo y un posible incremento
de la produccin de arena.
Esquema de un proceso de Combustin In situ con 2 pozos
Mtodo de aplicacin
De acuerdo a diversos estudios de laboratorio y
campo se han propuesto valores mximos y
mnimos de algunas propiedades como el contenido
de aceite, espesor, profundidad, densidad del aceite,
permeabilidad absoluta y caractersticas del
yacimiento. Al respecto del yacimiento se realiza la
observacin de que este no cuente con un casquete
de gas o entrada de agua en la zona de operacin y
que no exceda los 100 acres de rea, con espesores
mnimos de 5 ft y mximos de 50 ft para poder
aprovechar de mejor manera la energa calorfica
generada, evitando prdidas y la inyeccin de
enormes cantidades de aire, respectivamente. Se
propone una profundidad mayor a los 200 ft que no
limite la presin de inyeccin de aire.
Referente al aceite, se manejan crudos con
densidades de 10 a 40 API, procurando que su
composicin sea mixta, para asegurarse de que haya
fracciones ligeras susceptibles al desplazamiento y
componentes pesados, tiles para la combustin y,
dado que alrededor de 300 bbl/acre-ft son
consumidos por el frente de combustin, se debera
de contar con al menos un volumen de 600 bbl/acre-
ft.
Conclusiones
*Por medio del proceso THAI y CAPRI, es posible
realizar un mejoramiento in-situ del crudo pesado y
adems obtener una recuperacin de aceite de hasta
87 %. El aceite mejorado catalticamente contiene
altos niveles de saturados y reducidas fracciones
pesadas, y el reactor-mejorador es virtualmente
gratis en virtud de las condiciones del yacimiento.
*Un mejorador superficial, por otra parte, puede
costar millones de dlares para lograr una
conversin similar. Existe tambin, un beneficio
ambiental debido a la reduccin metales pesados y
azufre adems de todas las ventajas que ya fueron
mencionadas anteriormente.
*Respecto a Mxico, se encontr informacin de
pruebas piloto de inyeccin de vapor en algunos
campos en Chicontepec que tuvieron resultados
exitosos, es por eso que CAPRI o incluso solo
THAI podran tener un mejor resultado ya que las
caractersticas de nuestros campos, tienen
condiciones superiores a las de los campos en lo que
ya se aplicaron en Canad, lo que permitira
aumentar los factores de recuperacin que se tienen
en los campos de esa regin. .
EOR: STEAM-ASSITED GRAVITY
DRAINAGE (DRENE POR GRAVEDAD
ASISTIDO POR VAPOR) .
Fundamento terico del mtodo
El aceite pesado casi siempre es despreciado como
recurso por las dificultades y costos involucrados en
su produccin. Pero ms de 6 billones de barriles
son atribuidos al aceite pesado, el triple del monto
de reservas mundial (combinado de aceite y gas
convencional). Se implementa recuperacin
primaria (produccin fra) a temperatura de
yacimiento pero, el factor de recuperacin de esta es
del 1 al 10%, por lo que es conveniente un sistema
de recuperacin trmica en estos casos (ya
cimientos de aceite pesado o bitumen). El proceso
SAGD (por sus siglas en ingls) es rentable
econmicamente recuperando hasta el 55% del
volumen de bitumen en el lugar, volvindolo el ms
efectivo de los EOR trmicos.
Concepto inicial
SAGD consta de dos tuberas horizontales
separadas por una distancia vertical y son asentadas
cerca del fondo de la formacin. La tubera superior
es el pozo inyector y la inferior es el productor. El
proceso comienza con la circulacin de vapor en
ambos pozos, entonces el bitumen entre ellos es
calentado hasta que fluya al pozo productor. Los
espacios porosos liberados son continuamente
llenados con vapor formando una cmara de vapor. La cmara de vapor calienta y drena ms y ms bitumen hasta que se cubre el volumen poroso
entre el par. Entonces se deja de inyectar por el
productor dejando solo esta tarea al inyector
formando as un cono. Nuevo bitumen es calentado,
el aceite ya con menor viscosidad fluye por los
lmites de la cmara de vapor hasta el pozo
productor por medio de gravedad. Durante este
periodo la tasa de produccin del aceite incrementa
de manera continua hasta que la cmara alcanza la
cima del yacimiento, este punto en la cmara
comienza a crecer lateralmente, en contraste la
interface se mueve lateralmente y hacia abajo de
manera estable (estabilizada por la gravedad).
Despus de cierto tiempo se forma una sola cmara
cubriendo el volumen total del yacimiento (si hay
ms pozos inyectores).
Los pozos productores pueden ser verticales u
horizontales, pero la tubera vertical resulta
inefectiva debido a la baja capacidad de captacin
que posee, es por eso que un pozo horizontal resulta
ser la mejor opcin, tiene una recepcin de aceite
mayor debido al espacio que abarca y el rea de
contacto con los fluidos, adems si se mete un
mayor nmero de pozos, se logra un rea de barrido
mucho mayor. En el caso de pozos horizontales se
debe de tener consideraciones para el espaciamiento
vertical entre productor e inyector, ya que si es
demasiada la distancia puede que no alcance a fluir
el aceite hasta la tubera de produccin. La
aproximacin de la separacin de los pozos inyector
y productor se hace en funcin de la viscosidad del
fluido que se vaya a drenar.
Mecanismos de recuperacin
Reduccin de Viscosidad y Vaporizacin de
Ligeros
Desarrollo de Miscibilidad
Mejora de Movilidad
Mecanismo del proceso
Se supone que el nico medio para transferir calor
en el yacimiento fro es por conduccin trmica
normal a la superficie de condensacin de la cmara
de vapor llamada interface. Esta interface avanza a una velocidad U, la distribucin de temperatura
delante del frente de avance depende de la
difusividad trmica del yacimiento y de la velocidad
de avance del frente .
El anlisis arroj la siguiente ecuacin para la tasa
de drene:
La ecuacin sobreestima la tasa de drene porque
asume la temperatura como la del estado
estacionario en toda la interface, y esto no ocurre
realmente as. Modificaciones conocidas como
TANDRIAN y LINDRAIN cambian el factor 2
reduciendo la sobre estimacin.
Esquema representativo de un proceso de SAGD con 2 pozos
SAGD en Produccin de Bitumen: .
Un problema significativo en la aplicacin del
SAGD a la produccin de bitumen se encuentra en
el establecimiento de la comunicacin inicial entre
los pozos inyectores y los productores. Esto es
necesario para que el vapor de agua pueda ser
retirado y permita continuar con el paso del vapor
en el depsito y continuar de esta forma su
calefaccin. Un mtodo para lograr esto es utilizar
un pozo de inyeccin que est por encima, pero
cerca del pozo de produccin. Los bitmenes
intermedios pueden movilizarse calentando tanto a
los pozos de inyeccin y de produccin y mediante
observarse diferencias de presin entre ellos.
Una inyeccin de pozo horizontal tiene la ventaja de
proporcionar vapor a lo largo de l rpidamente.
Inyectores verticales tambin se han utilizado; este
enfoque tiene la ventaja de permitir que el punto de
inyeccin de vapor que se plante se considere
como el proyecto maduro, sin embargo, tambin
tiene el inconveniente de que el vapor no se
suministra a lo largo de la longitud del pozo de
produccin y se requiere algn tiempo para que la
cmara de vapor crezca a lo largo del eje del pozo.
Muchos pozos de inyeccin verticales estn
obligados a dar el mismo rendimiento que un solo
inyector horizontal.
Los depsitos de aceite con una viscosidad de
menos de 10.000 [cp] permiten amplias
separaciones entre el inyector y el productor, sin
embargo, para los bitmenes que tienen
viscosidades de 100.000 [cp] o ms, es necesario
reducir la separacin de unos pocos metros.
.
Un medio para establecer la comunicacin, que no
se ha probado en el campo implicara la inyeccin
inicial de vapor de agua a presin de fractura con el
fin de desarrollar un plano vertical calentando por
encima de la produccin del pozo. Si los pequeos
(nuevos) pozos se encuentran con ejes en la
direccin de la tendencia a fracturar, esto podra
permitir un calentamiento rpido de un plano
vertical por encima de la horizontal y as es a lo
largo de la longitud.
Esquema representativo de un proceso de Asistencia de Vapor para
un Yacimiento de Bitumen y arena
Criterios de seleccin
Planta de procesos de SAGD
Para tener una aplicacin adecuada de SAGD es
necesario contar con instalaciones apropiadas para
su explotacin, su procesamiento y venta. Los pozos
pares perforados pueden ser verticales al inicio de la
perforacin, para poco a poco pasar a ser
horizontales despus, o en algunos casos camiones
especializados para perforar ya tienen las torres de
perforacin inclinadas, para economizar y facilitar
el proceso, y as comenzar la perforacin como un
pozo direccional .
Mtodo de aplicacin
A continuacin se muestran los componentes de las
instalaciones requeridas: .
1) Generadores de Vapor: Se utiliza SAGD, que es
una tcnica de simulacin de vapor que aprovecha
el vapor, y con altas temperaturas disminuir la
viscosidad del aceite pesado permitiendo que fluya
y as recuperar el aceite.
2) Para/Desde Pozos Pares: Despus de que el
vapor es generado, se desplaza a travs de tuberas a
un par de pozos horizontales perforados desde un
pozo central.
3) Pares de Pozos: La estructura del pozo consiste
de dos pozos horizontales, uno es el que inyecta
vapor y el otro recupera el aceite pesado envindolo
a la instalacin central para que sea procesado.
4) Intercambio de Calor: En las operaciones de
SAGD, en la separacin primaria, el agua es
separada del aceite y pasa a travs de los
intercambiadores de calor antes de ser tratado
adicionalmente. Los intercambiadores de calor
ayudan a conservar la energa.
5) Separacin Agua/Aceite: El aceite pesado es
muy viscoso, casi petrleo semislido, no puede ser
bombeado sin ser calentado o diluido. Durante el
SAGD el primer pozo inyecta vapor, reduciendo la
viscosidad, entonces el aceite fluye con mayor
facilidad. El aceite y el agua se separan y se tratan.
El agua es reciclada y el aceite pesado es mezclado
con aceite crudo sinttico para mantener una baja
viscosidad.
6) Extraccin de Aceite: En el proceso de
separacin aceite/agua, separa el agua del aceite
recuperado antes de ser tratada. Este tratamiento
incluye procesos de filtrado de cuerpos slidos,
como arenas.
7) Tratamiento de Agua: Despus de que el agua se
utiliza en el proceso de SAGD, se separa del aceite
recuperado y es tratada. Se desengrasa y ablanda
removiendo calcio y magnesio, y el agua tratada es
reutilizada dentro de los procesos de SAGD.
8) Tanques: Los tanques son un grupo de tanque
usado para el almacenamiento comercial de aceite.
9) Estaciones de Venta: Una vez que el aceite se ha
separado y tratado, el aceite pesado se transportan
por tuberas para su mayor facilidad de venta.
10) Estanque de Purga: Se utiliza como
almacenamiento temporal del agua que se acumula
durante las operaciones de la planta, el agua es
reciclada fuera del estanque, a travs de procesos el
agua vuelve a ser vapor. En este estanque
normalmente no hay aceite.
11) Estanques de aguas pluviales: Estn diseados
y construidos para reducir las inundaciones y la
erosin del agua mediante el control de flujo. Estos
estanques atrapan gran parte de material slido que
es transportado por el agua de lluvia, como los
sedimentos, y con esto ayuda a reducir la
contaminacin de ros y lagos .
Conclusiones
*En SAGD, el uso de pozos de produccin
horizontales resulta prioritario al ofrecernos un
mayor contacto con el yacimiento, generando una
mejor recuperacin. Cabe resaltar que este proceso
puede ser utilizado tanto para la produccin de
bitmenes como para la produccin de aceites
crudos pesados, dependiendo de la viscosidad del
petrleo y tambin de la temperatura del vapor.
*Con bitmenes, la obtencin de la comunicacin
inicial entre el pozo de inyeccin y el pozo de
produccin. As como tambin, la facilidad con que
se expanda la cmara de vapor, ya que est
depender igualmente de la permeabilidad presente
en la formacin, su alza de produccin es buena,
pero ser crucial el tipo de yacimiento que
tengamos, pues no en todos se puede aplicar
eficientemente.
*El SAGD puede ser utilizado para la produccin
de aceites pesados facilitando la movilidad del
mismo. Durante su etapa inicial, el aceite tiene una
comunicacin trmica y esto hace que se desplace
de manera eficiente la cmara de vapor, as
podemos notar de forma ms clara su crecimiento
por encima de la produccin del pozo.
WAG, SWAG Y FAWAG .
Fundamento terico del mtodo
Estudios recientes de la Agencia Internacional de
Energa sealan que 20% de la produccin mundial
de petrleo en el ao 2030 provendr del EOR
(Enhanced Oil Recovery). Este anlisis es en base al
conocimiento de proyectos en curso y los que
pudieran realizarse en el futuro cercano. Sin
embargo, conforme los proyectos de EOR sean ms
exitosos y se vayan masificando en el mundo, su
participacin probablemente ser mayor.
En el ao 2010, tan slo en los Estados Unidos, se
tenan cerca de 200 proyectos de EOR, de los cuales
aproximadamente 66% son de inyeccin de gases y
el 32% son trmicos y pocos de otros mtodos.
La inyeccin de agua con qumicos aditivos ha sido
aplicada desde hace muchas dcadas tanto en los
Estados Unidos y Canad como en Mxico,
bsicamente por ser el mtodo ms econmico, de
menor riesgo operativo y, en algunos casos, el que
representa el mayor incremento en el factor de
recuperacin por dlar invertido.
Por otro lado, en Mxico todava no contamos con
proyectos de inversin en EOR en el portafolio de
hidrocarburos. Afortunadamente, existen algunas
pruebas piloto que han sido exitosas. Es importante
sealar que los mtodos de recuperacin mejorada
requieren de acceso a tecnologa avanzada y de alta
especializacin de recursos humanos, por lo que
para desarrollar estos mtodos es necesario
establecer reas especializadas dentro de las
dependencias y entidades que puedan identificar los
mejores candidatos (campos) para estos mtodos, su
diseo, evaluacin, validacin en pruebas piloto y
su masificacin.
En este trabajo de investigacin se presentan los
mtodos:
1) WAG (Water Alternating Gas)
2) SWAG (Simultaneous Water Alternating Gas)
3) FAWAG (Foam Assisted WAG)
El mtodo Water Alternating Gas (WAG), o co-
inyeccion Gas-Agua, ha sido defendido como una
manera de reducir la movilidad de los disolventes
inyectados para desplazamientos miscibles. Se cree
que esto reduce significativamente la digitacin
viscosa y aumenta la eficiencia de barrido. Sin
embargo, todos los beneficios asociados con la
WAG deben sopesarse frente a los posibles efectos
perjudiciales que surgen como resultado de la alta
saturacin de agua .
Mecanismos de recuperacin .
Reduccin de Viscosidad y Vaporizacin de
Ligeros
Control de la Movilidad .
Reduce TIF, Modifica el ngulo de Contacto,
Controla la Movilidad y la Migracin .
Aumenta fuerzas Viscosas .
Criterios de seleccin
En los ltimos aos ha habido un creciente inters
en el proceso de recuperacin mejorada llamado
WAG (Water Alternating Gas), tanto miscibles
como inmiscibles. La inyeccin WAG es un mtodo
de recuperacin de aceite inicialmente dirigida a
mejorar la eficiencia de barrido durante la inyeccin
del gas. En algunas aplicaciones recientes en que se
ha producido gas hidrocarburo se ha reinyectado en
pozos de inyeccin de agua con el objetivo de
mejorar la recuperacin de aceite y el
mantenimiento de la presin. .
La recuperacin de aceite por WAG se ha atribuido
al contacto de las zonas no barridas, especialmente
la recuperacin de aceite en zonas de difcil
extraccin mediante el uso de la segregacin de los
gases en la parte superior o a la acumulacin de
agua hacia abajo. .
Debido a que el aceite residual despus de la
inyeccin del gas es normalmente menor que el
aceite residual despus de la inyeccin del agua, y
zonas de 3 fases pueden obtener una menos
saturacin remanente de aceite, el mtodo WAG
tiene el potencial para aumentar la eficiencia del
desplazamiento microscpico. La inyeccin WAG,
puede, por lo tanto, conducir a la recuperacin
mejorada de aceite mediante la combinacin de un
mejor control de la movilidad y poner en contacto
las zonas no barridas, y tambin conduce a un mejor
desplazamiento microscpico.
En particular, se reconoce generalmente que el
aceite residual existe como una fase atrapada, y
desconectada rodeada por agua. El agua mvil
puede proteger al aceite del contacto con el
disolvente inyectado. La reduccin de la saturacin
de agua se volver a conectar parte de este aceite
entrampado, y hacerlo ms accesible al disolvente.
Desde el punto de vista de maximizar el contacto
disolvente-aceite, el proceso WAG puede ser
perjudicial, ya que tender a mantener, y
posiblemente a crear, barreras de agua las cuales
impiden dicho contacto. Otros investigadores han
llamado al fenmeno de entrampamiento de aceite
por agua como Bloqueo de agua o bien Blindaje.
Una tendencia comn para el xito de las
inyecciones es un aumento de la recuperacin de
aceite entre un 5-10 por ciento del volumen original
de aceite. Muy pocos ensayos en campo han sido
reportados como no-exitosos, pero a menudo se han
comentado problemas operacionales. Sin embargo,
los problemas de inyectividad y de produccin
generalmente no afectan el proceso WAG, se debe
prestar especial atencin a la inyeccin de fases
(agua o gas). Se discute si la recuperacin mejorada
de aceite mediante el mtodo WAG es afectado por
el tipo de roca, la estrategia de inyeccin, si el gas
es miscible o inmiscible as como el espaciamiento
entre pozos.
El proceso de inyeccin WAG pretende extraer ms
aceite de un yacimiento y fue pensado
originalmente para mejorar la eficiencia de barrido
durante la inyeccin de gas, con baches
intermitentes de agua y gas diseado en general
para seguir la misma ruta a travs del yacimiento.
Las variantes incluyen la inyeccin de gas como un
suplemento del agua o viceversa, principalmente
para alcanzar otras partes del yacimiento. En el caso
de inyeccin suplementaria de agua, tambin se
ahorra valioso gas en la inyeccin.
Se puede distinguir a menudo entre inyeccin WAG
miscible e inmiscible, y el agua y el gas se puede
inyectar simultneamente (SWAG) en lugar de
inyectarse de forma intermitente.
Se puede agregar un agente espumante a la
inyeccin de agua para mejorar el barrido del gas
(FAWAG)
El mtodo WAG fue propuesto originalmente como
un mtodo para mejorar el barrido de la inyeccin
del gas, principalmente usando el agua para
controlar la movilidad del desplazamiento y
estabilizar el frente. Como el desplazamiento
microscpico del aceite por gas normalmente es
mejor que por el agua, la inyeccin WAG combina
la eficiencia mejorada de desplazamiento del gas de
inundacin con un barrido macroscpico mejorada
por la inyeccin de agua. Esto ha resultado en una
recuperacin mejorada (comparado con una
inyeccin de agua pura) para la mayora de los
campos revisados en este trabajo. Aunque el control
de la movilidad tiene importantes ventajas debe
tenerse en cuenta tambin otro tema de la inyeccin
WAG. Intercambios de composicin puede dar
cierta recuperacin adicional y puede influir en el
fluido densidades y viscosidades. La reinyeccin de
gas es favorable debido a las preocupaciones
ambientales.
Esquema representativo de un proceso WAG Tpico para 2 pozos
Mtodo de aplicacin
Clasificacin del Proceso WAG
1) WAG Miscible Es difcil distinguir entre un proceso WAG Miscible
e Inmiscible, en muchos casos se ha obtenido una
miscibilidad multicontacto gas-aceite, pero
permanece una gran cantidad de incertidumbre
sobre el proceso real de desplazamiento. No ha sido
posible aislar el grado del efecto composicional
sobre la recuperacin de aceite mediante el mtodo
WAG, los proyectos WAG miscibles se encuentran
principalmente en tierra y los primeros casos
utilizaron disolventes caros como propano, lo que
parece ser un proceso econmico menos favorable
actualmente. La mayora de los proyectos miscibles
son represionados con el fin de darle presin al
yacimiento por encima la presin mnima de
miscibilidad (MMP) de los fluidos
2) WAG Inmiscible Este tipo de proceso WAG se ha aplicado con el
objetivo mejorar la estabilidad frontal o zonas de
contacto no barridas. Su aplicacin se ha hecho en
yacimientos donde la gravedad estable del gas de
inyeccin no se puede aplicar, debido a los recursos
limitados del gas o las propiedades de los
yacimientos. Adems, del barrido la eficiencia
microscpica de desplazamiento tambin se puede
mejorar. La saturacin de aceite residual
generalmente es menor en el proceso WAG que en
la inyeccin de agua, e incluso a veces menor que la
inyeccin de gas .
3) Simultaneous water-and-gas (SWAG) De inyeccin de gas de recuperacin mejorada de
petrleo puede recuperar casi todo el aceite residual
que se extiende por el gas. La eficiencia de barrido
en estos procesos es a menudo pobre, en gran parte
debido a la gravedad de anulacin de gas. Piedra y
Jenkins presentaron un modelo para la anulacin de
la gravedad en yacimientos homogneos, que
muestra que la distancia de gas y viajes agua antes
de la segregacin depende directamente de la
velocidad de inyeccin. En los casos en que la
presin de inyeccin es limitante, inyectividad es
clave para superar la gravedad de anulacin.
Stone supone la co-inyeccin continua de gas y
agua como un modelo para la WAG, sosteniendo
que esto es vlido siempre y cuando las babosas
mezcla cerca del pozo. Este modelo de co-inyeccin
se puede extender a relacionarse distancia de
separacin para los procesos de co-inyeccin
directamente a la presin de inyeccin. Inyectividad
depende saturaciones muy cerca del pozo, sin
embargo. Por lo tanto, donde la presin de
inyeccin es limitante, este modelo es pesimista
porque inyectividad en WAG es mayor que en la
co-inyeccin.
Se investiga el aumento de inyectividad posible con
WAG comparacin con co-inyeccin en 1D y 2D, y
las implicaciones para la anulacin de la gravedad
en 2D, con una gama de modelos de
permeabilidades relativas de agua y gas.
Confirmamos que la mayor inyectividad de WAG
mejora barrido vertical en comparacin con el
modelo de piedra cuando la presin de inyeccin es
limitante. Las mejoras ms importantes se producen
cuando las babosas violan la presuncin de piedra:
es decir, que son demasiado grandes para mezclar
completamente cerca del pozo. El aumento de la
inyectividad ms de co-inyeccin es mayor para la
espuma que para WAG sin espuma, ya que la
espuma tiene una movilidad mucho ms baja
cuando el flujo de gas y agua juntos.
Un beneficio similar ocurre para "agua simultnea y
gas" (SWAG) la inyeccin de un solo pozo vertical
con agua inyectada superior en la formacin de gas.
Hay un modesto beneficio para la inyectividad de
inyeccin de agua por encima de gas, pero mucho
ms pequeo para el flujo de agua-gas que el
estimado para la espuma en un estudio anterior.
Conclusiones .
Ventajas *Se aplica en yacimientos donde la fase mojante es
el agua. .
*Es un mecanismo que aumenta la produccin y la
recuperacin de aceite .
*Puede ser usado como un mecanismo de
recuperacin secundaria o terciaria, despus de la
inyeccin de agua .
*La recuperacin de aceite puede ser de hasta un
13%.
Desventajas *La principal desventaja del mtodo es la relacin
del agua y gas, ya que en muchos casos depende del
costo y la disponibilidad del gas.
*La relacin de agua y gas puede ser 1:1, sin
embargo, el costo del gas puede hacer que esta
relacin cambie hasta 4:1 en algunos casos.
FOAM-ASSISTED INJECTION WAG
(FAWAG).
Fundamento Terico del Mtodo .
El proceso FAWAG utiliza espuma para mejorar la
eficiencia de barrido durante la inyeccin de gas. La
espuma es bien conocida como un agente
bloqueador selectivo y se ha mostrado prometedora
para el desvo de vapor bajo condiciones de poca
conformidad del yacimiento. El hidrocarburo como
en muchos otros esquemas de recuperacin terciaria
es menos viscoso y menos denso que los fluidos en
el yacimiento. Por lo tanto, es probable que una
parte importante del depsito se omita debido a la
segregacin por gravedad y digitacin viscosa. Una
forma de minimizar este tipo de problemas es la
inyeccin de espuma (Coskuner, 1992). .
Por lo general, la inyeccin de espuma ha dado
mejores resultados y en la mayora de las aplicaciones el gasto de aceite ha aumentado en 1.5-
5 veces, mientras que el corte de agua parece ser
disminuido en un 20%, (por ejemplo 80-60%) (Alex
y Ashok, 1998) .
Mtodo de Recuperacin .
Reduccin de Viscosidad y Vaporizacin de
Ligeros
Control de la Movilidad .
Reduce TIF, Modifica el ngulo de Contacto .
Controla la Movilidad y la Migracin .
Aumenta fuerzas Viscosas .
Esquema representativo de un proceso FAWAG con 3 pozos
Mtodo de Aplicacin .
FAWAG se introduce por lo general en depsitos
con WAG ya en uso. El agua desplaza WAG la
parte inferior de la arena conteniendo aceite y gas
llena la parte superior, aunque WAG se considera
una tcnica que mejora de la recuperacin de
hidrocarburos, pero por lo general cuando se inyecta
gas tiende a subir a la parte superior del depsito
con relativa rapidez y su presencia puede ser
detectada desde el produccin de petrleo de la
zona superior.
Por lo tanto FAWAG puede tener como objetivo
crear una barrera de espuma que impide el paso del
gas hacia arriba, forzando que se extienda
lateralmente y en el proceso de contacto con las
partes previamente sin barrer. Por lo tanto para
lograr esa barrera, agua y tensoactivo se inyectan
simultneamente sobre varios das, seguido de
inyeccin de gas. La espuma se crea en el rea cerca
de radio de pozo primero en lo que hace difcil para
inyectar gas, pero la inyectividad aumenta
gradualmente a medida que el gas se encuentra
caminos sin obstculos por la espuma.
El rendimiento de la espuma depende de muchos
factores a partir de su estudio estructural (es decir,
peso molecular, % en moles de agente tensoactivo,
hidrfobo ningn carbono, estructura qumica, etc.)
(Borchardt, 1987), pero los parmetros de la
estructura general qumicos no son suficientes para
evaluar su rendimiento por lo tanto, una correlacin
es requerida. La calidad de espumas, la textura
vuelta y el tamao de las burbujas juega un papel
decisivo en su rendimiento. (Rossen, 1988).
Calidad: Es el volumen de gas expresado en
fraccin o porcentaje del volumen de gas total de la
espuma.
Textura: Es el tamao promedio de las burbujas que
constituyen la espuma. La textura es la que
determina como fluir la espuma en un medio
permeable.
Rango del tamao de las burbujas: Puede ser
considerado como un parmetro para la calificar la
estabilidad de las espumas. Si el rango de
distribucin es muy probable que la espuma sea
inestable.
Estabilidad / Persistencia de las espumas: Tambin
llamada durabilidad, la estabilidad de las espumas
puede ser entendida al ver una pelcula de lquido
separando burbujas de gas
Criterios de Seleccin
Ventajas *El recobro adicional de crudo es mayor cuando el
sistema es mojado por agua
*Usar la espuma en las fracturas soluciona el
problema de canalizacin del gas
*En campos de Malasia se ha logrado recuperar
hasta el 17 % de aceite de la matriz.
INYECCIN ASP
(SURFACTANTES/POLMEROS/LCALI)
Fundamento terico del mtodo
Est considerado como un mtodo qumico.
De esta forma mediante las reacciones qumicas de
todos los elementos se tiene como resultado una
tensin interfacial ultra baja la cual ayuda a
emulsionar y movilizar el aceite residual en el
yacimiento en la interfaz salmuera-aceite.
Como consecuencia a la inyeccin la roca del
yacimiento se carga negativamente previniendo la
adsorcin de qumicos anionicos como los
surfactantes anionicos y polmeros evitando que se
reduzca la permeabilidad efectiva al agua y tambin
cambia la mojabilidad de la superficie de la roca; en
cambio el polmero inyectado mejora
significativamente la relacin de movilidad y as
mejora las eficiencias de barrido areales y
verticales.
En el caso de la inyeccin de polmeros el principal
objetivo es el de incrementar la viscosidad del agua
para que la relacin de viscosidades disminuya;
pero a la vez se tiene una reduccin de la
permeabilidad debido a la adsorcin de las
molculas del polmero. .
Mecanismos de recuperacin .
Control de la Movilidad .
Reduce TIF, Modifica el ngulo de Contacto
Cambia el pH, Altera la carga Superficial del
Sistema, Modifica el ngulo de Contacto
Este proceso combina los beneficios antes
mencionados donde el agente alcalino reacciona con
los cidos orgnicos presentes en el aceite para
formar surfactantes naturales in situ que interactan
con los surfactantes inyectados para generar la
reduccin en la tensin interfacial a valores ultra
bajos (0,2 KOH/g); sin embargo, mediante pruebas de
laboratorio y de campo han demostrado que esta
tcnica puede ser aplicada en cualquier momento de
la vida til del yacimiento e inclusive en algunos
casos en crudos con un bajo valor cido, siempre
que la concentracin del surfactante sea alta.
Para llevar a cabo el proceso, se requiere de valores
ptimos de las diversas variables involucradas
(tapn, tamao, concentraciones de los agentes
qumicos, etc.) para lograr el mximo recobro de
petrleo en los yacimientos heterogneos
multifsicos sujetos a dicho proceso. El valor
ptimo del tapn se obtiene de acuerdo al volumen
poroso del yacimiento y su porcentaje es basado en
el volumen de poros del rea barrida.
En cuanto a las concentraciones qumicas se
calculan mediante pruebas de laboratorio, donde las
del lcali y del surfactante se basa en la totalidad de
la fase petrleo y las del polmero con referencia a
la totalidad de la fase agua, ya que en el proceso
ste es insoluble en la fase petrleo.
Es muy importante, estudiar el diseo de fluido, la
compatibilidad roca fluido y la inyeccin lineal y radial en muestras de ncleo. Estas, generalmente,
se hacen de 6 a 9 meses, para luego ejecutarlo en
campo donde se incluye la mezcla e inyeccin de
qumico (para la mezcla se requiere de ciertas
instalaciones de superficie .
En el proceso se usa la mezcla de los agentes
qumicos a bajas concentraciones, aunque todo
depende de las condiciones del yacimiento.
Generalmente, son: .
lcali de 1 a 2 %p/p.
Surfactante de 0,1 a 0,4 %p/p.
Polmeros de 800 a 1400 ppm.
Este proceso comprende una sucesin de tapones,
combinados o individual. Mediante las diversas
pruebas que han realizado en diversos campos
petroleros han determinado que la composicin y
secuencia de los tapones juegan un papel muy
importante en la movilizacin y recobro del petrleo
residual. Idealmente se desplazar en flujo tipo
pistn, donde cada nuevo fluido debe empujar el
fluido que antecede.
El proceso se inicia con la inyeccin de un tapn de
agua, de baja salinidad, para acondicionar el
yacimiento. Este tapn, compuesto normalmente
por cloruro de sodio (NaCl) o cido clorhdrico
(HCL), producir un buffer compatible entre el
yacimiento y las soluciones qumicas, desplazando
la salmuera de la formacin que, generalmente,
contiene iones de potasio (K), sodio (Na) y Calcio
(Ca); disminuyendo la posibilidad de que estos
afecten la accin de los agentes qumicos. Con ello,
se evitar las precipitaciones indeseables como