ASESOR: PROF. ESTELIO RAFAEL BALTAZAR...

+

“RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS A

PARTIR DE UN TRATAMIENTO CON POLÍMEROS Y SURFACTANTES”

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO QUÍMICO PETROLERO

PRESENTA

ALIVER HERNÁNDEZ SERRANO

ASESOR: PROF. ESTELIO RAFAEL BALTAZAR CADENA

MÉXICO D.F. ABRIL DEL 2014

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS

IPN ESIQIE


AGRADECIMIENTOS

A Dios, al Señor Jesucristo y a la Virgen de

Guadalupe que en cada momento de mi vida

han estado presentes, ayudándome en los

momentos más difíciles de mi vida en la

enfermedad, las angustias, el llanto y la

desesperación, les agradezco por la vida, la

salud y las alegrías y perdón por la falta de fe y

lo débil que me he hecho en la lucha sintiendo

su compañía, gracias por haber logrado algo

que pensaba muy difícil y casi imposible de

terminar.

Gracias a mis padres Andrés Hernández Cortés y Emma Serrano Martínez que han sido unos

padres ejemplares y aunque son jóvenes han sabido guiar mis pasos en cada momento de mi vida,

muy trabajadores y también agradezco por sus palabras de apoyo y su comprensión que me han

brindado cuando he tenido errores.

Gracias tía Minerva Serrano Martínez que siempre has velado día y noche por mí y que me has

apoyado en todos los aspectos, has sido una segunda madre para mí ya que siempre me has dado

consejos para ser una persona sencilla y humilde y salir adelante, muchas gracias tía.

Le agradezco infinitamente profesor Estelio Rafael Baltazar Cadena por todo el apoyo que me ha

brindado para salir adelante y terminar este trabajo, es usted una gran persona, agradezco

totalmente su amistad y se que sin su ayuda no hubiera logrado superar este reto, es usted la

mejor persona que he conocido, gracias profesor Estelio.

Te agradezco hermana Gema Hernández Serrano por brindarme tu cariño has estado conmigo en

los momentos tristes y felices y sé que siempre contare contigo, eres una persona muy

perseverante y siempre serás mi hermanita.

IPN ESIQIE


ÍNDICE Paginas

Resumen III Introducción IV Capítulo I.- Antecedentes históricos de la recuperación mejorada del petróleo crudo 1

I.1.-Primeras aplicaciones de la recuperación mejorada 2 I.2.-Técnicas de búsqueda de petróleo remanente 3 I.3.-Secuencia de aplicación de métodos de recuperación 4 I.4.-Historia de la recuperación mejorada 5 I.5.-Producción futura de crudo 7 I.6.-Periodos importantes del desarrollo de métodos de RMH 9 I.7.-Estatus actual de los métodos de recuperación mejorada 11

Capítulo II.- Aplicación de polímeros y surfactantes en la recuperación mejorada 13

II.1.-Clasificación de los métodos de RMH 14 II.2.-Inyección de surfactantes en la recuperación mejorada 16 II.3.-Soluciones micelares 16

II.3.1.-Diferencia entre soluciones micelares y microemulsiones 17 II.4.-Componentes de una solución micelar y/o microemulsión 18

II.4.1.-Crudo (hidrocarburo) 18 II.4.2.-Agua 19 II.4.3.-Surfactante 19

II.5.-Diferentes grupos de surfactantes 20 II.6.-Inyección de polímeros en la recuperación mejorada 21 II.7.-Descripción del proceso de inyección del polímero 22 II.8.-Factores que favorecen la inyección de polímeros 23 II.9.-Factores considerados desfavorables para el proceso: 23 II.10.-Inyección de polímero-surfactante en la recuperación mejorada de hidrocarburos 24 II.11.-Compatibilidad de las soluciones poliméricas micelares con los fluidos de la reserva (comportamiento de fases) 24 II.12.-Tipo de microemulsión usada 25 II.13.-Tratamiento para el procedimiento de inyección de la microemulsión 26

II.13.1.-Volumen de inyección del bache de microemulsión 26 II.13.2.-Volumen de inyección del agente de control de movilidad 26 II.13.3.- Inyección de agua 26

II.14.-Procedimiento para la recuperación mejorada con drenaje de polímero /surfactante 27 II.15.-Factores que controlan la recuperación por inyección de polímeros 30

II.15.1.-Geometría del yacimiento 30 II.15.2.- Tipos de inyección 31

II.15.2.1.-Inyección periférica o externa 31 II.15.2.2.-Características 31

IPN ESIQIE


Paginas

II.15.2.3.-Inyección en arreglos o dispersa 32 II.15.2.4.-Característica 33

II.15.3.-Porosidad 33 II.15.4.-Permeabilidad 34 II.15.5.-Efecto de la distribución vertical de la permeabilidad sobre la inyección de agua 35 II.15.6.-Profundidad y temperatura 36 II.15.7.-Saturación inicial de agua 37 II.15.8.-Salinidad del agua 38 II.15.9.-Viscosidad del aceite 39 II.15.10.-Concentración de polímeros 40 II.15.11.-Ritmo de inyección en la recuperación 41 II.15.12.-Espaciamiento entre pozos 42 II.15.13.-Tamaño de la porción de polímero 42 II.15.14.-Tiempo óptimo para el inicio del proceso de inyección de polímeros 43 II.15.15.-Presión de burbujeo 44

II.16.-Propiedades que debe presentar un pozo 45 II.17.-Arreglos de pozos 46 II.18.-Principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos 48 II.19.-Experiencia en campo de inyección de polímeros 49

II.19.1.-Situación general 50 II.19.2.-Características del yacimiento 50 II.19.3.-Desarrollo del proyecto 51 II.19.4.-Resultados 52

Capítulo III.-Selección de polímeros y surfactantes para una recuperación económicamente viable 53

III.1.-Selección de pozos 54 III.2.-Propiedades y características de los polímeros en el medio poroso 55

III.2.1.-Retención del polímero 56 III.2.2.-Volumen de poro (VP inaccesible) 56 III.2.3.- Reducción de la permeabilidad 56

III.3.-Características de inyectabilidad de polímeros en procesos RMH 56 III.4.-Yacimientos heterogéneos 57 III.5.-Características de fluidos 57 III.6.-Tipos de polímeros usados en la recuperación mejorada 60

III.6.1.-Poliacrilamidas 60 III.6.2.-Polisacáridos 62

III.7.-Costos de adición de polímeros 64 III.8.-Problemas comunes en la inyección de polímeros 64

III.8.1.-Retención 65

IPN ESIQIE


Paginas III.8.2.-Adsorción 65 III.8.3.-la degradación de los polímeros 65

III.8.3.1.-Degradación mecánica 65 III.8.3.2.-Degradaión bacteriana 66 III.8.3.3.-Degradación oxidativa 66 III.8.3.4.-Degradación térmica 66

III.9.-Selección de surfactantes 67 III.9.1.-Propiedades de los surfactantes 67

III.10.-Cosurfactante 68 III.10.1.-Ventajas del uso de surfactantes 68 III.10.2.-Desventajas. 68

Capítulo IV.- Consecuencias ambientales del uso de polímeros en la recuperación mejorada de hidrocarburos 69

IV.1.-Contaminación ambiental por fluidos de perforación 70 IV.2.-Autoridades de verificación en actividades de exploración y producción 71 IV.3.-Reglamentos de verificación de normas 71 IV.4.-Generación de contaminación en operaciones de PEP 72 IV.5.- Riesgos asociados a la operación 72 IV.6.-Fluidos de perforación 72 IV.7.- Residuos de lodos y los recortes de perforación 73 IV.8.- Normas ambientales para el manejo de los desechos de fluidos de perforación y terminación 74 IV.9.- Normas ambientales para el manejo de los fluidos especiales de terminación o hidrocarburos 74

IV.9.1.- Norma mexicana para el manejo de residuos de perforación en pozos petroleros 75

IV.9.2.- Terminación de actividades o abandono del sitio 75 IV.10.- Actividades de tratamiento de residuos y lodos de perforación en diversos países 76

IV.10.1.- Operaciones costa afuera 76 IV.10.2.- Operaciones en tierra 77

IV.10.2.1.-La descarga del lodo y de los recortes de un tanque de reserva 78 IV.10.2.2.-La labranza o diseminación en tierra 78 IV.10.2.3.-La inyección anular 78 IV.10.2.4.-La estabilización 79 IV.10.2.5.-Nuevas técnicas 79

IV.10.2.5.1.-La incineración 79 IV.10.2.5.2.-La degradación bacteriana 79 IV.10.2.5.3.-La destilación y la extracción de fluidos críticos 80

IPN ESIQIE


Paginas IV.11.-Desechos asociados 80 IV.12.-Reglamentos sobre el medio ambiente 81

IV.12.1.-Reglamentos costa afuera 81 IV.12.2.-Reglamentos en tierra 82

IV.13.-Salud y seguridad 83 IV.14.-Medidas individuales de seguridad 85

Conclusiones 87 Referencias bibliográficas 88

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS I

LISTA DE FIGURAS

Figura I.1.- Clasificación de los procesos de RMH 3

Figura I.2.- Recuperación mejorada 4

Figura I.3.- Producción mundial de crudo por tipo de fuente, en millones de barriles

diarios 7

Figura II.1.- Clasificación tradicional de los métodos de recuperación mejorada 14

Figura II.2.- Rompiendo el Paradigma Histórico 15

Figura II.3.- Esquema de inyección de surfactantes 16

Figura II.4.- Esquema de una microemulsión 117

Figura II.5.- Sistema de pozos inyectores y productores 19

Figura II.6.- Estructura de una sal cuaternaria de amonio (surfactante catiónico) 21

Figura II.7.- Estructura de un polímero de oxido de propileno 21

Figura II.8.- Arreglo convencional de la recuperación mejorada con inyección de

polímeros 22

Figura II.9.- Componentes de una solución para inyección de polímeros micelares 24

Figura II.10.- Inyección de polímeros micelares o polímero-soluciones micelares 27

Figura II.11.- Disposición de un drenaje de polímeros-surfactante en la recuperación

mejorada 28

Figura II.12.- Ángulo de buzamiento 31

Figura II.13.- Representación de una inyección periférica 32

Figura II.14.- Arreglo de inyección dispersa 32

Figura II.15.- Perfiles y distribución de permeabilidad 35

Figura II.16.- Estructura de la poliacrilamida. (C3H5NO) n 35

Figura II.17.- Profundidad y temperatura de pozos productores 37

Figura II.18.- Efecto de la salinidad en la viscosidad de soluciones de polímeros 38

Figura II.19- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite 39

Figura II.20.- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite por la inyección de agua

y por la inyección de polímeros 40

Figura II.21.- Concentración de Polímero vs Viscosidad de la solución 41

Figura II.22.- Efecto de la concentración de la solución de polímero en la recuperación de

aceite 41

Figura II.23.- Efecto del ritmo de inyección en la recuperación de aceite 42

Figura II.24.- Factor de Recuperación vs. Tamaño del bache de Polímero 43

Figura II.25.- Relación de gas/petróleo en un yacimiento al modificarse la presión del

yacimiento en relación a la presión de burbujeo del mismo 45

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS Página II

Paginas Figura II.26.- Arreglos de pozos 447

Figura II.27.- Diferentes tipos de arreglos de pozos 47

Figura II.28.- Ubicación del campo Daqing, China 49

Figura II.29.- Arreglo “five spots”, disposición de 1 pozo inyector al centro y

4 pozos productores alrededor 50

Figura III.1.- Flujo de polímeros a través del medio poroso 55

Figura III.2.- Estructura molecular de la poliacrilamida 60

Figura III.3.- Estructura molecular de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada

(PAPH) 61

Figura III.4.- Ilustración de una molécula de polímero en espiral en solución 61

Figura III.5.- Estructura de la molécula de hidroxietilcelulosa (HEC) 62

Figura III.6.- Estructura molecular de la goma xanthana 63

Figura IV.1.- Autoridades que regulan la protección al ambiente 71

Figura IV.2.- Lineamientos nacionales e internacionales para regular

la protección ambiental relacionada con actividades petroleras 72

Figura IV.3.- Tratamiento de fluidos de perforación en costa 73

Figura IV.4.- Tratamiento de residuos de perforación 73

Figura IV.5.- Tubería de perforación de pozos petroleros 77

LISTA DE TABLAS

Tabla I. 1.- Historia de la recuperación mejorada de hidrocarburos 9

Tabla I. 2.-Número de proyectos de RMH 12

Tabla II.1.- Criterios de selección de yacimientos 46

Tabla II.2.- Características de los arreglos de pozos 48

Tabla III.1.-Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de

recuperación mejorada basado en métodos químicos 55

Tabla III.2.- Desventajas del uso de polímeros 59

Tabla III.3.- Ventajas del uso de polímeros 59

LISTA DE GRAFICAS

Gráfica I.1.- Número de proyectos desarrollados por medio de la recuperación mejorada 6

Gráfica I.2.- Contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial 8

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS Página III

RESUMEN

La Recuperación Mejorada de Hidrocarburos actualmente en México y en el mundo es un

reto para las empresas petroleras de perforación y extracción de petróleo, ya que los

yacimientos que se han descubierto, en su mayoría, contienen crudos pesados y extra

pesados; además, aún se encuentran atrapados en los poros de la roca, lo que hace más

difícil su extracción con métodos convencionales como son: inyección de agua, inyección

de dióxido de carbono, entre otros. Lo que se pretende con la inyección de químicos, es

que se modifiquen las condiciones del yacimiento y así poder recuperar el crudo que se

encuentra en elevadas proporciones respecto al volumen original.

En el capítulo I se hace referencia a los primeros países donde se llevo a cabo la aplicación

de los métodos de recuperación terciaria o mejorada en la industria del petróleo, para

recuperar crudo remanente cuando los métodos convencionales de recuperación primaria

y secundaria resultaba antieconómicos llevarlos a cabo; además, se hace una proyección

de la cantidad de crudo que se producirá a futuro por métodos de Recuperación Mejorada

de Hidrocarburos.

En el capítulo II se incluye lo referente a la aplicación de polímeros y surfactantes en un

yacimiento, tomando en cuenta factores importantes del mismo para proceder a una

inyección de polímeros y surfactantes con el fin de que la recuperación sea exitosa;

además se describe lo referente al proceso de inyección de polímeros dentro del pozo.

En el capítulo III se mencionan las características que debe cumplir el surfactante así

como el polímero y realizar una selección de polímeros y surfactantes con el fin de que se

maximice la producción y minimice el costo del volumen de químicos inyectados al

yacimiento; además, verificar las condiciones del crudo que permanece en el yacimiento

para determinar si es correcto aplicar un drenaje de químicos.

Lo referente al capítulo IV, son las actividades de tratamiento de fluidos de perforación

para así reducir el impacto sobre el ambiente, tomando en cuenta las mejores prácticas de

tratamiento de residuos de pozos de perforación, asimismo se considera lo relacionado a

la seguridad e higiene que debe cumplirse cuando se trabaja con fluidos de perforación.

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS Página IV

INTRODUCCIÓN

Actualmente se tiene una gran necesidad de recuperar el petróleo crudo que existe en los

pozos en declive, ya que este representa del 60 al 80% del total de crudo que llega a

producir un pozo ,es decir, que se necesita extraer esa última parte de hidrocarburo

contenida en estos y que con métodos convencionales no se puede lograr, además de

que resulta muy difícil y antieconómico extraerlo, por dicha razón se tienen opciones de

recuperación llamadas mejoradas o asistidas , por lo cual es un gran reto para las

empresas que se encargan de la extracción de crudo poner en marcha nuevos métodos de

recuperación, uno de estos es la recuperación por medio del drenaje inmiscible de

polímeros y surfactantes, por lo que la recuperación asistida es de trascendental

importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento

económico del mismo.

La recuperación mejorada terciaria o asistida es el gran reto para empresas como

Petróleos Mexicanos (PEMEX), ya que actualmente el petróleo que se extrae de la mayoría

de los pozos de nuestro país, son crudos de alta baja gravedad API, por lo cual se necesita

un método para poder extraerlos, es por esto que ahora se buscan mejorar y llevar a cabo

dichos métodos enfocándose en tener la mejor recuperación de crudos, un método que

se está perfeccionando en la actualidad es el de drenaje inmiscible con soluciones de

polímeros y surfactantes para poder llevar a cabo la extracción de éste, ya que es un

medio que resulta bastante eficiente si se efectúa de manera adecuada.

Con el propósito de aumentar el porcentaje de petróleo que es posible recuperar en los

yacimientos, se han implementado técnicas alternas para mejorar las condiciones de

producción y obtener más altos intervalos de factores de recuperación. La inyección de

polímeros en el yacimiento mejora la eficiencia de barrido e incrementa la producción en

menor tiempo, lo que puede verse reflejado en menores costos por tiempo de utilización

de equipos en superficie, mejora de la economía del proceso, siempre y cuando éste sea

controlado. Las propiedades de los polímeros juegan un papel determinante en la

eficiencia del proceso.

El método de drenaje inmiscible con soluciones de polímeros y surfactantes consiste en

mejorar la eficiencia del desplazamiento del crudo a través del espacio poroso mediante la

reducción de las fuerzas capilares, se puede citar la utilización de solventes miscibles con

el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o

soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS Página V

del crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polímeros

hidrosolubles o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.

Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada inyección de un

fluido diferente se llama "tapón" (en inlgés slug – babosa – para indicar que se mueve

lentamente como un bloque). En tal sucesión de tapones, cada uno debe idealmente

desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada nuevo fluido debe empujar el fluido que

lo antecede.

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS Página VI

Objetivo general

Estudiar las posibilidades de recuperación de la máxima cantidad de petróleo

crudo que se encuentra en un pozo en declive, cuando con la recuperación

primaria y secundaria ya no son factibles los métodos de extracción.

Objetivos específicos

Analizar la conveniencia de aplicar soluciones de polímeros y surfactantes en la

recuperación mejorada para lograr la obtención del petróleo en mayor proporción.

Revisar los diversos estudios realizados para llevar a cabo el método de

recuperación terciaria y determinar si es factible o no la utilización de este

método en México.

Proponer la realización del método de recuperación mejorada, planteado en pozos

que contengan petróleo crudo pesado y extrapesado.

IPN ESIQIE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS Página 1

CAPÍTULO I

ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA DEL

PETRÓLEO CRUDO

IPN ESIQIE


I.1.-Primeras aplicaciones de la recuperación mejorada

La política de Petróleos Mexicanos ha sido buscar nuevos yacimientos petrolíferos con el

fin de obtener el hidrocarburo con el menor esfuerzo. Sin embargo, debido a que en

diversos yacimientos donde la producción ha disminuido en forma importante, haciendo

incosteable su explotación por métodos convencionales, la empresa ha tenido la

necesidad de aplicar métodos de estimulación y recuperación terciaria para elevar la

producción global.

Los métodos de recuperación mejorada se han aplicado desde hace varias décadas,

principalmente en Norte América, derivado de que las reservas en los campos de E.U. y

Canadá declinaban con mayor rapidez que la velocidad con que se incorporaban

volúmenes por nuevos descubrimientos. Así, considerando la baja probabilidad de

localizar descubrimientos de gran magnitud, las empresas productoras buscaron

incorporar nuevas reservas en yacimientos ya explotados, marcando así la pauta para

probar de forma intensiva las técnicas de recuperación mejorada. El éxito de estas

estrategias condujo a que, para 1990, la producción por métodos de recuperación

mejorada en E.U.A. y Canadá contribuyeran con más de la mitad de la producción mundial

proveniente de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (RMH), en ingles Enhanced Oil

Recovery (EOR).

La tecnología para mejorar la recuperación de hidrocarburos, resultado de su explotación

convencional en yacimientos petrolíferos, está fundamentada en que, después de un

proceso secundario, aun queda una cantidad apreciable de petróleo remanente que

puede obtenerse aplicando otros métodos.

Los procedimientos tecnológicos desarrollados con este objetivo reciben el nombre de

“Procesos de Recuperación Mejorada” y se clasifican en forma general como se muestra

en la Figura I.1

IPN ESIQIE


Figura I.1.- Clasificación de los procesos de RMH [2]

I.2.-Técnicas de búsqueda de petróleo remanente

Durante veinte años, un amplio sector de la industria de exploración y producción (E&P)

se apartó del término de recuperación asistida del petróleo. Sin embargo, en ese lapso, los

éxitos registrados con el método de inyección de vapor y dióxido de carbono continuaron.

La disminución de la producción en los campos en proceso de maduración reavivó el

interés en las técnicas de recuperación asistida en muchos lugares del mundo.

El mejoramiento de las tecnologías para el conocimiento de los yacimientos y el acceso a

éstos incrementó las posibilidades de éxito de la implementación de la tecnología RMH.

Una fuente muy atractiva de petróleo adicional se encuentra al alcance de la

infraestructura de campos petroleros existentes. Las compañías operadoras saben dónde

se encuentra y tienen una buena idea de su volumen. Este recurso es el petróleo que

permanece en los yacimientos una vez que los métodos tradicionales de recuperación,

como los procesos de producción primaria e inyección de agua, alcanzan sus límites

económicos.

Procesos de Recuperación

Mejorada

Procesos Térmicos

Procesos Miscibles

Procesos Químicos

Inyección de vapor

Combustión in situ

Inyección de dióxido de carbono

Inyección de nitrógeno

Inyección de gas licuado de petróleo

Inyección de gas natural

Inyección de soluciones con tensoactivos

Inyección de soluciones cáusticas

IPN ESIQIE


El resto de petróleo crudo que aún queda en el pozo varia de un pozo a otro

aproximadamente de 50 – 60 % del total; es decir, dos tercios del petróleo original en

sitio, permanece después de agotados los métodos de recuperación tradicionales.

En todo el mundo, el número de campos maduros seguirá creciendo y cada año más

campos excederán su pico de producción. Los operadores trabajan para optimizar la

recuperación de estos campos y los notables avances registrados en los últimos 20 años

ayudarán a acceder a este recurso remanente. En la Figura I.2 se muestra un esquema de

la producción de crudo a través de métodos de recuperación secundaria.

Figura I.2.-Recuperación mejorada [13]

I.3.-Secuencia de aplicación de métodos de recuperación Los métodos de RMH se denominan de diversas maneras. Uno de los primeros conceptos

describía las fases secuenciales de producción, utilizando los términos primaria

(agotamiento de la presión, incluido el mecanismo natural de empuje de agua o gas),

secundaria (principalmente procesos de inyección de agua o gas, incluido el

mantenimiento de la presión) y terciaria (todo lo demás). No obstante, con los avances

presentados en materia de modelado de yacimientos, los ingenieros en ocasiones

determinaban que la inyección de agua se debía llevar a cabo antes de la declinación de la

presión o que debía emplearse un método terciario en lugar de un proceso de inyección

de agua o que la recuperación potencial con un método terciario podía perderse debido al

daño ocasionado al yacimiento por las actividades previas. Los términos dejaron el sentido

original de orden cronológico y hoy, a menudo, se incluyen los métodos conocidos

IPN ESIQIE


previamente con el nombre de terciarios, como parte del desarrollo de un campo desde el

principio.

I.4.-Historia de la recuperación mejorada La década de los noventa marcó un avance extraordinario en las tecnologías relacionadas

a exploración, perforación y producción de hidrocarburos, con lo que se logran reducir

considerablemente los costos de exploración y desarrollo del crudo. De acuerdo a las

estadísticas de la Asociación Internacional de Energía, por estos costos se redujeron de 21

dólares por barril a inicios de los 80 hasta cerca de 6 dólares por barril a finales de los

noventa. En estos años, los avances en las tecnologías de exploración facilitaron que los

descubrimientos de crudo por cada pozo exploratorio incrementaran seis veces desde

inicios de los ochenta hasta finales de los noventa.

En el caso de las tecnologías de recuperación térmica, los costos se han reducido a la

mitad desde inicios de los años ochenta.

A lo largo de los años, algunos procesos RMH resultaron exitosos desde el punto de vista

comercial en muchas aplicaciones y ciertas compañías comenzaron a considerarlos como

una forma convencional de RMH.

Este proceso de reincorporación aumentó después de que muchas compañías recortaran

o suspendieran de manera drástica el financiamiento de las actividades de investigación

de las técnicas RMH al caer los precios del petróleo, en la década de 1980 y 1990.

El Campo Midway-Sunset, situado en la cuenca de San Joaquín, en California, E.U.A.,

produjo aproximadamente 2.4 millones de bbl (380,000 m3) de petróleo pesado entre el

comienzo de la producción, a principios de la década de 1980, y el abandono acaecido en

1986. La inyección cíclica de vapor había resultado parcialmente exitosa en términos de

incremento de la producción, pero en el momento del abandono, la producción de

petróleo era inferior a 10 bbl/d (1.6 m3/d) en todo el campo.

En 1995, el Departamento de Energía (DOE) de E.U.A., seleccionó el Campo Midway-

Sunset para un proyecto RMH de demostración. Después de que la implementación del

método de inyección cíclica de vapor, en varios sitios antiguos emplazados en el centro del

sitio, demostrara la obtención de buenos niveles de producción, el equipo a cargo del

proyecto agrego 11 pozos productores nuevos, 4 inyectores y 3 pozos de observación de

la temperatura, con lo cual se obtuvieron producciones oscilantes entre 363 y 381 bbl/d

/pozo (57.7 y 60.6 m3/d/ pozo).

En 1999, la compañía operadora Aera Energy agrego 10 patrones de inyección de vapor y

para el año 2009, el sitio había producido 4.3 millones de bbl (684, 000 m3) adicionales de

IPN ESIQIE


petróleo después del abandono original la Figura I.3 representa la producción mundial del

crudo por tipo de fuente en millones de barriles diarios.

El número de proyectos RMH de campos en desarrollo en E.U.A., alcanzó su punto

máximo en el año 1986, pero luego declinó a lo largo de casi 20 años.

Sin embargo, desde el año 2004 el número de proyectos experimentó un nuevo

incremento.

En la actualidad, existe un predominio de proyectos RMH con gas miscible, a los que

siguen los proyectos térmicos. En este momento, solo existen algunos proyectos de

inyección de químicos en curso, la Grafica I.1 muestra el número de los proyectos de

recuperación mejorada a través de los años.

Gráfica I.1.- Número de proyectos desarrollados por medio de la recuperación mejorada. Fuente: Historia de los proyectos RMH. Datos de Moritis (1998 y 2010) [13]

IPN ESIQIE


Figura I. 3.- Producción mundial de crudo por tipo de fuente, en millones de barriles diarios [2]

I.5.-Producción futura de crudo La contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial durante el año 2010

fue aproximadamente del 3.5 %; sin embargo, para dimensionar la contribución de la

recuperación mejorada, tanto en épocas recientes como en proyecciones, se puede

utilizar el pronóstico presentado en la Gráfica I.2, obtenida a partir de los datos de la

tabla antes mostrada, ilustra de forma semi-cuantitativa la contribución de la

recuperación mejorada a la producción mundial por la cual llegara a valores del orden del

20 por ciento para el año 2030. De la participación de la RMH a la producción mundial, los

métodos térmicos contribuyeron con un 67 por ciento aproximadamente. Estos fueron

aplicados principalmente en proyectos de aceites pesados en: Canadá (Alberta), California

(Bakersfield), Venezuela, Indonesia, Omán y China.

IPN ESIQIE


Gráfica I.2.- Contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial [2]

Por su parte, la inyección de gases contribuyó con un 22 por ciento. Cabe señalar que la

contribución por inyección de dióxido de carbono (CO2) ha incrementado

considerablemente conforme pasa el tiempo, alcanzando actualmente una contribución

del 11 por ciento, principalmente en la cuenca del Pérmico de E.U.A. y Canadá. La

inyección de hidrocarburos gaseosos contribuye con aproximadamente otro 11 por ciento,

en proyectos en Venezuela, E.U.A., Canadá y Libia, entre otros.

Por último la producción proveniente por inyección de químicos se tiene reportada

principalmente en proyectos en China, con una aportación aproximada del 11 por ciento.

La producción mundial actual proveniente de RMH es superior a los 3 millones de barriles

diarios.

IPN ESIQIE


I.6.-Periodos importantes del desarrollo de métodos de RMH

ETAPAS MÉTODO

Inicios de la explotación petrolera

Innecesario aplicar métodos de RMH (Recuperación Mejorada de

Hidrocarburos)

De 1910-1938 Proceso de reincorporación de la RMH, se acelero después de

que muchas compañías recortaran o suspendieran de manera

severa el financiamiento de las actividades de investigación de las

técnicas RMH al caer los precios del petróleo.

De 1938-1973 Los proyectos de recuperación adicional en México inician con la

inyección de agua en el Campo Poza Rica en febrero de 1951, a

partir de entonces, se implementaron proyectos similares en

otros campos.

1973-1979 En E.U.A se desarrollan aproximadamente 20 proyectos de RMH

por inyección de gas, aproximadamente 120 proyectos térmicos y

por ultimo cerca de 150 proyectos con recuperación a través de

métodos químicos que incluyen los polímeros, surfactantes y

espumas.

1979-1995 El Departamento de Energía (DOE) de E.U.A., seleccionó la

propiedad Pru- Free para un proyecto RMH de demostración.

Después de que la implementación del método de inyección

cíclica de vapor, en varios lugares antiguos emplazados en el

centro del sitio, demostrara la obtención de buenos niveles de

producción, el equipo a cargo del proyecto agregó 11 productores

nuevos, 4 inyectores y 3 pozos de observación de la temperatura,

con lo cual se obtuvieron producciones oscilantes entre 363 y 381

bbl/d /pozo (57.7 y 60.6 m3/d/ pozo).En el año 1986 E.U.A.,

alcanzó su máximo nivel en cuanto a desarrollo de métodos de

RMH.

A finales de los 90´s, los procesos químicos de RMH, como la

inyección de surfactantes y polímeros, habían interesado a la

industria petrolera con promesas de aumentar significativamente

los factores de recuperación, cuando los costos y los problemas

técnicos los excluyeron de las principales aplicaciones de RMH.

En ese momento, procesos nuevos como la recuperación

mejorada de hidrocarburos vía microbiana (RMHM), se

encontraban en espera de confirmación de laboratorios y

IPN ESIQIE


evaluaciones experimentales de campo antes de tomar su lugar

como procesos aceptados.

1995-2003 En 1999, la compañía operadora Aera Energy agregó 10 patrones

de inyección de vapor, y para el año 2009, el sitio había

producido 4.3 millones de bbl (684, 000 m3).

La contribución de la recuperación mejorada a la producción

mundial durante el año 2010 fue aproximadamente del 3.5 %, de

la participación de la RMH a la producción mundial, los métodos

térmicos contribuyeron con un 67 por ciento aproximadamente.

A finales de los 90’s, PEMEX se preparó para la fase de

recuperación secundaria y comenzó un proyecto de

modernización y optimización de Cantarell, donde se decidió

inyectar nitrógeno para mantener la presión del yacimiento y

evitar la caída de la producción de crudo. Para el año 2000 se

comenzó a inyectar en el yacimiento un promedio de 1, 200,000

m3 de nitrógeno por día para mantener la presión de Cantarell.

2004-Actualidad Por último la producción proveniente por inyección de químicos

se tiene reportada principalmente en proyectos en China, con

una aportación aproximada del 11 por ciento.

La producción mundial actual proveniente de RMH es superior a

los 3 millones de barriles diarios.

Ante estos hechos, PEMEX Exploración y Producción integró en el

2006 un grupo estratégico con sus mejores especialistas,

encargado de resolver el inevitable fenómeno declinatorio con las

mejores soluciones posibles, en particular con técnicas de

Recuperación Mejorada de Hidrocarburos.

Entre muchas de las ideas que se generaron para detener la

declinación de Cantarell y estabilizar la producción basados en

una rigurosa selección de alternativas, fueron los métodos

químicos los que más convencieron a todo el grupo; la

complejidad de campo lo hace único en su tipo y no hay a nivel

mundial experiencia en carbonatos fracturados como los que hay

en Cantarell.

En 2010 los métodos de RMH de tipo químicos han declinado en

los E.U.A.

Tabla I. 1.- Historia de la recuperación mejorada de hidrocarburos [22]

IPN ESIQIE


I.7.-Estatus actual de los métodos de recuperación mejorada Muchos estudios realizados de empresas a nivel mundial han identificado tendencias en diferentes métodos y combinación de tecnologías que se muestran a continuación:

En yacimientos de areniscas predominan los procesos térmicos y químicos,

mientras que en formaciones de carbonatos o dolomitas son más comunes los

procesos de inyección de gases, especialmente la inyección de dióxido de carbono

(CO2).

En cuanto a yacimientos de crudos pesados y extrapesados los métodos térmicos

son los más comunes en la extracción de estos crudos.

Se ha incrementado en gran número la cantidad de proyectos de inyección de aire

a alta presión en yacimientos carbonatados de crudos ligeros en los Estados

Unidos (Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur).

Lo relacionado a yacimientos de crudos livianos, gas y condensados en campos

costa afuera o sin acceso a mercados de gas (Alaska) los métodos más

convencionales son inyección de gases. La inyección de nitrógeno (N2) ha

disminuido considerablemente y se espera que en el Golfo de México (Cantarell y

Ku-Maloob-Zaap) continúen desarrollando y aprovechando la capacidad de

generación de nitrógeno (N2) existente en la región.

La inyección de dióxido de carbono (CO2) ha manifestado gran interés como

método de recuperación mejorada de crudo, el uso de dióxido de carbono (CO2) se

justifica si existen fuentes cercanas de este gas y este pueda generarse a bajos

costos ya que los altos costos de captura, separación y transporte y faltas de

regulación hacen difícil de justificar este método de manera económica y técnica.

Los métodos químicos aun no contribuyen de manera importante relacionada a la

producción mundial de crudo a nivel mundial, sin embargo el número de

evaluaciones y las pruebas piloto han incrementado de manera importante lo que

manifiestan que existe una tendencia importante en los últimos años.

De los estudios conocidos se identifica el reciente incremento de combinación de

tecnologías de inyección de geles o espumas con la inyección de sistemas de geles

coloidales, agentes modificadores de mojabilidad (en yacimientos carbonatados) o

sistemas Álcali-Surfactante-Polímero o Surfactante-Polímero (ASP o SP). Para el 2010 en

los Estados Unidos se tenían cerca de 200 proyectos de RMH: 67% de inyección de gases y

aproximadamente el 31% en proyectos térmicos. La aportación de los proyectos químicos

es pequeña. La cantidad de proyectos relacionados a cada uno de los métodos de

recuperación mejorada se presentan en la Tabla I.2.

IPN ESIQIE


Tabla I.2.- Número de proyectos de RMH [2]

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Térmicos Vapor 137 119 109 105 92 86 55 46 40 43 46 Combustión in Situ 8 8 5 8 7 5 6 7 12 12 12 Vapor de Agua 9 6 2 2 1 1 4 3 3 3 3 Total de Térmicos 154 133 116 115 100 92 65 56 55 58 60 Químicos Polímeros micelares 5 3 2 Polímeros 42 44 27 11 10 10 4 4 1 1 Álcalis 2 2 1 1 1 Surfactante 1 1 2 Total de Químicos 50 49 30 12 11 10 4 4 2 3 Gas Hidrogeno Miscible/Inmiscible

23 25 15 14 11 6 7 8 13 13 13

CO2 miscible 52 52 54 60 66 63 66 70 79 101 109 CO2 inmiscible 4 2 1 1 1 1 1 2 5 5 Nitrógeno 9 7 8 9 10 4 4 4 3 4 3 Inyección de Gas Inmiscible y miscible

3 2

Otros 1 1 Total de Gas 91 89 79 84 87 74 78 83 97 123 130 Otros Microbianos 2 1 1 1 Total de Otros 2 1 1 1 Total General 295 273 226 212 199 176 147 143 152 183 193

IPN ESIQIE


CAPÍTULO II

APLICACIÓN DE POLÍMEROS Y SURFACTANTES EN LA RECUPERACIÓN

MEJORADA

IPN ESIQIE


II.1.-Clasificación de los métodos de RMH

La RMH requiere, según se considera dentro de los procesos químicos, de tales productos

que modifiquen las propiedades físicas del crudo en el yacimiento. Los químicos

necesarios pueden ser diseñados para mejorar la recuperación y las actividades de

investigación avanzada están analizando la utilización de nano partículas para movilizar el

petróleo remanente.

Por otro lado, hoy el mundo tiene mayor conciencia ambiental, lo que plantea la

oportunidad de utilizar los yacimientos agotados para el almacenamiento de dióxido de

carbono (CO2) a la vez que se incrementan los factores de recuperación.

Tradicionalmente, los procesos de recuperación mejorada se han dividido en tres

categorías, de acuerdo a su orden cronológico: primaria, secundaria y terciaria. (Ver Figura

II.1).

Figura II.1.- Clasificación tradicional de los métodos de recuperación mejoradaFuente:

Adaptada de Lake, LW,Schidmt,R.L.L y Venuto,P.B.A.Niche for Enhanced Oil Recovery in the 1990´s,1992 [2]

Mecanismos de Recuperación

Flujo Natural Levantamiento Artificial

Secundaria

Primaria

Inyección de Agua Terciaria

Mantenimiento de Presión

Surfactantes

Polímeros

Álcalis

Químicos Térmicos Miscibles

Estimulación con Vapor o

Inyección Cíclica de

Vapor

Combustión in -situ

Recuperación

Vapor o Agua

Caliente

Dióxi-do de carbo-no

Gases Inertes

Solventes Miscibles

Desplazamiento con Espumas

Recuperación Mejorada

Recuperación Convencional

Otros: RMH, Eléctricos,

Mecánicos (con vibraciones,

pozos horizontales)

IPN ESIQIE


Durante mucho tiempo se ha aceptado un prototipo de carácter operativo que prescribía

que la explotación de un yacimiento iniciaba con la recuperación primaria (mecanismos

naturales de producción como expansión del sistema roca-fluido, expansión del gas en

solución, empuje del acuífero, expansión del casquete de gas asociado o drene

gravitacional o mediante sistemas artificiales de producción). Posteriormente, ya agotada

una fracción importante de la energía propia del yacimiento al inyectar agua y/o gas bajo

condiciones inmiscibles para mantenimiento de presión. Finalmente, al concluir los dos

anteriores, se procedía con la recuperación terciaria: cualquier técnica usada después de

la recuperación secundaria. Se ilustra como se ve en la Figura II.2

Figura II.2.-Rompimiento del Paradigma Histórico [2]

Recuperación Primaria Expansión del sistema roca-fluido, gas en solución, empuje del acuífero, expansión del casquete de gas o drene de gas o drene gravitacional.

Recuperación Secundaria Mantener la energía natural del yacimiento (inyección de agua y/o gas bajo condiciones inmiscibles).

Recuperación Terciaria Cualquier técnica usada después de la recuperación secundaria:

Miscible Térmica Química

Es necesario romper este paradigma de etapas secuenciales y cambiar Planes de Desarrollo de Campo que incluya todos los método necesarios que maximicen el factor de eficiencia.

RMH

IPN ESIQIE


II.2.-Inyección de surfactantes en la recuperación mejorada El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, que permanece

después de la recuperación primaria o de una inyección de agua, como beneficio

secundario, puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las

primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se trataba de que ocurriera

como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad

desfavorable y la segregación por la gravedad.

Habitualmente, para asegurarse que la movilidad esté bien controlada, el tapón de

surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros mostrado

en la Figura II.3. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo

contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de los

cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y

tiofosfato de sodio.

Solución de

surfactante Pozo de

inyección

Producción y almacenamiento

de los fluido de perforación

(petróleo, gas y agua )

Pozo de

producción

Zona de

petróleo

residual

Bomba de

inyección de

agua

Solución de

polímeros Surfactantes Agua

Figura II.3.-Esquema de inyección de surfactantes [11]

II.3.-Soluciones micelares

Al poner en contacto una fase acuosa con un tensoactivo o surfactante, todo el

surfactante que se agrega se distribuirá en las interfaces hasta llegar a una saturación de

éstas, lo que dará lugar a la formación de pequeños aglomerados de moléculas del agente

en el seno del líquido, las cuales reciben el nombre de micelas.

IPN ESIQIE


La propiedad de mayor importancia en los tensoactivos es la formación de micelas al

ponerlos en sistemas acuosos.

Las soluciones micelares y/o microemulsiones son dispersiones estables y transparentes

formadas por aceite, agua y surfactante (jabón).

Estas soluciones son homogéneas y en apariencia de una sola fase, se encuentran en

equilibrio termodinámico; es decir, no hay cambio en sus propiedades conforme el tiempo

pasa. Estos sistemas pueden estar formados al menos por los tres componentes

mencionados anteriormente, pero se pueden utilizar sistemas de más de 3 componentes.

Estos sistemas que se han utilizado están formados por agua, surfactante (jabón), aceite

(hidrocarburo) y un cosurfactante (alcohol); estos sistemas son muy estables por lo que no

presentan una separación de fases.

II.3.1.-Diferencia entre soluciones micelares y microemulsiones

Los científicos nombran a estos dos tipos de sistemas de manera similar ya que presentan

el mismo aspecto, presentan la misma aplicación y otra característica que comparten es

que poseen los mismos componentes.

Sin embargo, la diferencia radica en su estructura interna ya que en estas soluciones se

encuentran microgotitas dispersas tal como se muestra en la Figura II.4, tan pequeñas

que les da una apariencia de tener una sola fase haciéndolas traslúcidas o transparentes, a

estas soluciones se les llama MICROEMULSIONES.

Surfactante + alcohol

Agua

Cabeza

de alcohol

(pentanol)

Cabeza de

surfactante

Aceite (éter de

petróleo )

RacRa

Figura II.4.- Esquema de una microemulsión [21]

Radio de la molécula de agua Radio de la

molécula de aceite

IPN ESIQIE


Por otra parte algunos científicos consideran que existen micelas en la estructura interna

de las soluciones, cuyo diámetro de micela es tan pequeño que también las hace

transparentes o traslucidas y se consideran de una sola fase, a estas soluciones les llaman

SOLUCIONES MICELARES.

En este trabajo se nombrarán microemulsiones o soluciones micelares referidas al mismo

término.

II.4.-Componentes de una solución micelar y/o microemulsión

En este apartado se seleccionarán los componentes apropiados de una solución micelar

para el uso en la industria petrolera.

II.4.1.-Crudo (hidrocarburo)

El crudo que se usará depende del petróleo a desplazar en el pozo y esta selección se hace

de acuerdo a sus características de miscibilidad, se pueden utilizar gas licuado, productos

destilados de la refinería o hasta el crudo mismo.

Algunos estudios mencionan, asimismo, que se puede realizar usando querosina, nafta,

crudo, fracciones de petróleo parcialmente refinado, cortes laterales de la columna de

crudo, gasoil, naftas pesadas, heptano, decano, ciclohexano, benceno y compuestos

nafténicos.

No obstante, es mejor utilizar crudos de las características del reservorio; es por ello que

se tienen, por lo general, en un pozo en declive, un sistema de pozos inyectores y un pozo

productor tal como se observa en la figura II.5, en donde el sistema de recuperación debe

contar con un pozo de inyección el cual esta interconectado con el pozo de producción a

una distancia que no debe sobrepasar los 1000 metros de profundidad.

IPN ESIQIE


Figura II.5.- Sistema de pozos inyectores y productores [13]

II.4.2.-Agua

Ésta no se selecciona para ser usada en la preparación de la dispersión, sino que se

determina su disponibilidad en el área de aplicación. Esta puede ser:

a) Agua blanda

b) Agua salitrosa

c) Salmuera

Se recomienda usar el agua blanda con pequeñas cantidades de sales compatibles con los

iones de las formaciones subterráneas donde se inundará con solución micelar o

microemulsión.

Cuando sea agua salitrosa, se deben ajustar a los componentes del crudo en el

yacimiento.

En cuanto a la salmuera, también queda limitado su uso a las especificaciones de los

componentes del pozo.

II.4.3.-Surfactante

Es el componente esencial en la preparación de una solución micelar o microemulsión por

lo que éste se detalla más a fondo.

Los surfactantes son compuestos químicos que se forman de un grupo soluble en agua

(grupo hidrofílico) y un grupo soluble en aceite (grupo lipofílico). Estos compuestos

químicos tienen la habilidad de reducir la tensión superficial de un líquido por adsorción

IPN ESIQIE


en la interfase entre un líquido y un gas, también pueden bajar la tensión interfacial en la

interfase de dos líquidos inmiscibles.

Para considerar una substancia como surfactante debe poseer las siguientes

características:

1. Solubilidad. Debe ser soluble por lo menos en una fase de un sistema de líquidos.

2. Estructura anfifática. Las moléculas de las substancias deben estar compuestas de

grupos con tendencias opuestas de solubilidad.

3. Orientación en la interface. Las moléculas o iones de surfactantes deben formar capas

monomoleculares o monoiónicas orientadas en la interfase.

4. Adsorción en la interface. La concentración de equilibrio del soluto en la superficie de

una fase, debe ser mayor que la concentración en el resto de la solución.

5. Formación de micelas. Las substancias deben formar agregados de moléculas o de

iones llamados micelas, cuando la concentración del soluto en la solución exceda un

valor límite.

6. Propiedades fundamentales. Los surfactantes deben poseer algunas de las siguientes

funciones: detergente, espumante, humectante, emulsificante, solubilizante y

dispersante.

II.5.-Diferentes grupos de surfactantes

Existen distintos tipos de surfactantes que se pueden clasificar en 4 grupos principales,

dependiendo de la naturaleza del grupo soluble en agua (hidrofílico).

Los principales grupos de surfactantes son: surfactantes aniónico, catiónico, no-iónicos y

anfotéricos.

I. Los surfactantes aniónicos son moléculas orgánicas en las cuales el grupo soluble en

agua (grupo hidrofílico) está cargado negativamente en soluciones o dispersiones

acuosas. Ejemplos: sulfatos, Sulfonatos, fosfatos y fosfonatos.

II. Los surfactantes catiónicos son moléculas orgánicas donde el grupo soluble en agua está

positivamente cargado. Casi todos los surfactantes catiónicos son compuestos

nitrogenados, formando sales cuaternarias de amonio como se muestra en la Figura II.6

IPN ESIQIE


Figura II.6.-Estructura de una sal cuaternaria de amonio (surfactante catiónico) [21]

III. Los surfactantes no iónicos son moléculas orgánicas que no se ionizan y por lo tanto,

permanecen sin carga, mostrados en la Figura II.7. La mayoría de surfactantes no iónicos

contienen grupos solubles en agua (hidrofílicos), que son polímeros de oxido de etileno o

propileno.

Figura II.7.-Estructura de un polímero de oxido de propileno [21]

IV. Los surfactantes anfotéricos son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua

puede estar cargado positivamente, negativamente o permanecer sin carga; la carga

de este tipo de surfactante depende del pH del sistema en el que se encuentra.

II.6.-Inyección de polímeros en la recuperación mejorada La introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedida por la limpieza

previa (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos

determinados por adición a la misma de cantidades específicas), para producir una

solución acuosa compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas,

las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos

químicos son de tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados), polímeros

orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo) y

soluciones micelares. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que

se haya realizada la limpieza del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección

de una solución de polímeros (usualmente una poliacrilamida o polisacárido) para

incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución.

Finalmente, la salinidad del agua adicionada que sigue a la inyección del polímero se

IPN ESIQIE


aumenta respecto de la concentración normal que caracteriza a los fluidos petroquímicos,

este procedimiento de inyección se muestra en la Figura II.8.

Figura II.8. -Arreglo convencional de la recuperación mejorada con inyección de polímeros [2]

II.7.-Descripción del proceso de inyección del polímero Los elevados pesos moleculares de polímeros solubles en agua en concentraciones

diluidas (ppm) aumentan significativamente la viscosidad del agua y también reducen la

permeabilidad de la roca respecto al agua, en otras palabras, disminuye la razón de

movilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos. De esta manera, la eficiencia

de barrido volumétrico puede mejorar y se puede lograr un porcentaje mayor de petróleo

recuperado con un proceso de inyección de polímeros.

En la inyección de polímeros, una porción de solución de polímero es inyectada dentro del

yacimiento con una inyección previa de una porción de salmuera de baja salinidad (agua

fresca). La porción de polímero es seguida por otra porción de agua fresca y seguidamente

por inyección de agua. Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros

adversamente, la solución polimérica (la salinidad del agua disminuye la viscosidad de la

solución polimérica) es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (pre

lavado) como ya se mencionó. La solución es usualmente inyectada como una solución

IPN ESIQIE


viscosa, seguido por agua de baja salinidad y con agua de alta salinidad usada para

desplazar el agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla

de la solución polimérica con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de

movilidad entre la solución polimérica y el agua detrás de esta, la concentración

polimérica puede ser gradualmente reducida al final de la inyección de solución viscosa.

El efecto primario del polímero es hacer viscosa al agua, de tal manera que sea más

eficiente en desplazar el petróleo.

Usualmente las zonas de más altas permeabilidades son invadidas por el flujo de agua

durante operaciones secundarias o energía natural por agua y en las zonas con menor

permeabilidad no hay inyección por lo que el crudo queda en estas partes del yacimiento.

Durante el proceso de inyección de polímeros una cantidad baja de eficiencia de barrido

vertical puede ser mejorada, porque las soluciones poliméricas primero fluyen por los

caminos preparados por el agua y después debido a su alta viscosidad tienden a bloquear

estas partes del yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmóvil

comienza a fluir. El gradiente de presión en el yacimiento aumenta y, especialmente en la

zona donde el fluido se encontraba inicialmente inmóvil, aumenta en un proceso de

inyección de polímeros.

El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien en una secuencia de

etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta secuencia es reducir la

cantidad total de polímero usado y prevenir o por lo menos reducir, la digitación viscosa

de fluido de baja concentración dentro de regiones de concentraciones más altas. La

digitación viscosa ocurre porque cada reducción de la concentración del polímero es

acompañada por una reducción de la viscosidad aparente de la solución.

II.8.-Factores que favorecen la inyección de polímeros

Condiciones apropiadas para la inyección de agua.

Alta saturación del petróleo movible.

Alta capacidad de almacenamiento.

II.9.-Factores considerados desfavorables para el proceso

Fracturas extensivas.

Empuje fuerte de agua.

Capa de gas.

Alto contraste de permeabilidad.

Agua de formación altamente salina.

http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe

http://www.monografias.com/trabajos12/dispalm/dispalm.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml

IPN ESIQIE


II.10.-Inyección de polímero-surfactante en la recuperación mejorada de hidrocarburos

Figura II.9.-Componentes de una solución para inyección de polímeros micelares [26]

Las soluciones micelares se deben solubilizar rápidamente con el agua y crudo del

yacimiento.

La viscosidad de las soluciones micelares o microemulsiones debe ser un poco mayor a la

del hidrocarburo del yacimiento y con esto controlar la movilidad de los fluidos en el

medio poroso.

Si se incrementa la cantidad del surfactante o la cantidad de agua agregada a la solución

micelar aumentará la viscosidad de la microemulsión.

II.11.-Compatibilidad de las soluciones poliméricas micelares con los fluidos de la

reserva (comportamiento de fases) [4]

Esta es una propiedad básica importante de las soluciones micelares relacionada al

comportamiento con los fluidos del yacimiento. Una pregunta importante es ¿Qué

comportamiento tendrán las soluciones micelares con los fluidos del yacimiento con los

que se pondrán en contacto? Es conveniente considerar el comportamiento de la porción

con:

a) El crudo del yacimiento

b) El agua del yacimiento

c) Los agentes de control de movilidad

En relación al crudo del yacimiento, cuando una microemulsión o/w es inyectada al

yacimiento y se pone en contacto con el crudo, la microemulsión disuelve al aceite

Inyección de un tapón micelar

surfactante

alcoholsalmuera

crudo

IPN ESIQIE


desplazándolo a través de la formación. En este caso no hay un incremento considerable

en la viscosidad de la mezcla.

Cuando se pone en contacto la microemulsión con el agua del yacimiento, ésta se

incorpora a la dispersión y, por lo tanto, se observan altas viscosidades debido al estado

de inversión que ocurre en el sistema; es decir, el paso de w/o a o/w.

El punto de inversión se refiere a la variación de viscosidad de la microemulsión conforme

se va agregando una determinada proporción de agua al sistema, la viscosidad se

incrementa a cerca de 10 Cp (con 25 a 30%) y de aquí se incrementa su viscosidad de

manera exponencial hasta el punto de inversión (aproximadamente 45 %) dando 100 Cp.

Después de este punto de inversión, si se agrega más agua al sistema se hace fluido otra

vez; es decir, su viscosidad baja de nuevo.

Para el caso de agentes de control de movilidad (generalmente dispersión de polímeros),

éste desplaza a la solución micelar, pero sin incorporarse a ella, con lo que la solución

micelar desplaza uniformemente el aceite y el agua contenida en el yacimiento.

Todos los componentes de una solución micelar (excepto la sal) tienen influencia sobre la

miscibilidad con el crudo del yacimiento. Sin embargo una definición estrictamente

científica, dice que la verdadera miscibilidad de la porción del crudo es frecuentemente

defectuosa; es decir, no se presenta una completa miscibilidad de los fluidos para todas

las combinaciones de los fluidos.

En cuanto a la recuperación terciaria, el tratamiento con microemulsiones se lleva a cabo

donde el pozo se ha tratado anteriormente con inyección de agua común como proceso

de recuperación secundaria. Una particular característica de estos pozos es que tienen un

banco de agua cerca de la zona de producción.

II.12.-Tipo de microemulsión usada

Numerosas pruebas de laboratorio y de campo han demostrado favorable el uso de

microemulsiones entre 50 y 90% del contenido de agua y que pueden ser lipofílicas o

hidrofílicas.

IPN ESIQIE


II.13.-Tratamiento para el procedimiento de inyección de la microemulsión

II.13.1.- Volumen de inyección del bache de microemulsión

Debido al requerimiento de que la microemulsión tiene que pasar por todo el trayecto de

la formación y desplazar el aceite hasta el pozo productor, los volúmenes necesarios para

este tratamiento son relativamente altos; aunque volúmenes más grandes de baches

recuperan una mayor cantidad de aceite, el volumen recomendado es por debajo del 2%

del volumen poroso del yacimiento. Por último, la inyección de la solución micelar debe

realizarse a una presión por debajo de la presión de fractura de la formación.

II.13.2.-Volumen de inyección del agente de control de movilidad

Generalmente es agua densificada con polímeros, esto por su bajo costo, además de una

gran capacidad de controlar la movilidad de los fluidos que se observa en la eficiencia de

la recuperación; esto provoca que el aceite residual se desplace de forma constante y

uniforme hasta el pozo productor, otro aspecto importante del agente de movilidad es

que evita que el agua conductora (el agua que desplaza a los polímeros y la microemulsión

a través de la reserva) invada la microemulsión. Los agentes de movilidad más usados son

las Poliacrilamidas Parcialmente Hidrolizadas (PAPH) por su alta efectividad. El volumen

para esta recuperación es de al menos un 50 % del volumen poroso, tal vez se pueda

operar con volúmenes menores pero se corre el riesgo que el agua de conducción invada a

la microemulsión descendiendo su efectividad.

II.13.3.- Inyección de agua

El agua ayudará a desplazar al agente de movilidad y a la porción de microemulsión, el

agua se inyecta a una presión menor a la de fracturamiento de la formación. Durante esta

inyección de la porción de microemulsión desplaza el aceite a lo largo de la formación

porosa debido al empuje estable a que es sometida por la presión del agua.

La inyección de la masa de agua se detendrá cuando se comience a recuperar la porción

de microemulsión, los polímeros y la misma agua.

IPN ESIQIE


II.14.-Procedimiento para la recuperación mejorada con drenaje de polímero/surfactante

Figura II.10. -Inyección de polímeros micelares o polímero-soluciones micelares [2] Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada inyección de un

fluido diferente se llama "tapón" (en inglés slug – babosa – para indicar que se mueve

lentamente como un bloque). En la sucesión de tapones cada uno debe idealmente

desplazarse en flujo tipo pistón, es decir, que cada fluido nuevo debe empujar el fluido

que lo antecede.

La Figura II.11 indica los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector y el pozo

productor. Los números corresponden a estados del yacimiento antes, durante y después

del curso del tapón de polímero y surfactante. A continuación se describe el proceso de

inyección de polímeros.

IPN ESIQIE


Frente

Figura II.11.- Disposición de un drenaje de polímeros-surfactante en la recuperación

mejorada [19]

(1) Es la zona que corresponde al estado inicial del yacimiento después del drenaje con

agua. La saturación de aceite es típicamente 30%, apenas un poco superior a saturación

de aceite residual por sus siglas en inglés (SOR). Se puede decir que el aceite se encuentra

en forma de glóbulos desconectados atrapados en los poros por fuerzas capilares.

(2) Esta zona indica la parte del banco de aceite, referido a un estado en el cual ambos

fluidos presentan continuidad. En esta zona se produce un flujo difásico. La saturación de

aceite es notablemente más alta que en la zona (1) esto debido a que el tapón de

surfactante (3) está empujando hacia adelante una cierta cantidad de aceite movilizado.

Este aceite coalesce con el aceite atrapado y aumenta la saturación. Cuando el banco de

aceite alcanza el pozo productor, empieza la recuperación mejorada de aceite. Si el

método se aplica en lugar de la recuperación secundaria, la saturación en aceite en (1) es

mucho mayor que SOR y el banco de aceite se extiende en todo el yacimiento; sin

embargo, la saturación es mucho más alta delante del tapón de surfactante, típicamente

del orden de 50-60%.

(3) El frente del tapón del surfactante es la zona donde la solución acuosa de surfactante

se pone en contacto con el aceite atrapado y la moviliza. La movilización se efectúa por la

baja tensión interfacial e hinchamiento. La condiciones físico-químicas cerca de la

formulación óptima hacen que las emulsiones formadas sean muy inestables, y que las

gotas coalescan inmediatamente al contactarse.

IPN ESIQIE


En consecuencia, los glóbulos de aceite movilizados coalescen entre sí y con los glóbulos

atrapados para formar una fase de aceite continua. Mediante el proceso de coalescencia e

interconexión, el aceite se desplaza más rápidamente que el agua y que por lo tanto el

banco de aceite se forma delante del tapón de surfactante. Si se examinan los fenómenos

involucrados; de una parte la saturación de aceite aumenta considerablemente en la zona

de movilización y por lo tanto la permeabilidad relativa aumenta también y el aceite se

desplaza más rápidamente que el agua. Este desplazamiento produce un aumento de

saturación en el banco de aceite y la relación aceite-agua-roca (WOR) depende de las

movilidades relativas.

(4) Si existiera un proceso que funcionara idealmente, todo el aceite se estaría movilizado

al pasar el frente del tapón de surfactante. La zona (4) actúa por lo tanto sólo como una

reserva para compensar las pérdidas de surfactante por adsorción sobre la roca o

transferencia hacia el aceite.

Además permite también que el surfactante penetre en las zonas menos permeables, y

permite compensar ciertas inestabilidades.

El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco; en consecuencia, el

tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el proceso.

Además de reducirse el tamaño de este tapón se puede presentar la dilución con el agua

de la formación y el fluido que lo sigue, es decir que lo empuje. Peor aún el fluido que

empuja el tapón de surfactante puede producir digitaciones, es decir inestabilidades.

(5) Para evitar o reducir al máximo la degradación del tapón de surfactante cuando este

avanza a través del yacimiento, se empuja con un fluido viscoso, que es una solución de

polímeros hidrosolubles de tipo poliacrilamida o polisacárido. Por la razón de que el tapón

de surfactante es más viscoso que el agua (por el surfactante), y que en el frente se

producen emulsiones (que aumentan la viscosidad), es imprescindible disponer de un

fluido de viscosidad de por lo menos 50-100 cP para evitar inestabilidades de tipo

digitación producidas por una relación desfavorable de las movilidades.

Por razones económicas no se puede, sin embargo inyectar polímeros hasta tanto donde

el tapón de surfactante haya llegado al pozo productor. Se usa en general un tapón de 10-

20% de volumen de poro, y la concentración de polímero va bajando lentamente en la

cola del tapón, es decir que la transición con la zona (6) es continua.

IPN ESIQIE


(6) Finalmente se empuja el tapón de polímero con una inyección de agua. Se toman las

precauciones necesarias para que los fenómenos de digitación y penetración del agua en

el tapón del polímero sean lo menos severos posibles. Se usa un tapón de polímero con

"cola decreciente" y una velocidad de inyección baja.

El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien es una secuencia de

etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta secuencia es reducir la

cantidad total de polímero utilizado y prevenir, o por lo menos reducir, la digitación

viscosa de fluido de concentración baja dentro de regiones de concentraciones más altas.

[26]

II.15.-Factores que controlan la recuperación por inyección de polímeros

Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe obtener información suficiente

tanto como sea posible referente al pozo, del estatus y de las condiciones de saturación

del reservorio. Este estudio se realiza a través de ensayos que involucran técnicas

analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. La información recolectada

fundamenta las bases para la predicción de reservas recuperables de crudo mediante las

distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida.

Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos

disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternancia con las aplicaciones de

agua, la inyección de las denominadas soluciones micelares (que son microemulsiones

compuestas por surfactantes, alcoholes y aceites crudos), la inyección de vapor y la

combustión in-situ.

El éxito de la inyección de polímeros depende de algunos parámetros que han sido

considerados y estudiados a partir de numerosos experimentos en campo, a continuación

se citan algunos de ellos:

II.15.1.-Geometría del yacimiento

Un aspecto importante para determinar si un yacimiento es factible de aplicarle una

recuperación mejorada, es determinar su geometría, pues la estructura y la estratigrafía

controlan la localización de los pozos y, en gran medida, determinan los métodos por los

cuales el yacimiento se explota a través de formas de inyección.

Si existe una estructura apropiada y la saturación de aceite justifica el proyecto de

inyección de polímeros, la adaptación de una inyección periférica puede producir mejores

eficiencias de barrido en el área periférica del pozo que una inyección de un patrón en

IPN ESIQIE


línea recta. Para la toma de esta decisión se considera la existencia o no de un casquete

de gas y la forma del campo. La estructura del yacimiento es el principal factor que

gobierna la segregación gravitacional, la cual es directamente influenciada por el ángulo

de buzamiento mostrado en la Figura II.12. Así, en presencia de permeabilidades altas, la

recuperación por segregación gravitacional, puede reducir la saturación de aceite a un

valor al cual no resulta económica la aplicación de inyección de polímeros.

Figura II.12. -Ángulo de buzamiento [5]

II.15.2.- Tipos de inyección

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se

puede llevar a cabo de dos formas diferentes:

II.15.2.1.-Inyección periférica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se

conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el

acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

II.15.2.2.-Características

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y la estructura del

mismo favorece la inyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo, mostrado

en la Figura II.13, que indica la forma en la que se lleva a cabo la inyección en la periferia

del pozo y así poder recuperar el crudo por segregación gravitacional.

IPN ESIQIE


Figura II.13.- Representación de una inyección periférica [14]

II.15.2.3.-Inyección en arreglos o dispersa

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y

desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de

inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta

en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman

un arreglo geométrico con los pozos productores como se muestra a continuación en la

Figura II.14.

Figura II.14.-Arreglo de inyección dispersa [12]

IPN ESIQIE


II.15.2.4.-Característica

1. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la

permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y un área muy

extensa.

3. Con el propósito de tener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen

entre los pozos productores existentes o se perforan pozos inyectores interespaciados. En

ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la

utilizada en la fase primaria de recobro.

La mayoría de veces es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y de

su comportamiento pasado, para considerar la presencia y fuerza de un empuje de agua y

así decidir sobre la necesidad de una inyección suplementaria; cuando se tiene un empuje

natural por presencia de agua y permite que el crudo sea extraído no es necesaria la

inyección de polímeros o de cualquiera otra sustancia para poder extraer el crudo

presente, además la existencia de acuíferos asociados impide un control correcto del flujo

de químicos. Esta decisión depende además de la existencia de problemas estructurales

como fallas o de cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Las inyecciones de

polímeros se han llevado a cabo generalmente en formaciones de arenisca, y en algunos

casos, en formaciones de carbonatos.

II.15.3.-Porosidad

La cantidad de aceite producido en un yacimiento está en función de la porosidad, debido

a que esta determina la cantidad de aceite presente para cualquier porcentaje de

saturación de aceite dado. Si existen datos suficientes acerca de este aspecto se pueden

construir mapas de distribución de porosidades, que pueden ser ponderados de área o

volumen para dar una porosidad total verdadera. De la misma manera, si existieran datos

suficientes de muestras de núcleos, se podrían realizar análisis estadísticos de porosidades

y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta información. Varios registros de

pozos también producen buenas medidas de porosidad como: perfil eléctrico o de

inducción.

IPN ESIQIE


El perfil electrico consiste en un electrodo de tension movil dentro del pozo y uno fijo en

la superficie de éste, ademas del milivoltímetro para medir dichas diferencias de

potencial.

Este sirve para :

Detectar estratos permeables.

Hacer correlación de capas.

Determinar valores de densidad del agua de formación.

Dar una idea cuantitativa del contenido de arcilla en cuerpos rocosos

permeables.

II.15.4.-Permeabilidad

La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla en un alto grado el ritmo de

inyección que se puede tener en un pozo, sin embargo, en la determinación de la

factibilidad de inyección de polímeros, es necesario conocer: la máxima presión de

inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del yacimiento.

La consideración anterior permite determinar los pozos adicionales que deben perforarse

para cumplir con el programa de inyección en un periodo razonable. En los últimos años

se ha puesto énfasis en el grado de variación de permeabilidad, debido a que determina la

cantidad de solución de polímeros que es necesario utilizar: entre menos heterogénea sea

esta propiedad, mayor éxito se obtendrá en un programa de inyección.

Se debe tener en cuenta que la continuidad de los estratos es tan importante como la

variación de la permeabilidad. Si no existe una correlación del perfil de permeabilidades

entre pozos individuales, existe la posibilidad de que las zonas más permeables no sean

continuas y que la canalización de las soluciones inyectadas sea menos severa que la

indicada por los procedimientos aplicados a todo el yacimiento.

La figura II.15 muestra el efecto de la distribución vertical de permeabilidad sobre la

inyección de agua.

IPN ESIQIE


Figura II.15.-Perfiles y distribución de permeabilidad [21]

II.15.5.-Efecto de la distribución vertical de la permeabilidad sobre la inyección de agua

Los polímeros utilizados en las inyecciones tienen un grado de inyección más baja que la

salmuera, debido a su viscosidad alta y a su movilidad reducida, por lo que formaciones

con permeabilidades muy bajas provocan dos problemas mientras se inyectan soluciones

de polímeros:

Reducen el ritmo de inyección lo que podría prolongar la vida del proyecto

sobrepasando el límite económico.

El esfuerzo de corte alto, desarrollado alrededor del pozo inyector, puede provocar un

nivel de degradación mecánica alto para las poliacrilamidas.

Desde el punto de vista químico se nombra poliacrilamida, a un polímero formado por

varias subunidades de monómeros de acrilamida, mostrada en la figura II.16.

Figura II.16.-Estructura de la poliacrilamida. (C3H5NO) n [21]

IPN ESIQIE


II.15.6.-Profundidad y temperatura

La efectividad del uso de polímeros en los procesos de recuperación mejorada está

restringida por las condiciones de profundidad y temperatura del yacimiento.

Cuando se requiera la inyección del polímero es fundamental verificar la profundidad del

yacimiento ya que se tiene que tomar en cuenta la profundidad de éste y no exceder la

presión a la que se pueda someter el pozo.

Durante los procesos de inyección se ha encontrado que se tiene una presión crítica, que

al excederla, provoca que la penetración de las soluciones propague aberturas a lo largo

de fracturas causando escape de la solución inyectada a través de los poros de la roca

volviendo antieconómico el proceso de inyección.

Con el propósito de evitar cualquier problema, debe considerarse la información

relacionada a presiones de fractura de las formaciones, ya que este parámetro fijará un

límite superior para la presión de inyección. Estas consideraciones también influyen en la

selección del equipo y el diseño de planta, así como el número y localización de los pozos

inyectores.

Las poliacrilamidas pueden precipitarse en aguas que contengan grandes cantidades de

calcio a temperaturas sobre los 170 ̊ F (77 ̊ C). La presión de inyección es una restricción

en yacimientos superficiales o poco profundos, especialmente cuando se combina con

permeabilidades bajas. Yacimientos con menos de 500 pies de profundidad y menos de 50

mili Darcys de permeabilidad requieren pruebas especiales de inyectabilidad antes de que

una inyección de polímeros pueda aplicarse. Las formaciones profundas se deben eludir,

debido a que niveles altos de salinidad y temperatura están relacionados a estos

yacimientos.

La inyección con mayor temperatura y profundidad fue operada a 6500 pies

(aproximadamente 1981 metros) y 229 ̊ F. Los proyectos de inyección de polímeros no

han tenido éxito en yacimientos con temperaturas mayores a 300 ̊ F y profundidades

mayores que 9000 pies, ya que generalmente las moléculas de polímeros sufren una

descomposición en este punto, incluso en ausencia de oxígeno, en la Figura II.17 muestra

un esquema de las profundidades de los yacimientos en los que puede llevarse a cabo una

recuperación por inyección de polímeros y surfactantes, además se observa que el

yacimiento con mayor profundidad es de 7000 metros de profundidad por lo que a esas

condiciones no sería factible la inyección de polímeros debido a una descomposición

térmica de los polímeros.

IPN ESIQIE


Mayoría de las reservas

Camada irregular cuyo espesor va de

1000 a 2000 metros.

Por sus características geológicas, marca o inicio

de un nuevo modelo exploratorio con tecnología

mas reciente a la corrosión , temperaturas y

presión

Figura II.17.- Profundidad y temperatura de pozos productores [1]

II.15.7.-Saturación inicial de agua

La saturación inicial de agua es la cantidad de agua que existe en el yacimiento al

momento de su descubrimiento, esta se considera como la cantidad de agua remanente

que se deposito inicialmente en la formación y que, debido a las fuerzas de la presión

capilar existentes, no logro desplazarse con los hidrocarburos cuando éstos migraron al

yacimiento. Cuando se inyecta agua a un yacimiento el agua que se encuentra

originalmente en el pozo varía en cuanto a su composición.

La saturación inicial de agua está relacionada a la permeabilidad, el área superficial y el

tamaño de los poros. A mayor área superficial mayor es la saturación de agua inicial.

Es importante conocer la saturación inicial del agua, con el propósito de determinar la

saturación inicial de aceite: lo que indica que saturaciones bajas de agua significan

grandes cantidades de aceite que aún permanecen en el yacimiento después de la

aplicación de procesos de recuperación primaria. Algunos proyectos de inyección de

polímeros han tenido éxito a pesar de haber tenido saturaciones iniciales de agua altas.

La saturación se define como el porcentaje del espacio poroso ocupado por un fluido

particular a condiciones de yacimiento.

𝑆𝑓 =𝑉𝑓

𝑉𝑝

Sf= saturación de un fluido.

Vf= volumen del fluido en el medio poroso.

Vp= volumen poroso.

IPN ESIQIE


II.15.8.-Salinidad del agua

La salinidad de la salmuera del yacimiento puede tener un efecto favorable o desfavorable

en algunos polímeros, esto depende de la concentración total de sal, tomando en cuenta

la monovalencia o divalencia de ésta y de la concentración del polímero usado.

La monovalencia de una salmuera está en relación de la presencia de iones monovalentes

(aniones y cationes) las únicas salmueras monovalentes son las de formiato que se utilizan

para la perforación de pozos en la actualidad, por otra parte las salmueras divalentes son

las que están formadas por ejemplo: Ca2+, Mg2+, Fe2+.

La viscosidad de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada es muy sensible a la presencia

de iones multivalentes en la salmuera, algunos de ellos son: Ba+2, Ca+2, Sr+2, Mg+2, Fe+2,+3,

HCO31-, CO3

2- y SO4

2-.

La pérdida de viscosidad, cuando la solución entra en contacto con la salmuera de

concentración alta, resulta en un aumento de la movilidad de la porción de solución de

polímeros, lo que genera problemas de digitación e ineficiencias de desplazamiento. La

Figura II.18 muestra el comportamiento de la concentración de sal en ppm vs la viscosidad

de la solución polimérica, esta relación es inversamente proporcional, además se

muestran dos poliacrilamidas comerciales una PAPH-500 y PAPH-700, se observa que es

mejor la PAPH-700 ya que soporta mayores concentraciones de sal a diferencia de la

PAPH-500.

PAPH-500

PAPH-700

Figura II.18. -Efecto de la salinidad en la viscosidad de soluciones de polímeros [26]

IPN ESIQIE


II.15.9.-Viscosidad del aceite

La viscosidad es una variable fundamental para la recuperación de aceite, ya que ésta es

inversamente proporcional a su viscosidad. La viscosidad del aceite afecta la razón de

movilidad, cuya influencia en la recuperación se ve muy destacada.

Es muy difícil predecir cuantitativamente la influencia de la viscosidad del aceite en la

recuperación y solo puede establecerse, en general, que la recuperación aumenta

mientras menor sea la viscosidad de éste.

Las Fig. II.19 muestra una comparación entre el % de recuperación obtenida para aceites

de 11 cP, 34.3 cP y 68 cP de viscosidad, mostrando que a una viscosidad elevada de 68 cP

el % de recuperación es muy bajo comparado con un aceite de viscosidad de 11 cP,

además la viscosidad elevada disminuye la razón de movilidad lo que hace que el crudo no

se pueda desplazar fácilmente, este comportamiento se debe a la reducción de la

resistencia al flujo del aceite.

Figura II.19.- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite [26]

En la figura II.20 se muestra el % de recuperación de crudo cuando se hace inyección de

polímeros vs inyección de agua, el porcentaje es mayor en la inyección de polímeros esto

es debido a que el polímeros representa mayor viscosidad y por lo tanto menor movilidad

lo que provoca que el crudo vaya recorriendo el yacimiento más lentamente y así

extrayendo los mayores volúmenes de crudo, por otra parte con la inyección de agua

puede provocarse una digitación viscosa lo que se vería afectado en una recuperación

baja.

IPN ESIQIE


Inyección de

polímeros

Inyección de agua

Figura II.20.- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite por la inyección de

agua y por la inyección de polímeros [26]

II.15.10.-Concentración de polímeros

Condición más importante cuando se realiza la recuperación del crudo remanente en el

yacimiento ya que las concentraciones de las soluciones de polímeros tienen un efecto

característico en los volúmenes de recuperación de hidrocarburos, debido a que

soluciones de elevada concentración presentan alta viscosidad aparente que, a su vez,

ayuda a incrementar los volúmenes de aceite recuperado. La Fig. II.21 muestra la relación

entre la concentración de la solución de polímero y la viscosidad que llega a presentar, es

decir, a mayor concentración de la solución polimérica existe mayor valor de viscosidad,

ya que este tapón actúa como tipo pistón empujando el mayor volumen de crudo

remanente. En la Fig. II.22 se observa el efecto en la recuperación de crudo remanente

debido a distintas concentraciones de la solución polimérica, además indica que a una

concentración aproximada de 100 a 1300 ppm de polímero la recuperación se ve

influenciada exponencialmente hasta llegar a un valor de 1500 ppm donde se observa el

mayor % de recuperación, si esta concentración aumenta la recuperación disminuye otra

vez. El nivel de concentración de las soluciones disminuye directamente la relación de

movilidad causada por el incremento de la viscosidad de la fase acuosa y la reducción de la

permeabilidad efectiva al agua. La inyección de soluciones de polímeros de concentración

alta mejora significativamente la recuperación de aceite y reduce el corte de agua.

IPN ESIQIE


Figura II.21.- Concentración de Polímero vs Viscosidad de la solución [3]

Figura II.22.- Efecto de la concentración de la solución de polímero en la recuperación de

aceite [26]

II.15.11.-Ritmo de inyección en la recuperación

Como se observa en la Figura II.23 existe un incremento razonable en la recuperación de

aceite con un aumento en el ritmo de inyección. Esto señala que la recuperación es

sensible a la variación de este parámetro. Los altos ritmos de inyección producen niveles

de recuperación altos, aunque la factibilidad de aplicación en campo sea muy baja por

cuestiones prácticas. El mejor valor de inyección de polímeros es de 1200 cc/hr, aunque

en campo esto no sea del todo cierto.

IPN ESIQIE


Figura II.23.- Efecto del ritmo de inyección en la recuperación de aceite [26]

II.15.12.-Espaciamiento entre pozos

Otro punto importante es el espaciamiento entre los pozos para tener una mayor

efectividad en los procesos de recuperación mejorada. El espaciamiento promedio que se

recomienda para llevar a cabo la inyección de cualquier químico es de 330 pies (100 m) a

470 pies (143 m), lo que elimina la probabilidad de recurrir a la incorporación de otros

métodos de recuperación mejorada a estos proyectos, tal es el caso de procesos térmicos,

los cuales necesitan un espaciamiento mucho más compacto para tener una buena

efectividad.

II.15.13.-Tamaño de la porción de polímero

La cantidad de la porción de polímero a ser usado así como la cantidad del polímero

utilizado es un factor que tiene gran relevancia, debido a que afecta directamente la

eficacia del desplazamiento de aceite. El factor de recuperación de aceite relacionado a la

inyección de polímeros aumenta con la cantidad de solución de polímero en la porción, y

dicha cantidad varía con el tamaño de éste después de haber fijado una concentración.

Hoy en día, no se han conseguido datos de proyectos en los que se empleen porciones de

IPN ESIQIE


polímero relativamente pequeñas y que hayan tenido éxito. Es importante generar un

buen diseño del tamaño de la porción, en el que, además de considerar las cuestiones

técnicas, se debe considerar una adecuada evaluación económica.

Aunque porciones grandes de polímeros recuperan mayor cantidad de aceite, el tamaño

con mayor eficiencia para la recuperación terciaria en términos de aceite recuperado por

unidad de volumen de la porción es menor al 2 % del volumen poroso, mostrado en la

Figura II.24. Para tener un concepto más claro se muestra en dicha figura la proporción de

recuperación de aceite vs tamaño de la porción en % volumen poroso.

Figura II.24.- Factor de Recuperación vs. Tamaño del bache de Polímero [26]

II.15.14.-Tiempo óptimo para el inicio del proceso de inyección de polímeros

El inicio del proceso de inyección de polímeros, de la misma forma que en la inyección de

agua, es función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales se

encuentran las siguientes:

la presión inicial.

los mecanismos de producción.

la presencia y tamaño de acuíferos y/o casquete de gas.

y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbuja.

Para que se lleve a cabo la mayor cantidad de aceite recuperado, la presión ideal en el

yacimiento a la que se debe inyectar es la presión del punto de burbuja; por lo que, la

presión de inyección debe estar entre 200 y 300 psi por encima de la presión de burbuja.

0102030405060708090

100

0 1 2 3 4 5 6REC

UP

ERA

CIÓ

N D

E C

RU

DO

, %

DE

AC

EITE

EN

SIT

IO

TAMAÑO DEL BACHE, % VOLUMEN POROSO

IPN ESIQIE


Si se desea hacer una recuperación mejorada se debe realizar un estudio detallado de cuál

sería el mejor método para poder llevarla a cabo y que sea económicamente viable y

mecánicamente posible.

El tiempo de inicio óptimo para una inyección no solo es una cuestión técnica, sino que

también se requiere un correcto estudio de factibilidad económica. En promedio, los

proyectos de inyección de polímeros inician cuando la razón de producción agua/aceite es

mayor a 10.

En general los campos maduros se caracterizan porque llevan operando más de 20 años,

muestran una declinación constante en la producción y un recobro de crudo cercano al

30%.

II.15.15.-Presión de burbujeo

La Presión de Burbuja o Presión de Saturación es la presión a la cual el crudo líquido libera

la primera burbuja de gas previamente disuelto en él. Se denota como Pb.

Todos los yacimientos de hidrocarburos poseen gas natural en solución. En ocasiones el

crudo está saturado con gas al momento de ser descubierto, lo que significa que el

petróleo está reteniendo todo el gas que puede a temperatura y presión del yacimiento,

encontrándose en su punto de burbuja. En algunas ocasiones, el crudo esta subsaturado,

en este caso, la presión del yacimiento es mayor a la presión a la cual la primera burbuja

de gas comienza a generarse.

En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por

ende el gas se encuentra aún disuelto en el petróleo y no hay volumen inicial de

capa de gas, se dice que se está en presencia de un Yacimiento Subsaturado.

Py ˃Pb

Dónde:

Py: Presión del Yacimiento

Pb: Presión de Burbujeo

Los yacimientos de crudo subsaturados son yacimientos que se encuentran en

condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, por encima de

éste se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas-petróleo

inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el

yacimiento. Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades

del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los

fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el

IPN ESIQIE


petróleo y el agua intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta

disminución en la presión también origina una contracción en el volumen poroso, lo cual

ayuda a la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional",

puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia

cuando se tiene un manejo adecuado. Debido a que una parte del yacimiento puede tener

la presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de éste, puede

ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección.

Si por el contrario, se encuentra a presiones por debajo de la presión de burbujeo

se denominará Yacimiento Saturado y el mismo tendrá una capa de gas. Py ˂Pb

Figura II.25.- Relación de gas/petróleo en un yacimiento al modificarse la presión del yacimiento en relación a la presión de burbujeo del mismo [5]

II.16.-Propiedades que debe presentar un pozo

Se pueden encontrar diversos criterios de selección para considerar si un yacimiento es o

no candidato a un proceso de inyección con polímeros. Las características del campo

deben ser: la temperatura del yacimiento, las relaciones de movilidad de los fluidos

contenidos en él y las propiedades del aceite, ya que estos se consideran favorables al

momento de identificar su disposición a procesos de recuperación mejorada.

La tabla II.1 que a continuación se presenta muestra los criterios de selección para

identificar los yacimientos que son candidatos. Cuando se eligen estos criterios se toma en

cuenta un punto importante, su rapidez de selección; sin embargo, en muchas ocasiones

se lleva a una selección errónea.

IPN ESIQIE


Aceite

Gravedad API > 15 ° API, < 40 ° API

Viscosidad < 150 cP (preferiblemente < 100)

Yacimiento

Saturación de aceite > 10 % del VP de aceite móvil

Profundidad < 9000 pies

Movilidad del aceite 2 – 40

Permeabilidad > 20 mD

Temperatura < 200°F

Litología Preferiblemente areniscas.

Se deben evitar las calizas con alta

porosidad

Agua

Salinidad Preferiblemente baja.

Tabla II.1.- Criterios de selección de yacimientos [4]

La movilidad controla la facilidad relativa con la cual los fluidos pueden fluir en un medio

poroso. Dado que las permeabilidades relativas al aceite y al agua son función de la

saturación, las movilidades también dependen de la saturación.

La razón de movilidad es el cociente de la movilidad del fluido desplazante (agua) y la

movilidad del fluido desplazado (aceite).

Si M < 1: El desplazamiento es favorable.

Si M > 1: El desplazamiento es desfavorable.

II.17.-Arreglos de pozos

Hace varios años en campos donde se quería realizar procesos de inyección relacionados a

recuperación mejorada, fueron explotados en un principio a través de pozos exploratorios

que obtuvieron resultados de producción satisfactorios. Al paso del tiempo estos campos

requirieron la perforación de pozos limitadores y poco después de pozos de desarrollo con

los que se llevó a la optimización de la explotación del campo. Cuando se requería hacer

IPN ESIQIE


una distribución de pozos generalmente no se seguía ningún tipo de distribución

geométrica, si no que se realizaba por medio de una distribución como se muestra en la

Fig. II.26, por dicha razón en la mayoría de los casos, la implementación de procesos de

inyección no era tan conveniente.

Figura II.26.- Arreglos de pozos [4]

En la actualidad se ha desarrollado una mejor distribución del arreglo de pozos para llevar

a cabo la inyección; con los cuales se cubren mayor cantidad de áreas de manera más

uniforme. Al ubicar pozos inyectores y productores se realiza de tal manera que formen

figuras geométricas, tal como se muestra en la figura II.27.

Figura II.27.- Diferentes tipos de arreglos de pozos [4]

IPN ESIQIE


Tipo de arreglo Rpi/pp Patrón de perforación

requerido

Empuje en línea recta 1 Rectángulo

Empuje en línea alterna 1 Líneas desfasadas de

pozos

4 pozos 1/2 Triangulo equilátero

4 pozos en líneas oblicuas 1/2 Cuadrado

5 pozos 1 Cuadrado

Normal de 7 pozos 2 Triangulo equilátero

Invertido 7 pozos o arreglo

de 4 pozos

1/2 Triangulo equilátero

Normal de 9 pozos 3 Cuadrado

Invertido 9 pozos 1/3 Cuadrado

Tabla II.2.- Características de los arreglos de pozos [4]

II.18.-Principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos

Los principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos son:

La relación d/a, donde:

d: es la distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas uno a

continuación del otro en una misma columna.

a: la distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila,

uno a continuación del otro.

La razón pozos de inyección a pozos de producción, Rpi/pp:

Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores que afectan directamente

a cada productor, entre el número de pozos productores que reciben efecto directo de un

inyector. Por ejemplo, en un arreglo de inyección de 6 pozos productores, afectando a

cada pozo productor 6 pozos inyectores, por lo tanto la razón es de 1.

La unidad del arreglo:

IPN ESIQIE


Es la menor porción del arreglo que lo representa. También se conoce como elemento de

simetría del arreglo y debe incluir al menos un pozo inyector y un productor. Todos los

estudios se realizan sobre este elemento.

II.19.-Experiencia en campo de inyección de polímeros

Resultados de dos pruebas de inyección piloto en el área central del campo Daqing en la

provincia de Heilongjiang, China. [13]

Figura II.28.-Ubicación del campo Daqing, China [7]

La propuesta se realizó con la finalidad de:

(1) Estudiar los beneficios económicos de la inyección de polímeros en yacimientos de

espesor heterogéneo y (2) proveer algunas experiencias técnicas y prácticas para expandir

esta técnica hacia otras áreas del Campo Daqing.

Daqing es uno de los yacimientos de areniscas más grandes del mundo, y cuenta con 52

pozos petrolíferos y de gas que cubren un área de 6.000 kilómetros cuadrados.

Durante la prueba piloto con polímeros se recolectó una gran cantidad de información

referente a presiones de inyección, perfiles de inyección, salinidad de fluido, además de

concentración y viscosidad de las soluciones poliméricas en los fluidos inyectados y

producidos. La eficiencia de barrido volumétrico y la producción de petróleo fueron

incrementadas. El incremento de la producción de crudo es más de 200 toneladas por

tonelada de polímero inyectado. La recuperación del petróleo aumentó más de un 11%

del crudo original en sitio, lo cual confirma la aplicabilidad del método en el campo

mencionado.

IPN ESIQIE


II.19.1.-Situación general

La selección de los polímeros en las pruebas piloto, consistieron en una prueba piloto 1

(PP1) en el Este con una sola capa en la formación Putaoahua y una prueba piloto 2 (PP2)

en el área Oeste con dos capas, formación Saertu. La distancia entre estas 2 áreas fue de

aproximadamente 150m. Cada piloteo fue compuesto de 4 invertidos “5 spots”, así como

2 pozos de observación para muestreo. El área de cada prueba piloto fue de

aproximadamente 90m2.

En el clásico “five spot” con el pozo inyector al centro como indicado en la figura II.29, el

gradiente de presión se ejerce en línea directa entre el pozo inyector y cada pozo

productor y, por lo tanto, varía considerablemente de un punto a otro del yacimiento.

Todos estos factores hacen que el flujo multifásico no se puede considerar de tipo

"pistón" a la escala del yacimiento y que la eficiencia de barrido puede ser notablemente

reducida por la existencia de caminos preferenciales.

Figura II.29. - Arreglo “five spots”, disposición de 1 pozo inyector al centro y 4 pozos

productores alrededor [19]

II.19.2.-Características del yacimiento

Las formaciones son canales de areniscas con capas de espesor de 2.3 a 11.6 metros con

promedio de 6.1m y 11.6 a 19.2m con promedio en 15m. Promedio de permeabilidad de

1100 miliDarcy (formación Saertu) y de 1400 mD en el área de PP1 y coeficiente de

permeabilidad de 0.5 y 0.7 mD (formación Saertu) e intervalo de 0.6 a 0.8 mD (formación

Putaohua). Temperaturas de 43°C para ambas formaciones. Viscosidades dinámicas de

9.5 mPa.s. Salinidad alrededor de 7,000ppm para el agua de formación y de 800 a 1,300

ppm para el agua inyectada y de 2,000 a 4,000 para el agua producida.

IPN ESIQIE


Las formaciones que contienen hidrocarburos, consisten de varias capas arenosas y

muchas veces estas capas se ven definidas en el yacimiento como unidades geológicas

independientes; y se caracterizan por variaciones de porosidad, permeabilidad y

saturación de fluidos. El criterio para definir un espesor neto productivo es a veces

arbitrario.

II.19.3.-Desarrollo del proyecto

Una propuesta de Inyección de agua previa al proceso de inyección de polímeros fue

realizada con la finalidad de:

1) La comunicación entre los inyectores y productores y la productividad de los

productores puede ser obtenida para proveer una base para el diseño del proyecto

de inyección del polímero.

2) Disminuir la salinidad del agua de formación de modo que un alto valor de

viscosidad de la solución de polímero se mantenga en el yacimiento.

A partir de este procedimiento se pudo obtener información sobre la mala situación de

inyección en los yacimientos debido a la diferencia de una alta permeabilidad y la

heterogeneidad debido a capas múltiples así como la segregación gravitacional del agua,

incluso cuando el corte de agua combinada en el área piloto alcanzó 95%.

Por su parte, el polímero usado en las pruebas piloto fue un polvo de poliacrilamida

parcialmente hidrolizada con un peso molecular de 10 millones. La solución de polímero

tiene una buena viscosidad e inyectabilidad. Estas actividades comenzaron en 1990 y

finalizaron en 1992.

Piloto Uno.-La inyección de solución de polímero se inició el 05 de agosto 1990 y terminó

el 20 de febrero de 1992. La inyección acumulada de solución de polímero fue 213,019

m3 e igual a 66,7% del volumen de poros en la unidad piloto. La tasa media de la inyección

fue de 100 m3 / d en cada pozo. La cantidad de solución de polímero inyectado fue de 504

ppm • VP.

Piloto Dos.- La inyección de solución de polímero se inició el 07 de noviembre 1990 y

terminó el 24 de febrero de 1992. La inyección acumulada era de 335, 225 m3 e igual a 57.

6% del volumen de poros. La tasa media de la inyección fue de 200 m3 / d de cada pozo,

porque había dos yacimientos petrolíferos. La cantidad de solución de polímero inyectado

fue de 491 ppm • VP.

Antes de la inyección de polímeros, 1,000 ppm de solución de formaldehido se inyectó en

cada pozo por día de acuerdo a la tasa de inyección de agua. En el proceso de inyección de

polímeros, 100 ppm de solución de formaldehido y 150 ppm de un agente quelante se

IPN ESIQIE


añadieron a la solución de polímeros con el fin de aumentar la estabilidad de la solución y

mantener su alta viscosidad.

Los agentes quelantes se usan para tratar o retirar incrustaciones o agentes espesantes en

fluidos de perforación de yacimientos. Durante tratamientos ácidos o de eliminación de

incrustaciones, se pueden disolver diferentes compuestos en el fluido de tratamiento. A

medida que el ácido reacciona y el pH aumenta, se pueden precipitar productos de

reacción como una masa gelatinosa insoluble. Si esto se produce dentro de la matriz de

formación, es casi imposible de retirar y pueden generarse daños de permeabilidad

permanentes. Los agentes quelantes evitan la precipitación al mantener los iones en

forma soluble hasta que el fluido de tratamiento pueda fluir de regreso desde la

formación durante la limpieza. Los agentes quelantes típicos para el campo petrolero

incluyen EDTA (ácido etilendiamino tetraacético), HEDTA (ácido hidroxietilendiamino

triacético), NTA (ácido nitriolotriacético) y ácido cítrico.

II.19.4.-Resultados

La inyección de polímeros aumentó la presión de inyección y ajustó los perfiles de

inyección.

La inyección de polímeros disminuyó de forma considerable el corte de agua y

aumentó la producción de petróleo, en los pozos productores. La producción de

petróleo acumulada de la “Unidad Piloto Uno” fue de 119,556 toneladas. El

incremento de la producción de petróleo debido a la inyección de polímeros fue de

59,767 toneladas y 209 toneladas de petróleo crudo por tonelada de polímero

inyectado.

La inyección de polímeros redujo el consumo de agua, aumentó el coeficiente de

utilización de agua y aceleró la tasa de producción de petróleo. Por cada tonelada

de petróleo crudo producido, la cantidad de agua inyectada fue de 29. 5 m3 y 7.6

m3 para las inyecciones de polímeros. La inyección de polímero incrementó la

proporción de agua almacenada en el yacimiento.

La inyección de polímeros expandió el volumen barrido e incrementó la eficiencia

de desplazamiento.

IPN ESIQIE


Capítulo III

SELECCIÓN DE POLÍMEROS Y SURFACTANTES PARA UNA

RECUPERACIÓN ECONÓMICAMENTE VIABLE

IPN ESIQIE


III.1.-Selección de pozos

La necesidad de recuperar el crudo pesado remanente en los yacimientos, ha desarrollado

métodos a base de inyección de polímeros, buscando así la maximización de la producción

y además los mejores precios del polímero a ser inyectado, estos químicos se seleccionan

de acuerdo a sus propiedades físicas y químicas y el comportamiento que tendrán en los

pozos evitando una pérdida económica y esperando tener considerables ganancias a

partir de inversiones bajas de capital.

Los métodos de recuperación se basan en un estudio de ingeniería de cada yacimiento.

En gran número de proyectos de recuperación mejorada, lo que se pretende es lograr el

retorno más económico de la inversión, aunque esto no siempre es así ya que algunas

compañías petroleras nacionales plantean diferentes objetivos, como la maximización de

la recuperación final. Muchas técnicas de recuperación de petróleo están relacionadas a

las interacciones a escala de poros, que implican las propiedades de los sistemas Petróleo-

Crudo-Salmuera-Roca (PCSR). La mayoría de los proyectos inician con la selección de los

pozos que sean candidatos para aplicación de los métodos RMH, en función de diferentes

parámetros de campo como: temperatura, presión, salinidad y composición del petróleo.

Gran número de compañías han propuesto criterios de selección para los proyectos RMH,

pero estos cambian conforme aparecen nuevas tecnologías.

Las técnicas RMH que pasan la selección inicial se evalúan posteriormente en el

laboratorio relacionado a propiedades de la roca y los fluidos y de estudios de simulación

que utilizan las propiedades del campo. Si las pruebas de laboratorio muestran resultados

positivos, el operador puede llevar a cabo posteriormente pruebas a nivel de campo, que

incluyen desde pruebas de un solo pozo hasta pruebas piloto con patrones múltiples. Si

los primeros pasos indican la probabilidad de obtención de un resultado económico

positivo, se procede a la implementación en todo el campo.

La tecnología de RMH ha generado incluso niveles de producción significativos después

del abandono.

Tal vez el dato más crítico acerca de la recuperación mejorada es la saturación de los

reservorios de petróleo. Las compañías petroleras deben evaluar la recuperación

estimable (Factor de Recuperación) que es de aproximadamente del orden del 5 al 10%

del volumen remanente en el yacimiento, de petróleo por aplicación de la recuperación

mejorada en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de

esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se

deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también está

relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del

reservorio, la viscosidad del crudo, entre otras, tal como se muestra en la Tabla III.1 que

IPN ESIQIE


indica las propiedades que debe tener el yacimiento para considerarlo candidato a la

inyección de polímeros, surfactantes y también soluciones alcalinas. Consecuentemente,

numerosos métodos de recuperación han sido descubiertos recientemente para la mejor

adaptación a las necesidades y requerimientos del reservorio saturado.

La inyección de químicos y gases de recuperación efectiva como dióxido de carbono (CO2)

puede modificar ciertas propiedades físicas del sistema de petróleo crudo-salmuera-roca

(PCSR).

Estos métodos alteran la tensión interfacial (TIF), la movilidad, la viscosidad o la

mojabilidad, dilatan el petróleo o modifican la composición de sus fases.

Método °API 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

Tabla III.1.-Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación

mejorada basado en métodos químicos [6]

III.2.-Propiedades y características de los polímeros en el medio poroso

Figura III.1.- Flujo de polímeros a través del medio poroso.

Figura III.1.-Inyeccion de polímeros en el yacimiento. [17]

IPN ESIQIE


Los polímeros solubles en agua reducen la movilidad de la fase acuosa incrementando su

viscosidad y reduciendo la permeabilidad de la roca porosa al agua, mostrado en la Figura

III.1 el mecanismo de inyección de polímeros y surfactantes dentro del yacimiento.

III.2.1.- Retención del polímero

Cuando un polímero fluye a través de los poros de la roca, es medible la cantidad de

polímero retenido. La retención es causada principalmente por la adsorción sobre la

superficie del material poroso y el entrampamiento mecánico en poros que son

relativamente pequeños en comparación con la molécula de polímero en solución. Este

fenómeno, en procesos RMH, es instantáneo e irreversible. Sin embargo no es del todo

cierto, ya que pequeñas cantidades de polímero pueden ser removidas del medio poroso.

La retención causa pérdida de polímero de la solución, lo cual puede provocar que la

eficiencia en el control de la movilidad sea disminuida.

III.2.2.- Volumen de poro (VP inaccesible)

Las moléculas de polímeros son más grandes que las moléculas de agua y son más

grandes que algunos poros en el medio poroso. Debido a esto, los polímeros no fluyen a

través de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera.

La fracción del espacio poroso que no está en contacto con la solución polimérica se

denomina VP (Volumen de Poro) inaccesible y ha sido observado en todos los tipos de

medio poroso tanto para poliacrilamidas como para biopolímeros y es considerado una

característica general del flujo de polímeros.

III.2.3.- Reducción de la permeabilidad

Los polímeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. La reducción de la

permeabilidad depende del tipo de polímero, la cantidad de polímero retenido, la

distribución del tamaño de poro y el tamaño promedio del polímero con relación a los

poros de la roca.

III.3.-Características de inyectabilidad de polímeros en procesos RMH

Mantener las condiciones de movilidad en este proceso es esencial. No obstante, al incrementar la inyección de viscosificantes se puede reducir la inyectabilidad, decaimiento

lento del líquido y retardado en la producción de petróleo de los patrones de inyección. Se

IPN ESIQIE


pueden estimar las pérdidas de inyectabilidad asociadas con la inyección de soluciones

poliméricas si las fracturas no están abiertas y estimar el grado de extensión de la fractura si la misma está abierta. Del gran valor del peso molecular del polímero (1 a 3 millones) únicamente una pequeña

cantidad aproximadamente de 500g/m3 de polímero llevará a cabo un sustancial aumento

en la viscosidad del agua.

La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca y se considera buena entre 50

y 250 mD. Valores de permeabilidad moderada (entre 15 y 50 mD) causan presiones de

inyección más altas. Valores de permeabilidad considerados muy buenos (entre 250 y

1000 mD) y excelentes (mayores de 1000 mD) aseguran mayores recuperaciones con una

inyección de agua convencional. El concepto de variación de la permeabilidad relacionada

con la heterogeneidad del yacimiento es mejor que la permeabilidad solamente para

determinar áreas donde se puede llevar a cabo una inyección de polímeros. Los

yacimientos heterogéneos son buenos candidatos para este proceso por dos razones:

1) las soluciones poliméricas reducen la permeabilidad de la roca

2) la solución tiene una tendencia de desviar hacia áreas del yacimiento que no han

sido barridas y áreas donde la inyección de agua resulta en un barrido

insatisfactorio.

III.4.-Yacimientos heterogéneos

Yacimientos donde la variación de las propiedades está en función del espacio.

Idealmente, si el yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier

ubicación describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el

yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple.

En cambio si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en

función de la localización espacial. Estas propiedades pueden incluir permeabilidad,

porosidad, espesor, saturación, fallas, fracturas, entre otros. Para una descripción

apropiada de un yacimiento, es necesario predecir la variación de estas propiedades como

función de localizaciones espaciales.

III.5.-Características de fluidos

La viscosidad del crudo que directamente controla la proporción de movilidad del agua y

del petróleo no debe ser mayor de 150 a 200 cP. Son preferibles viscosidades menores de

100cP; sin embargo, viscosidades muy bajas solo permiten pequeñas mejoras. En crudos

con altas viscosidades las variaciones de la movilidad del polímero pueden ser

IPN ESIQIE


considerables. Los métodos térmicos de recuperación son competitivos cuando las

viscosidades del crudo son altas.

Las proporciones de agua-petróleo al principio del proyecto deberían ser bajas, inclusive

cero. Esto significará una mayor saturación de crudo movible.

La saturación es referida a cada uno de los fluidos presentes en un punto del yacimiento

en determinada proporción respecto al volumen total de los poros.

Para obtener la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento es necesario

determinar la fracción de volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes.

Donde el volumen poroso ocupado por el agua, crudo o gas es lo que se denomina como

saturación. [4]

𝑆𝑜 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙∗ 100

𝑆𝑤 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎


𝑆𝑔 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠


En la inyección de un polímero se tienen en cuenta los siguientes aspectos:

El agua puede hacerse más viscosa.

Mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo.

A bajas salinidades, las PAPH presentan una mayor relación de movilidad por

medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la

permeabilidad al agua de la formación.

Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad; sin embargo, son

más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren.

Para la elección de polímeros se debe tener en cuenta lo siguiente:

Polímeros que a bajas concentraciones y en condiciones de yacimiento mantengan

una alta viscosidad.

No sean susceptibles de degradación y sean estables térmicamente.

La movilidad no disminuya con el aumento de la salinidad del agua.

IPN ESIQIE


La consecuencia directa será una alteración de la movilidad y con ésta se afecta la

eficiencia de barrido del yacimiento. En las Tablas III.2 y III.3 se presentan las

ventajas y desventajas del uso de polímeros dentro de un yacimiento, por lo que se

deben tener presentes dichos criterios al momento de la selección del método de

recuperación.

Tabla III.2.- Desventajas del uso de polímeros

VENTAJAS

Mejoran el barrido vertical.

Mejoran la razón de movilidad agua-petróleo.

Son los más aplicables en pruebas de campo.

Tabla III.3.- Ventajas del uso de polímeros [12]

La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir

al agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que ésta sea

inyectada en el yacimiento; ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-

petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo

que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo

que se empuja como en la inyección de agua convencional.

DESVENTAJAS

Son sensibles a la salinidad.

Taponamiento que se origina en la formación.

Susceptible al ataque bacterial.

Son muy costosas al momento de tener problemas.

No resisten altas temperaturas.

IPN ESIQIE


III.6.-Tipos de polímeros usados en la recuperación mejorada

Se consideran varios tipos de polímeros en los procesos de recuperación mejorada por

inyección de químicos, entre los que pueden mencionarse: goma xanthana, poliacrilamida

parcialmente hidrolizada (PAPH), copolímeros (polímeros que consisten de la unión de dos

o más tipos de monómeros) de ácido acrílico y acrilamida y 2-acrilamida-2-metilpropano-

sulfonato (AM/AMPS), hidroxietilcelulosa (HEC), carboximetil-hidroxietil-celulosa

(CMHEC), poliacrilamida (PAM), glucan,| óxido de polietileno, (OPE) y alcohol polivinílico.

Los polímeros se clasifican de diversas maneras, que dependen generalmente del uso que

se les quiera dar, ya sea por su origen, composición o su aplicación; los que se emplean en

la industria petrolera para procesos de recuperación mejorada pueden clasificarse en dos

grupos: poliacrilamidas y polisacáridos (biopolímeros).

Los que se usarán de acuerdo a sus características químicas y físicas serán los

biopolímeros y la poliacrilamida parcialmente hidrolizada.

III.6.1.-Poliacrilamidas

Las poliacrilamidas son polímeros solubles en agua que se producen de diferentes formas

y con propósitos diferentes; por ejemplo, como agentes floculantes en el tratamiento de

aguas residuales. Están formados por unidades monoméricas de acrilamida. El monómero

acrilamida es un componente derivado del ácido acrílico.

La Figura III.2 muestra la estructura de la poliacrilamida.

Figura III.2.-Estructura molecular de la poliacrilamida [21]

El peso molecular de la poliacrilamida es de aproximadamente 1x106 y 8x106, el tamaño

de la molécula es de cerca de 0.1 – 0.3 µm.

Para la inyección de polímeros, dadas las condiciones del agua en la que se solubilizan, las

poliacrilamidas se hidrolizan parcialmente, en la que algunos de los grupos amida (-

CONH2) reaccionan para formar grupos carboxilo (-COOH) que se dispersan a lo largo de la

cadena principal. Por esta razón, estos polímeros son llamados poliacrilamidas

IPN ESIQIE


parcialmente hidrolizadas (PAPH). El grado de hidrólisis es un parámetro importante que

determina las propiedades de las poliacrilamidas en soluciones acuosas como las

utilizadas en la recuperación mejorada. Este grupo carboxilo se disocia en soluciones

acuosas. La estructura de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada se muestra en la

Figura III.3

Figura III.3.-Estructura molecular de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada

(PAPH) [21]

Las cargas negativas de los grupos carboxilo desasociados interactúan con el agua pura de

manera que la repulsión de las cargas tengan la misma polaridad y mantengan la cadena

de la molécula de forma alargada. Esto produce una molécula en forma de espiral que

forma el mayor volumen en la solución, provocando así una alta viscosidad. Aunque solo

una pequeña cantidad de cationes está presente en el agua, las cargas negativas del

oxígeno serán compensadas y la molécula tendera a enrollarse, generando así volúmenes

pequeños en la solución. Con mayores cantidades de cationes bivalentes las moléculas

pueden reticularse por este mecanismo, de modo que pueden formar un gel si la

concentración de polímeros es lo suficientemente alta. El comportamiento de la

configuración de una molécula de polímero en solución se muestra en la Fig. III.4

Figura III.4.-Ilustración de una molécula de polímero en espiral en solución [7]

IPN ESIQIE


El grado de hidrólisis de la poliacrilamida está representado por el porcentaje del ácido

acrílico en la cadena de la molécula, éste debe seleccionarse apropiadamente para

optimizar algunas propiedades como la solubilidad, la viscosidad y la retención; ya que si

el grado de hidrólisis es muy pequeño, el polímero seleccionado no presentará la

solubilidad adecuada, en cambio, si se tiene un grado de hidrólisis muy alto, las

propiedades mencionadas serán demasiado sensibles a la salinidad y dureza del agua.

Generalmente para procesos de recuperación mejorada se utilizan polímeros con grado

de hidrólisis entre 25-35%.

III.6.2.-Polisacáridos

Los polisacáridos son polímeros que se encuentran en la naturaleza y se dice que es la

materia orgánica más abundante. Los más importantes son el almidón y la celulosa, la cual

suministra la materia de las paredes celulares.

Los polisacáridos son biomoléculas formadas por unidades de monosacáridos, los cuales

se unen repetidamente mediante enlaces glucocídicos. Estos compuestos llegan a

presentar pesos moleculares muy elevados, que dependen del número de unidades de

monosacáridos que participen en la estructura.

En los procesos de inyección de químicos los más utilizados son la hidroxietilcelulosa (HEC)

y la goma xanthana.

La estructura de la molécula de hidroxietilcelulosa se muestra en la Fig. III, en la cual el

componente base de esta molécula es la celulosa, que a su vez está formada por la

celobiosa la cual es constituida por unidades de glucosa. Dentro del anillo de la glucosa

existen 3 posiciones en donde es posible una adición o reacción con otros elementos

químicos sin destruir las características de la molécula. Estas posiciones son dos de los

grupos –OH y el grupo –CH2OH. En el caso de la molécula de hidroxietilcelulosa se

adicionan tres grupos –CH2CHOH (hidroxietil) en estas 3 posiciones posibles.

Figura III.5.- Estructura de la molécula de hidroxietilcelulosa (HEC) [26]

IPN ESIQIE


La goma xanthana es un polisacárido producido por la bacteria Xanthomonas Campestris.

Esta bacteria produce el polímero para protegerse de la deshidratación.

La cadena principal de la molécula está formada por una serie de unidades de D-

glucosa unidas entre sí por enlaces (1-4), idénticos a los presentes en la celulosa. Una de

cada dos glucosas se encuentra unida por un enlace (1-3) a una cadena lateral formada

por dos manosas con un ácido glucónico entre ellas. La manosa más cercana a la cadena

principal tiene un éster de ácido acético en el carbono 6, y la manosa final del trisacárido

tiene un enlace entre los carbonos 6 y 4 al segundo carbono de un ácido pirúvico. Las

cargas negativas en los grupos carboxilos de las cadenas laterales causan que las

moléculas formen fluidos muy espesos al ser mezclados con agua.

Aunque esta molécula, como la poliacrilamida, también lleva cargas eléctricas en sus

cadenas laterales, su comportamiento es totalmente diferente en aguas de salinidad alta.

La molécula de la goma xanthana no muestra prácticamente ninguna disminución del

rendimiento de la viscosidad en función del aumento de la salinidad. Por esta razón es que

la molécula, a causa de la estructura de las cadenas laterales, es esencialmente más rígida

que la molécula de la poliacrilamida. Esta es la razón de su buena estabilidad al esfuerzo

cortante. Una desventaja es que si la presencia de ácido pirúvico incrementa, la molécula

puede llegar a comportarse como la poliacrilamida respecto a la estabilidad química

(precipitación, formación de geles) y la adsorción puede incrementar. La Fig. III.6 muestra

la estructura de la molécula de goma xanthana, uno de los polímeros naturales que se

usan en la recuperación mejorada de hidrocarburos.

Figura III.6.- Estructura molecular de la goma xanthana [26]

Existen otros tipos de poliacrilamidas que se han estado desarrollando para contrarrestar

algunas desventajas, como el que no puedan utilizarse en aguas de alta salinidad,

especialmente a temperaturas elevadas. Entre éstos se encuentran los copolímeros de

vinilsulfonato y vinilamida (los cuales originalmente fueron desarrollados para fluidos de

perforación en pozos de temperaturas altas), el polietilenglicol (usado en algunos casos

IPN ESIQIE


junto con la goma xanthana). Otros polímeros desarrollados, pero no probados en

aplicaciones de campo son el óxido de polietileno, acetato de polivinilo, poliestireno y el

polimetilmetacrilato.

Otros polisacáridos se producen por fermentación con organismos del reino fungi, como

el alginato, un producto que se ha utilizado para modificar los perfiles de producción en

pozos reduciendo el corte de agua.

El alginato es un polisacárido aniónico distribuido ampliamente en las paredes celulares

de las algas marinas pardas. Estas sustancias corresponden a polímeros orgánicos

derivados.

III.7.-Costos de adición de polímeros

Además de mejorar el rendimiento de los pozos, este procedimiento resulta mucho más

barato que el utilizado hasta ahora, sobre todo porque los costos del producto en

el mercado –según Bianchi– serán de 2,5 dólares por litro al 30% de materia activa. [21]

Para su utilización, cada litro del producto se diluye en 300 litros de agua de formación. Si

se tiene en cuenta que por día a un pozo de mediana actividad es preciso inyectarle unos

60,000 litros, el costo diario de la aplicación del procedimiento será de 500 dólares.

Después de cierto período, como el agua de formación se vuelve a inyectar conforme se

va extrayendo, ya no será necesario seguir agregando los polímeros no iónicos, es decir

que no están formados por iones, están formados por enlaces covalentes y cuando se

mezclan con el agua no forman iones (Poliacrilamida). Los polímeros lineales de

poliacrilamida se utilizan en la perforación al ser mezclados con agua.

III.8.-Problemas comunes en la inyección de polímeros

Cuando se realiza una inyección de polímeros se tienen diversos problemas durante la

etapa de desarrollo dependiendo en gran parte del tipo de polímero que se usará para la

inyección.

Algunos de los problemas son: adsorción, precipitación, degradación, entre otros, estos

problemas por lo general acarrean problemas como son pérdida de las propiedades del

polímero, observando dicho comportamiento en la reducción de la efectividad del

proceso.

La mayoría de estos problemas se pueden resolver si se inyectan aditivos a la solución

polimérica o también mediante el monitoreo de la inyección, sin embargo, si estos

problemas no se detectan a tiempo se puede llevar a un problema serio de fracaso en la

recuperación del crudo.

http://www.monografias.com/trabajos13/mercado/mercado.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/lamateri/lamateri.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/coad/coad.shtml#costo

IPN ESIQIE


III.8.1.-Retención

Proceso mediante el cual átomos, iones o moléculas se detienen quedando atrapados en

un material, haciendo difícil su flujo. Para el caso específico de la inyección de polímeros la

retención es provocada por adherencia del polímero a las paredes de los poros de la roca,

los cuales son más pequeños en comparación a la molécula del químico en la solución.

En muchos de los casos la retención de los polímeros usados en la recuperación mejorada

del crudo se dice que es irreversible e instantánea, de lo cual no todo es cierto, ya que

cantidades pequeñas de polímero puede ser desprendido de la roca porosa con el paso

prolongado del agua, sin embargo, la tasa de retención del polímero es mucho mayor que

la tasa de eliminación del mismo. La retención también puede aparecer cuando se lleva a

cabo una inyección repentina, después de que el polímero se inyectó a un ritmo constante

y se ha alcanzado una condición de equilibrio, la concentración del polímero se aumenta

drásticamente lo cual se le denomina retención hidrodinámica.

Los factores que influyen en la cantidad de polímero que será retenido en la formación

son: el tipo de polímero, la salinidad y dureza del agua, tipo de roca, peso molecular, tasa

de flujo de inyección y temperatura.

III.8.2.-Adsorción

Es un proceso físico en el que se adhieren las partículas de un material a otro material. En

el caso de la inyección de polímeros se dice que se presenta cuando se adhiere el

polímero a las rocas, debido a que los polímeros usados para este proceso poseen altos

pesos moleculares y se ven afectados por la adsorción mecánica en la roca, lo cual es

proporcional al incremento del peso molecular del polímero.

III.8.3.-La degradación de los polímeros

III.8.3.1.-Degradación mecánica

Cuando se realiza una inyección de polímeros estos se encuentran sometidos a esfuerzos

de corte; cuando el polímero pasa por los poros de la roca que en ocasiones pueden ser

mayores o menores dependiendo de la tasa de inyección de la solución polimérica dentro

del pozo productor, esto puede llevar a una degradación mecánica lo que provoca la

ruptura de la cadena polimérica.

IPN ESIQIE


Las soluciones de poliacrilamida son muy vulnerables a la degradación mecánica, si las

moléculas grandes se someten a elevados esfuerzos estas moléculas se quiebran y se

degradan a moléculas pequeñas, con esto se disminuye el peso molecular y por lo tanto la

viscosidad aparente de la solución se reduce. También serán afectados los polímeros si la

formación posee alto contenido de sales.

III.8.3.2.-Degradación bacteriana

Esta degradación se presenta cuando se destruye la cadena de carbohidratos, se presenta

usualmente en biopolímeros como el almidón o la CMC, trayendo consigo problemas de la

viscosidad en la solución polimérica; por esta razón, cuando se realiza la inyección

generalmente se acompaña de un bactericida como el formaldehido para inhibir el ataque

bacteriano y así no precipite el polímero en la roca.

Se creía que este tipo de degradación no representaba problema alguno ya que los

organismos no podrían ser transportados mediante los poros de la roca hacia el

yacimiento, sin embargo, este problema se ha presentado en algunos campos.

III.8.3.3.-Degradación oxidativa

Esta degradación ocurre por presencia del oxígeno en el agua de inyección, lo que provoca

la disminución de la viscosidad de la solución inyectada, esta degradación es ocasionada

tanto en poliacrilamidas como en biopolímeros, se puede disminuir esta degradación si se

reduce el contenido de oxigeno en el agua de inyección o en las salmueras hasta unas

pocas partes por millón.

III.8.3.4.-Degradación térmica

Como se mencionó anteriormente la temperatura es un factor importante en el

yacimiento, por lo que es una propiedad importante en la inyección de polímeros. La

temperatura no debe ser tan alta que provoque su degradación ni tan baja que la

velocidad de reacción sea lenta. Por ejemplo la goma xanthana presenta diferentes

estructuras de acuerdo a la salinidad del yacimiento, concentraciones de iones divalentes

y la temperatura del pozo. La goma xanthana podría mantener al menos la mitad de su

viscosidad original por cinco años, si la temperatura en el pozo no supera los 167 °F a 176

°F.

IPN ESIQIE


III.9.-Selección de surfactantes

La selección de estos surfactantes dependerá de la temperatura de la formación del

yacimiento y de la naturaleza del agua de la microemulsión.

Características

Disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua.

Desplazar volúmenes discontinuos de crudo.

Entre los surfactantes que se pueden usar para elaborar una microemulsión adecuada

para la recuperación de crudo están los surfactantes del tipo no iónico, catiónico y

aniónico como: sulfato de monolaurato gliceril sódico, succionato de dihexil sodio,

sulfonato de hexadecil naftaleno, sulfato de dietilenglicol, monomiristato de disulfoaceto

de glicerol, laurato de p-toluiden sulfato, entre otros.

De preferencia se usa un sulfonato de petróleo, también conocido como sulfonato de

alkil-aril nafténico. El sulfonato puede contener cationes monovalentes o divalentes o

valencias más altas. Los Sulfonatos más utilizados son: sulfonatos de petróleo sódico y

amónico con un peso molecular medio desde 360 hasta 520 aproximadamente y

preferiblemente desde 420 hasta 470. El sulfonato puede ser una mezcla de sulfonatos de

alto y bajo peso molecular promedio o una mezcla de dos o más surfactantes diferentes.

Estos sulfonatos de petróleo se usan con mayor frecuencia debida a su efectividad y

relativa bajo costo.

III.9.1.-Propiedades de los surfactantes

Los surfactantes, al ser agregados y dispersados en el seno de un líquido, tienden a

concentrarse en la superficie o en la interfase si existen dos líquidos inmiscibles entre sí.

Esta característica les permite reducir por adsorción, la tensión superficial de un líquido y

la tensión interfacial entre dos líquidos inmiscibles.

Se presentan a continuación las principales características de los surfactantes:

1) Tensión superficial: a causa de que los surfactantes están compuestos de un grupo

soluble en agua y un grupo soluble en aceite, se adsorberán entre la interfase de un

líquido y un gas o de dos líquidos inmiscibles.

2) Mojabilidad o humedad: la mojabilidad se usa para indicar si un sólido está cubierto

con aceite o con agua.

3) Solubilidad: la solubilidad de surfactantes depende de la proporción del grupo soluble

en agua y el grupo soluble en aceite. Por lo tanto, un incremento de la proporción del

IPN ESIQIE


grupo soluble en aceite, produce mayor solubilidad en aceite, mientras que un

incremento en la proporción del grupo soluble en agua, produce mayor solubilidad en

agua.

III.10.-Cosurfactante

Se conoce también como cosolvente, es un compuesto orgánico semipolar, el cual tiene

un efecto sobre el surfactante, obteniéndose así una mayor estabilidad del sistema.

Se pueden utilizar cosurfactantes que tengan desde cero hasta solubilidad infinita en

agua. Los cosurfactantes más usados son: alcoholes, compuestos aminos, esteres,

aldehídos y cetonas conteniendo cerca de 1 a 20 átomos de carbón y de preferencia cerca

de 3 a 16 átomos de carbono. Se ha demostrado en la práctica que los cosurfactantes más

usados son: isopropanol, isobutanol, alcoholes amíno y otros más.

Algunos autores recomiendan alcoholes primarios como: alcohol metílico, etílico,

isopropílico, isobutílico e isoamílico.

Los cosurfactantes se seleccionan siempre buscando su alta efectividad y bajo costo.

III.10.1.-Ventajas del uso de surfactantes

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.

Forma un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del tapón de

surfactante.

III.10.2.-Desventajas

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.

IPN ESIQIE


Capítulo IV

CONSECUENCIAS AMBIENTALES DEL USO DE POLÍMEROS EN LA


IPN ESIQIE


IV.1.-Contaminación ambiental por fluidos de perforación

A medida que aumenta la complejidad de los pozos, los operadores se esfuerzan por

cumplir con las estrictas normas vigentes para el vertido de residuos; y satisfacer, al

mismo tiempo, las demandas en cuanto al desempeño de las operaciones de perforación.

Hoy en día, los avances registrados en los fluidos de perforación y en las técnicas de

manejo de recortes están permitiendo que los operadores utilicen los sistemas de fluidos

de perforación más eficientes y remover del ambiente los residuos de perforación en

forma efectiva.

Hasta la década de 1980, poca era la atención brindada a la eliminación de los recortes y

al exceso de fluidos de perforación. Habitualmente estos materiales se desechaban por la

borda en las operaciones marinas o se sepultaban durante la perforación en las

localizaciones terrestres. En las décadas de 1980 y 1990, la concientización ambiental

global aumento y la industria del petróleo y el gas junto con sus reguladores, comenzaron

a comprender y apreciar el impacto ambiental potencial de los fluidos de perforación.

Se está desarrollando tecnología para confinar los residuos de perforación del ambiente,

mediante su colocación en fracturas generadas hidráulicamente, muy por debajo de la

superficie terrestre.

El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo una nueva

dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran

número de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos

están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas. Los

problemas ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos,

como los detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes, entre otros, deben ser

almacenados y utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones

acerca de la contaminación del aire, agua, tierra y los nuevos controles y regulaciones, son

más tajantes que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o

secundaria.

La contaminación del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la

recuperación de petróleo en las cercanías de una población posee una reglamentación

específica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos

que pueden ser liberados. Esto tuvo un gran impacto económico en los métodos térmicos

de recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es

necesario en todos los casos.

IPN ESIQIE


Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, se

requiere controlarlos para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los

bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial

fuente de contaminación del agua subterránea que puede tener comunicación con el

depósito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación

incompleta, entre otros. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva consigo el

cuidado del medio ambiente.

IV.2.-Autoridades de verificación en actividades de exploración y producción

Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos en la Sonda de Campeche,

al igual que en todo el mundo son reguladas y verificadas por las autoridades

competentes, como se muestra en la Figura IV.1 en donde varios organismos reguladores

de la contaminación al ambiente están presentes en las actividades de perforación de

pozos.

Figura IV.1.-Autoridades que regulan la protección al ambiente [16]

IV.3.-Reglamentos de verificación de normas

Las actividades petroleras están reguladas por lineamientos internos, normatividad

nacional y convenios internacionales.

IPN ESIQIE


Figura IV.2.-Lineamientos nacionales e internacionales para regular la protección ambiental relacionada con actividades petroleras [16]

IV.4.-Generación de contaminación en operaciones de PEP

Emisiones al aire

Fluidos de perforación y petróleo en intervención a pozos

Recortes y residuos de lodos de perforación

Aguas residuales de servicio e industriales

Residuos industriales y de manejo especial

Residuos domésticos

IV.5.- Riesgos asociados a la operación

Derrames de aceite

Fugas de gas

Explosiones

IV.6.-Fluidos de perforación Los fluidos de perforación y el petróleo que emanan de los pozos durante su preparación previa a la explotación del campo petrolero, son procesados a través de una embarcación diseñada específicamente con este fin.

IPN ESIQIE


El Barco denominado TOISA PISCES recibe, separa, trata y reinyecta el petróleo a la

producción, mostrado en la Figura IV.3 el cual trata los fluidos usados durante las

actividades de perforación.

Figura IV.3.- Tratamiento de fluidos de perforación en costa [26]

IV.7.-Residuos de lodos y los recortes de perforación

En la figura IV.4 se muestra un esquema del tratamiento que se les da a los fluidos de

perforación después de ser inyectados a los yacimientos.

Figura IV.4.- Tratamiento de residuos de perforación [26]

IPN ESIQIE


IV.8.-Normas ambientales para el manejo de los desechos de fluidos de perforación y terminación Se consideran desechos de fluidos de perforación y terminación a los originados por la trituración de formaciones atravesadas por el trépano, los residuos de los ciclones controladores del contenido de sólidos en el lodo utilizado, los excedentes de las lechadas de cemento utilizadas en la fijación de las cañerías, el sellado de sus perforaciones y los excedentes de los fluidos de perforación y terminación. En la apertura de piletas de lodos y residuos de perforación y terminación, deberán seguirse las siguientes pautas ambientales: El operador deberá constatar previamente que no existe agua subterránea dulce en el subsuelo. Se considera agua dulce aquella agua subterránea cuyos contenidos en sales totales no supere las 3,000 ppm. En el manejo de desechos especiales se deberán seguir las siguientes pautas ambientales: En áreas donde, por razones técnicas, sea requerido el lodo a base de petróleo en la totalidad o gran parte de la operación, se deberá contar como adicional a la represa de desechos, con un tanque metálico a instalar en el recinto de los tanques de combustible y ensayo para contener los excedentes no contaminados. Los excedentes líquidos no reciclables, tanto en lodos como en fluidos de terminación que están precedentemente encuadrados como desechos peligrosos, se dispondrán por inyección o confinados ya sea en estratos superficiales permeables secos y aislados por capas impermeables, o inyectados en estratos profundos estériles que se encuentren en el espacio anular de la entubación intermedia y por debajo de la cañería de seguridad o superficie. [20]

IV.9.-Normas ambientales para el manejo de los fluidos especiales de terminación o

hidrocarburos

En el manejo de los fluidos especiales de terminación o hidrocarburos, deberán seguirse

las siguientes pautas ambientales:

a) Fluidos con base de petróleo o destilados:

En el caso de utilizar fluidos con base de petróleo o destilados, éste deberá ser reciclado o

mezclado con el petróleo de producción para ser procesado en planta de tratamiento.

Queda prohibido su vertido en la superficie o confinamiento en pozos o piletas de tierra.

b) Fluidos base de agua o polímeros biodegradables:

Podrán ser esparcidos en la explanación, caminos o terrenos sin vegetación.

IPN ESIQIE


IV.9.1.-Norma mexicana para el manejo de residuos de perforación en pozos petroleros

NORMA Oficial Mexicana NOM-115-SEMARNAT-2003, Que establece las especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de perforación y mantenimiento de pozos petroleros terrestres para exploración y producción en zonas agrícolas, ganaderas y eriales, fuera de áreas naturales protegidas o terrenos forestales. [14]

La Subsecretaria de Fomento y Normatividad Ambiental, por conducto de la Dirección

General de Energía y Actividades Extractivas ha determinado, con fundamento en la Ley

General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, que los efectos negativos que

sobre el ambiente, los recursos naturales, la flora y la fauna silvestre pudieran causar las

obras o actividades de competencia federal que no requieran someterse al procedimiento

de evaluación de impacto ambiental, estarán sujetas en lo conducente a las demás

disposiciones en materia ambiental y normas oficiales mexicanas.

Tal es el caso de las actividades de perforación y mantenimiento de pozos petroleros

terrestres para exploración y producción en zonas agrícolas, ganaderas y eriales que

deben realizarse en estricto apego a las disposiciones que incorpora la presente Norma

Oficial Mexicana NOM-115-SEMARNAT-2003 para prevenir, mitigar y compensar los

posibles impactos adversos que pudiera causar sobre el ambiente.

Dicha norma contiene una serie de recomendaciones que se resumen a continuación:

Perforación y mantenimiento de pozos.

No se debe dar disposición final en el sitio del proyecto a los residuos sólidos y

líquidos industriales y material sobrante de las actividades de perforación o

mantenimiento de pozos petroleros.

Los recortes de perforación impregnados con fluidos base aceite deben manejarse

conforme a la normatividad aplicable en la materia.

Los recortes de perforación impregnados con fluidos base aceite, resultantes de la

perforación de pozos petroleros, deben colectarse en góndolas o presas metálicas

para su transporte, tratamiento, reciclaje y, en su caso, disposición final.

Todos aquellos envases, latas, tambos, garrafones, bolsas de plástico y bolsas de

cartón que hayan servido como recipientes de grasas, aceites, solventes, aditivos,

lubricantes y todo tipo de sustancias inflamables generadas durante esta actividad

deben ser manejados de acuerdo a la normatividad específica.

El manejo y la descarga de aguas residuales en el área del proyecto, zonas

aledañas y cuerpos de agua debe realizarse de acuerdo a la normatividad aplicable

en la materia.

IPN ESIQIE


IV.9.2.-Terminación de actividades o abandono del sitio

Al término de las actividades de perforación o mantenimiento de pozos petroleros,

se debe proceder al desmantelamiento y al retiro total del equipo de perforación y

mantenimiento de pozos petroleros.

Al término de las actividades de perforación o mantenimiento de pozos petroleros

se debe realizar la limpieza de la localización o pera, restaurando las zonas que

hayan resultado afectadas, para tener las condiciones de operación y evitar la

contaminación de áreas aledañas; disponiendo los residuos generados por tal

acción, en los sitios que indique la autoridad competente.

En el caso de que el pozo petrolero resulte improductivo o al término de su vida

útil, se debe taponar conforme a las disposiciones técnicas que establece la

normatividad vigente.

Las zonas, donde a consecuencia de la perforación y mantenimiento de pozos

petroleros se haya alterado la vegetación y que no se requieran durante el ciclo de

vida del pozo petrolero o no las soliciten en esas condiciones los propietarios en la

etapa de abandono del pozo, deben restaurarse una vez terminadas dichas

actividades.

IV.10.-Actividades de tratamiento de residuos y lodos de perforación en diversos países

IV.10.1.-Operaciones costa afuera Los operadores costa afuera tienen tres alternativas básicas relacionadas con la

eliminación de desechos, descarga, transporte a tierra, molienda e inyección. Los avances

que permiten reducir el potencial impacto sobre el medio ambiente de las descargas de

fluidos de perforación, a menudo pueden reducir el número de exposiciones de los

trabajadores a los materiales altamente dañinos. Si el operador decide realizar una

inyección de los desechos, esto se debe tomar en cuenta en las primeras etapas en el

desarrollo del pozo, requeridos en el diseño de los materiales tubulares y las

profundidades de las zapatas de la tubería de revestimiento.

La inyección anular incluye trituración de todos los desechos sólidos y líquidos para

formar una lechada, posteriormente es bombeada dentro del espacio anular, entre dos

tuberías de revestimiento, dentro de una fractura subsuperficial. Además, se debe tener

una opción de eliminación de reserva en caso de presentarse un problema de inyección de

todo el fluido. Si los desechos de lodo y los recortes deben ser transportados a tierra, las

principales necesidades que se deben satisfacer serán el volumen, la capacidad de

IPN ESIQIE


almacenamiento y transporte y las responsabilidades relacionadas con diferentes

métodos de manejo y eliminación en tierra.

La Figura IV.5 muestra el esquema de perforación mediante las tuberías, mostrando

también el espacio donde se lleva a cabo la inyección del fluido de perforación.

Figura IV.5.- Tubería de perforación de pozos petroleros [8] IV.10.2.-Opciones en tierra

El principal enfoque relacionado con la eliminación de lodos y desechos usados en tierra

son los contenidos de metales pesados, sales e hidrocarburos. En la mayor parte del

territorio de Estados Unidos se regulan las concesiones de permisos, el procesamiento y la

eliminación de los contenidos en los tanques de reserva con respecto a estos tres puntos.

Para llegar a determinar el mejor método de eliminación de dichos componentes del lodo,

el operador debe considerar los aspectos económicos, la operación de eliminación, el

impacto sobre el medio ambiente del producto final y cualquier residuo. Gran número de

métodos de eliminación han sido aprobados para la limpieza de los tanques de reserva,

tomando en cuenta el control del impacto ambiental, el operador tiene la decisión de

elegir el método más rentable para manejar los desechos. Sin embargo, en el futuro, gran

número de métodos comunes de eliminación usados en la actualidad serán

probablemente sujetos a restricciones y, por lo tanto, los aspectos económicos dejen de

ser tan importantes como hasta ahora. El costo total del método de eliminación

seleccionado incluye el costo de operación, transporte, uso de energía, mantenimiento,

mano de obra y eliminación de cualquier residuo formado.

Si se toman en cuenta las consideraciones operacionales, los factores importantes

incluyen la seguridad, la confiabilidad y la velocidad de procesamiento.

El operador debe poner mayor énfasis en el impacto sobre el medio ambiente. Si se

cumplen las regulaciones gubernamentales para los desechos generados, entonces el

IPN ESIQIE


operador debe probar el residuo formado durante el proceso y seleccionar el método

apropiado para su eliminación.

IV.10.2.1.-La descarga del lodo y de los recortes dentro de un tanque de reserva

Es una técnica de procesamiento de desechos muy conocida usada actualmente en los

Estados Unidos. Después de la descarga, se deshidrata y se rellena el tanque para cubrir

los sólidos. Cuando se maneja de manera simultánea con productos avanzados del fluido

de perforación, este método puede ser la mejor tecnología para reducir los desechos en la

fuente. Sin embargo, como los contaminantes, los metales pesados, las sales y los

hidrocarburos pueden juntarse con el fluido de perforación a partir de las formaciones

subterráneas, la técnica del foso de descarga tiene ciertas limitaciones. En muchas zonas,

se necesita de un análisis químico para verificar el contenido del tanque de reserva y

saber acerca de los niveles seguros de sustancias potencialmente dañinas como la sal o el

aceite.

IV.10.2.2.-La labranza o diseminación en tierra

Es el método de eliminación empleado en diversas regiones del mundo, fundamental para

sistemas de lodo no disperso de bajo contenido de sólidos, que tienen una baja

proporción de aceite o sal. La labranza es un método de eliminación que utiliza la dilución

y la destrucción de las sustancias potencialmente peligrosas. Se mezcla la tierra nativa con

el lodo y los recortes (dilución) y los procesos naturales como la biodegradación

disminuyen los materiales orgánicos en compuestos más simples (destrucción). La

lixiabilidad de los contaminantes puede ser tratada por dilución y/o estabilización. En

algunos países, se recomienda el método de labranza para ayudar a acondicionar el suelo.

Diversos estados de la Unión Americana han dado paso a la labranza de los recortes de

lodo de aceite. Con la introducción de lodos base sintético menos tóxicos, esta técnica de

eliminación de desechos seguirá en aumento. Del mismo modo, la tecnología de cierre del

foso de reserva, requiere de un análisis químico para verificar que las sustancias

potencialmente dañinas están en niveles tolerables.

IV.10.2.3.-La inyección anular

Tiene aplicaciones en ciertos ambientes de descarga. Aunque la tecnología de inyección

permite suprimir la eliminación fuera del sitio y los tanques de reserva, las

IPN ESIQIE


preocupaciones relacionadas con la contaminación del agua subterránea han restringido

e incluso prohibido el uso de esta tecnología en ciertas zonas.

IV.10.2.4.-La estabilización

Es empleada como medida opcional en el sitio para reducir los impactos potenciales

sobre el medio ambiente. Al adherir sustancias potencialmente dañinas como los metales

pesados, dentro de una matriz químicamente estable, la frecuencia de lixiviación de

sustancias tóxicas hacia el medio ambiente puede ser reducida a niveles seguros. Al

mejorar la calidad de los materiales usados para estabilizar los desechos, puede aumentar

considerablemente la eficiencia de esta tecnología. Esta tecnología es muy eficaz para

estabilizar los metales pesados y puede ser aplicada a fluidos que contienen bajos niveles

de hidrocarburos y/o sal. Sin embargo, elevados niveles de contaminación de sal y aceite

pueden atenuar la matriz de los desechos estabilizados y provocar la lixiviación hacia el

medio ambiente a niveles altamente perjudiciales de sustancias tóxicas.

IV.10.2.5.-Nuevas técnicas

Actualmente se estudian nuevos métodos de eliminación. La incineración y la

degradación bacteriana son ejemplo de ello y se pueden usar con sistemas de lodo base

aceite.

IV.10.2.5.1.-La incineración

Rompe el material orgánico a altas temperaturas. Sin embargo, produce la contaminación

del aire ocasionado por altas temperaturas y presiones y fallas mecánicas del incinerador.

Una de las mayores preocupaciones es el elevado consumo de energía.

IV.10.2.5.2.-La degradación bacteriana

Ha estado en uso durante varios años. Actualmente, los productores han iniciado el uso

de bacterias liofilizadas y paquetes de nutrientes para acelerar la degradación del aceite

en los tanques. Este método es muy eficaz pero requiere demasiado tiempo.

IPN ESIQIE


IV.10.2.5.3.-La destilación y la extracción de fluidos críticos

Son dos métodos referidos al reciclaje del aceite. El aceite se separa de los recortes

usando solventes o calor y posteriormente es devuelto al sistema de lodo activo. Cuando

se usa un excesivo calor, se produce el craqueo químico. Si se lleva a cabo correctamente,

la destilación permite la recuperación del aceite, disminuyendo los costos del sistema de

lodo. La eliminación del aceite de los recortes permite mayores alternativas de reducción

de recortes, reduce el tamaño del tanque de reserva necesario (o lo elimina) y aminora la

responsabilidad futura.

Se pueden anticipar controles y reglamentos más estrictos para el futuro y el costo de los

fluidos de perforación incrementará para cumplir con las restricciones exigidas en todo el

mundo respecto al medio ambiente y a la salud. Debido al mayor uso de sistemas de lodos

menos tóxicos, los costos de limpieza disminuirán. Se tendrán más opciones para la

eliminación y, por lo tanto, se reducirán los costos de cierre. El balance entre el costo

inicial del lodo y el costo final de cierre será un factor que determine el desarrollo de

productos. Finalmente, la tendencia será hacia sistemas de circuito cerrado y el reciclaje

de los sistemas, lo que reducirá la necesidad de tanques de reserva y el volumen de

desechos a eliminar.

IV.11.-Desechos asociados

Muchos de los desechos relacionados con los sistemas de fluidos de perforación a

menudo se ignoran y pueden ser especialmente problemáticos.

Se trata de los residuos asociados con equipos/procesamiento y agua de lavado. Es un

punto importante donde la reducción del volumen de desechos generados puede atenuar

los altos costos de eliminación y la responsabilidad futura. Se debería reutilizar agua de

lavado cuando esto sea posible. Cualquier residuo del equipo de limpieza de lodo que

pueda ser colocado legalmente dentro del tanque, debería ser colocado allí rápidamente

en lugar de ser devuelto al almacén para ser limpiado. Muchos bidones y cubos pueden

ser enjuagados tres veces, con el agua de lavado descargada en el sistema de lodo.

Estos recipientes limpios y vacíos pueden ser devueltos o eliminados como productos no

peligrosos. El envasado a granel presenta mayor influencia porque minimiza la

contaminación al reducir el número de recipientes. También conserva las materias primas

y puede reducir la exposición del personal al producto.

IPN ESIQIE


IV.12.-Reglamentos sobre el medio ambiente

Los reglamentos acerca del medio ambiente tienen un impacto sobre los productos de

fluidos de perforación y los sistemas de fluidos, ya sea directamente a través de las

restricciones, o indirectamente a través de controles como los requisitos económicos. A

los productos se les realizan pruebas durante las etapas de desarrollo y fabricación, antes

de ser introducidos al mercado.

Los sistemas de fluidos de perforación son complejos y los reglamentos se refieren al

sistema en su totalidad y no a las partes individuales de éste. Los componentes químicos

son sometidos a pruebas individuales con el fin de determinar los impactos sobre el medio

ambiente y la salud. Los reglamentos relacionados con los productos y sistemas de fluidos

están divididos en programas costa afuera y programas en tierra.

IV.12.1.-Reglamentos costa afuera

Los reglamentos costa afuera se refieren principalmente a la descarga del fluido de

perforación y de los recortes asociados después del uso. En los Estados Unidos, las

regulaciones de descarga son promulgadas por la Agencia de Protección del Medio

Ambiente (EPA – Environmental Protection Agency). Las regulaciones llamadas Sistema

Nacional de Eliminación de Descargas de Contaminantes (NPDES – National Pollutant

Discharge Elimination System).

Las Pautas de Eliminación de Efluentes, llamadas Normas sobre el Rendimiento de Nuevas

Fuentes (NSPS – New Source Performance Standards), sirven de base para los permisos

regionales. Estos reglamentos se han modificado con el paso de los años, para abarcar

muchos temas relacionados con las descargas. Los controles principales para la

subcategoría de operaciones costafuera son las pruebas de toxicidad, el contenido de

metales pesados y aceite libre en la descarga de desechos y las prohibiciones relacionadas

con productos químicos tóxicos.

Las pruebas de toxicidad de los fluidos de perforación se han transformado en una parte

fundamental de los permisos de descarga costafuera. El límite de toxicidad para descargas

costafuera en los Estados Unidos fue establecido como norma de tecnología, en relación

al análisis de ocho diferentes tipos de lodos genéricos usados en el momento en que se

establecieron los límites de efluente. La mayoría de los fluidos de perforación base agua

son ligeramente tóxicos. Sin embargo, una parte de los aditivos especializados usados en

los sistemas de lodo base agua pueden hacer que el lodo no cumpla con el límite de

toxicidad de 30,000 ppm. Las restricciones impuestas acerca de los productos no han

presentado muchos problemas bajo el sistema de permisos NPDES. El NSPS requiere un

IPN ESIQIE


límite sobre ciertos metales pesados contenidos en la barita, uno de los componentes

principales de los fluidos de perforación. El factor principal que motiva estas restricciones

es la biodisponibilidad potencial de metales pesados para los animales marinos.

Los países del Mar del Norte han desarrollado una serie de pruebas aceptables. El hecho

de cumplir con las solicitudes de datos de toxicidad formulados por otros países se está

transformando en una práctica estándar de negocios. Estas solicitudes son generalmente

satisfechas con datos obtenidos durante pruebas de rutina. Los países del Mar del Norte

además, requieren pruebas de toxicidad de rutina de los productos y sistemas de lodo. La

evaluación de los productos no considera únicamente la prueba de toxicidad, sino

también la evaluación química. Las pruebas requeridas incluyen un examen de

biodegradabilidad, el cual indica la velocidad de degradación por descomposición

biológica. La prueba de coeficiente de partición de agua con n-octanol es una prueba más

e indica la solubilidad del producto en agua y, por lo tanto, la bioacumulación posible.

Ciertos metales y componentes orgánicos tóxicos están prohibidos. Estos desarrollos

relacionados con los reglamentos a futuro tendrán gran impacto sobre los sistemas de

lodo costa afuera usados en el futuro. Los sistemas recientes contendrán concentraciones

más bajas de metales pesados y menos aceite, serán menos tóxicos. Por otra parte, se

cambiará la tecnología usada para perforar los pozos costa afuera. Estas cuestiones harán

más importantes a los pozos a medida que son perforados en aguas más profundas y que

la opción de transporte de recortes y lodo a tierra se hace menos económica. La inyección

del lodo usado y de los recortes dentro de formaciones subterráneas es otra tecnología

que compite con la descarga hacia el ambiente marino.

IV.12.2.-Reglamentos en tierra

En Norteamérica, el tema de los desechos de fluidos de perforación gira en torno a lo que

se debe hacer con el tanque de reserva. En 1980, los Estados Unidos confiaron la

reglamentación de los desechos sólidos y peligrosos a la EPA. Bajo esta reglamentación,

los desechos de perforación (fluidos de perforación y recortes) no se consideraron como

desechos peligrosos.

Estados Unidos reglamenta los desechos de perforación por agencias estatales o

federales, según la jurisdicción. Los argumentos se centran en el otorgamiento de

permisos para tanques de reserva, las opciones para tratamiento de desechos y la

restricción de algunos métodos de eliminación a ciertos tipos de sistemas de lodo. Los

anteriores planes a la perforación solicitados por algunos estados incluyen temas

relacionados con el medio ambiente. Otros estados requieren mapas detallados de las

locaciones para futuras consultas y programas de monitoreo.

IPN ESIQIE


Tres de las preocupaciones principales relacionadas al medio ambiente son los contenidos

de metales pesados, las sales y el aceite en los tanques de reserva.

De forma simultánea con la contaminación del suelo, existe también la contaminación de

los sistemas de aguas superficiales (arroyos, corrientes, lagos y ríos) y de los sistemas de

aguas subterráneas (acuíferos).

Diversos estados de la Unión Americana, encabezados por Luisiana y Texas han publicado

parámetros relacionados con el contenido de sales, trazas de metales y aceite en los

tanques de reserva. En dichos estados, las opciones de eliminación y/o tratamiento están

limitadas por los resultados del análisis del contenido del tanque. Sin embargo, debería

darse mayor importancia a la planificación preliminar del sistema de lodos y del control

de sólidos, teniendo en cuenta las consecuencias sobre el medio ambiente, como los

costos de eliminación, al final del pozo. La escorrentía de aguas pluviales puede causar

problemas en los almacenes, plantas de lodo, plantas de molienda, entre otros.

En Europa, los desechos son enviados fuera del sitio para eliminarlos en sitios seguros de

tratamiento y relleno. La labranza y la eliminación en el sitio no son prácticas comunes en

la mayoría de las regiones de Europa. Sin embargo, en algunas regiones del Sureste de

Asia, la solidificación de los tanques de lodo, incluyendo los lodos base aceite, constituye

un método generalizado de eliminación de residuos.

IV.13.-Salud y seguridad

La salud y la seguridad son puntos muy importantes durante el desarrollo del producto. La

selección de componentes basados en factores como el punto de inflamación y la

toxicidad, entre otros, ayudan a M-I (es una empresa que actualmente pertenece a

Schlumberger y que se dedica a ofrecer sistemas de fluidos de perforación, tomando en

cuenta la viabilidad del fluido para reducir la contaminación al medio ambiente además de

garantizar una gran cantidad de recuperación de crudo) en el diseño de productos con

mayor seguridad y menor daño al medio ambiente. Los datos de salud y seguridad están

reglamentados por agencias gubernamentales como son: La Ley de Comunicación de

Peligros (Hazard Communication Act) de la Administración de la Seguridad y Salud

Profesional de los Estados Unidos (U.S. Occupational Safety and Health Administration

OSHA) que está diseñada para proteger a los trabajadores. La ley sobre el Derecho a Estar

Informado de los Trabajadores (Workers’Right-to-Know law) (Ley de Comunicación de

Peligros) tiene tres componentes principales: La Hoja de Seguridad de los Materiales

(MSDS –Material Safety Data Sheet), los requisitos de etiquetado y el entrenamiento.

IPN ESIQIE


Hojas de Seguridad de los Materiales proporcionan información acerca de la salud

y la seguridad, y procedimientos para el manejo seguro. Las hojas MSDS deben

estar disponibles en el sitio de la obra cuando los productos peligrosos estén

presentes, habiendo o no trabajadores en el sitio.

OSHA requiere que el nombre y la dirección del fabricante estén presentes en el

recipiente. OSHA además solicita que las etiquetas de advertencia sobre los

peligros estén visibles en todos los envases (bidones, cubos, sacos, entre otros)

que contienen productos químicos peligrosos. Estas etiquetas deben contener una

advertencia visual sobre los peligros potenciales relacionados con el producto.

OSHA obliga a que los efectos de la exposición excesiva sobre la salud y otra

información más detallada sobre la salud y la seguridad sean fáciles de conseguir

del fabricante o tercer responsable. Se debe proporcionar un nombre y una

dirección como contacto en caso de emergencia.

Se debe capacitar a los trabajadores para que entiendan el contenido de las hojas

MSDS, es obligatorio prepararlos a leer y entender las etiquetas de advertencia

sobre los peligros. El entrenamiento debe incluir también secciones especiales a

los estudios referidos a la salud, las vías de exposición y el Equipo de Protección

Personal (PPE) apropiado. Todas las secciones del formato actual de las hojas

MSDS deben ser explicadas detalladamente, también proporcionar una cobertura

completa de temas como la respuesta en caso de algún derrame, la respuesta a los

incendios, las vías de exposición, el envasado y etiquetado de los productos. El

Reino Unido tiene el C.O.S.H.H. (Control de Sustancias Peligrosas para la Salud),

para asegurar normas de salud de los trabajadores. Canadá tiene el W.H.M.I.S.

(Sistema de Información sobre Materiales Peligrosos en el Sitio de Trabajo) por la

misma razón. En Europa, el documento de Manejo Seguro de Productos Químicos

(SHOC) es el equivalente de las hojas MSDS, pero también contiene información

relacionada con el impacto sobre el medio ambiente. El documento SHOC ha sido

aceptado para ser usado en todas las operaciones relacionadas a perforación en

el Mar del Norte y se está convirtiendo en el formulario estándar para muchos

operadores internacionales. Las normas internacionales de transporte y

etiquetado que se proporcionan por la Asociación de Transporte Aéreo

Internacional (IATA) y la Organización Marítima Internacional (IMO) establecen

restricciones sobre los envíos de productos. Como cada país puede ampliar estas

restricciones (como se ha hecho en los Estados Unidos a través del Departamento

de Transporte), es importante tener reglamentos apropiados y actualizados para

el país considerado. Toda la información, está incluida en las hojas de información

MSDS y SHOC. Un método para etiquetar los productos y químicos es el Sistema

IPN ESIQIE


de Identificación de Materiales Peligrosos (HMIS) empleado en las hojas MSDS de

los Estados Unidos. Como lo muestra el ejemplo de etiqueta, el sistema indica el

riesgo potencial presentado por una sustancia, usando cuatro categorías – H

(peligro para la salud), F (inflamabilidad), R (reactividad) y W (Riesgos Especiales).

El espacio de cada categoría en la etiqueta está cromocodificado para facilitar su

identificación H = azul, F = rojo, R = amarillo, y W = blanco. Dentro de cada

categoría cromocodificada, se anexa un espacio que clasifica cada nivel del riesgo

presentado o de la precaución a tomar en cuenta con respecto a dicha categoría.

Esta etiqueta HMIS suele aparecer en reactivos de laboratorio y muestras

químicas.

IV.14.-Medidas individuales de seguridad

Se presentan una serie de lesiones relacionadas con los fluidos de perforación entre estas

se encuentran los resbalones, los tropiezos y las caídas. Muy a menudo ocurren cuando

se trabaja con fluidos de perforación base aceite. Las condiciones resbaladizas son

frecuentes en zonas del equipo de perforación donde se producen derrames, salpicaduras

de aceite, agua o gel. El gel (bentonita) es extremadamente resbaladizo cuando está

húmedo, lo cual es susceptible de sufrir algún accidente o lesión. El piso del equipo de

perforación, la zona de las zarandas y las zonas de los tanques constituyen las áreas

principales donde se producen los accidentes.

Subir/bajar las escaleras o escaleras de mano es extremadamente peligroso en estas

zonas. Se debe caminar con una mano libre para usar los pasamanos. Las áreas que

constituyen riesgos de resbalones deben limpiarse. Lo relacionado a riesgos de resbalón-

tropiezo-caída se debe notificar inmediatamente al supervisor correspondiente en el

pozo. Buenas prácticas globales de mantenimiento permitirán eliminar los resbalones,

tropiezos y caídas.

Una preocupación potencial sobre la salud y la seguridad es la exposición de las personas

a productos usados en los fluidos de perforación. En general, la exposición de los

empleados a estos productos es más alta durante las operaciones de mezcla. El Nivel de

Exposición Admisible (PEL – Permissible Exposure Level) de OSHA debe ser revisado

cuidadosamente antes de mezclar dichos productos. Si es probable que los PEL´s sean

excedidos, se necesita incrementar la ventilación u otras modificaciones ambientales

junto con el uso de Equipos de Protección Personal (PPE) para asegurar la protección

adecuada de los empleados. Los empleados deben recibir un entrenamiento sobre la

seguridad relacionada con todos los aspectos de su trabajo. Sin embargo, los ingenieros de

lodos deben enfrentarse a dos exposiciones potencialmente importantes:

IPN ESIQIE


Polvos, materiales secos y/o líquidos envasados durante la mezcla del lodo.

Contacto con el lodo líquido después de la mezcla.

El PPE especificado en las hojas MSDS protegerán a los empleados de manera adecuada

durante la mezcla. Después del mezclado, se tienen diversas preocupaciones,

principalmente el contacto del líquido con la piel y la exposición de los pulmones a

vapores. Los requisitos más estrictos de PPE para la mezcla dejan de ser aplicables cuando

el lodo está dentro de los tanques. Es importante conocer los riesgos potenciales de los

lodos presentes en el sitio de trabajo y tomar las precauciones apropiadas. Una de las

medidas más importantes es lavarse y cambiar de ropa después de exposiciones

considerables a lodos que presentan peligros. Aunque la mayoría de los puntos se refieren

únicamente a los lodos base aceite, también se aplican a lodos base sintética y base agua.

IPN ESIQIE


CONCLUSIONES

Del estudio se concluye que el mejor polímero a ser empleado en la recuperación mejorada es la Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada (PAPH), debido a que con bajas concentraciones, del orden de 500 a 1500 ppm el rendimiento es grande; porque, la viscosidad del agua se incrementa rápidamente. También se emplea por sus bajos costos, comparados con la Hidroxietilcelulosa cuyos precios son elevados y además se requieren grandes concentraciones para volver viscosa al agua. Los biopolímeros (la goma Xanthana) y los co y terpolímeros son muy sensibles a la degradación bacteriana y a la degradación por oxigeno (𝑂2) respectivamente, además que ambos polímeros son altamente costosos y, por lo tanto, no son económicamente viables en la recuperación de crudo. La mayoría de estudios para la aplicación de inyección de polímeros y surfactantes a nivel mundial se han realizado en yacimientos de areniscas, pero nacionalmente la mayoría de éstos se caracterizan por tener una matriz de carbonatos naturalmente fracturados lo que se convierte en un reto para el estudio de la viabilidad de realizar una inyección de polímeros y surfactantes, para evitar una inyección poco efectiva de la solución polimérica además de una degradación mecánica, por lo que se debe realizar un estudio detallado de las fracturas del pozo y verificar si no abarcan un área muy extensa del yacimiento. Si se procede a la inyección de polímeros y surfactantes sin tomar en cuenta las fracturas del yacimiento, se corre el riesgo de que en un tiempo muy corto la producción decline, provocado porque se pierde la solución polimérica en las fracturas del yacimiento generando altos costos por pérdida de la misma. La cantidad del polímero que se inyectará en el yacimiento depende de la información de un análisis de modelado de yacimientos, que indicará el volumen a inyectar de acuerdo al % del volumen poroso de la roca. Los métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos (RMH) son recomendables

porque, como se refería anteriormente, en las condiciones litográficas de los yacimientos

mexicanos resultan económica y ambientalmente viables. Si se considera que por día, a un

pozo de mediana actividad se le inyectan 60,000 litros de solución polimérica,

el costo diario de dicha aplicación sería de aproximadamente 500 dólares.

http://www.monografias.com/trabajos7/coad/coad.shtml#costo

IPN ESIQIE


REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Electrónicas.

1) http://www.cnh.gob.mx/_docs/DOCUMENTOTECNICO1FINAL.pdf

2) http://www.cnh.gob.mx/_docs/IOR_EOR.pdf

3) http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:567052/FULLTEXT01.pdf

4) http://www.ehu.es/reviberpol/pdf/publicados/fernandez.pdf

5) http://es.scribd.com/doc/34792480/40/III-5-4-Por-segregacion-gravitacional

6) http://www.estrucplan.com.ar/Legislacion/Nuequen/Decretos/Dec02656-99-

Anexo7.asp

7) http://grmuis.com/documentos/prod_intelectual/694-2162-1-PB.pdf

8) http://www.ing.unp.edu.ar/asignaturas/reservorios/Practicas%20de%20Ingenieri

a%20de%20Yacimientos%20Petroliferos%20-%20Jose%20S.Rivera.pdf

9) http://www.oilproduction.net/cms/files/Parte_02_Reservorios_Lucio_Carrillo___

Descripcion.pdf

10) Petróleos Mexicanos, www.pemex.com

11) http://www.petroleoamerica.com/2011/02/inyeccion-de-polimeros-como-

mecanismo.html

12) http://www.profepa.gob.mx/innovaportal/file/1326/1/NOM-115-SEMARNAT-

2003.pdf

13) http://www.puma.unam.mx/cursos/backup/INGENIERIA%20PETROLERA%20PARA

%20NO%20PETROLEROS/Presentaciones/Fundamentos%20de%20Exploracion%20

y%20Produccion%20del%20Petroleo.pdf

14) http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/PPCI_2012_2026.pdf 15) http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish09/spr09/o

pciones_para_la_estimulacion.pdf

16) https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/

02_llego.pdf

17) https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/spr07/p

60_74.pdf

18) http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish02/spr02/p

02_27.pdf

19) http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf

http://www.cnh.gob.mx/_docs/DOCUMENTOTECNICO1FINAL.pdf

http://www.cnh.gob.mx/_docs/IOR_EOR.pdf

http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:567052/FULLTEXT01.pdf

http://www.ehu.es/reviberpol/pdf/publicados/fernandez.pdf

http://www.estrucplan.com.ar/Legislacion/Nuequen/Decretos/Dec02656-99-Anexo7.asp

http://www.estrucplan.com.ar/Legislacion/Nuequen/Decretos/Dec02656-99-Anexo7.asp

http://grmuis.com/documentos/prod_intelectual/694-2162-1-PB.pdf

http://www.ing.unp.edu.ar/asignaturas/reservorios/Practicas%20de%20Ingenieria%20de%20Yacimientos%20Petroliferos%20-%20Jose%20S.Rivera.pdf

http://www.ing.unp.edu.ar/asignaturas/reservorios/Practicas%20de%20Ingenieria%20de%20Yacimientos%20Petroliferos%20-%20Jose%20S.Rivera.pdf

http://www.oilproduction.net/cms/files/Parte_02_Reservorios_Lucio_Carrillo___Descripcion.pdf

http://www.oilproduction.net/cms/files/Parte_02_Reservorios_Lucio_Carrillo___Descripcion.pdf

http://www.petroleoamerica.com/2011/02/inyeccion-de-polimeros-como-mecanismo.html

http://www.petroleoamerica.com/2011/02/inyeccion-de-polimeros-como-mecanismo.html

http://www.profepa.gob.mx/innovaportal/file/1326/1/NOM-115-SEMARNAT-2003.pdf

http://www.profepa.gob.mx/innovaportal/file/1326/1/NOM-115-SEMARNAT-2003.pdf

http://www.puma.unam.mx/cursos/backup/INGENIERIA%20PETROLERA%20PARA%20NO%20PETROLEROS/Presentaciones/Fundamentos%20de%20Exploracion%20y%20Produccion%20del%20Petroleo.pdf



http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/PPCI_2012_2026.pdf

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish09/spr09/opciones_para_la_estimulacion.pdf

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish09/spr09/opciones_para_la_estimulacion.pdf

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/spr07/p60_74.pdf

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/spr07/p60_74.pdf

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish02/spr02/p02_27.pdf

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish02/spr02/p02_27.pdf

IPN ESIQIE


Libros.

20) Tesis profesional “implementación de las soluciones micelares y/o

microemulsiones en la recuperación mejorada de hidrocarburos en México” 1979.

Pág.: 80-87, 124-127, 130-138.

21) Guerrero, S., Baldorino, P. y Zurimendi, J. “Characterization of Polyacrylamides

Used in Enhanced Oil Recovery”, J. Appl. Polym. Sci., 30, 955 (1985).

22) SWEEP IMPROVEMENT TECHNOLOGIES FOR IMPROVED OIL RECOVERY. THE

FOURTH JNOC-TRC INTERNATIONAL SYMPOSIUM,October 18, 1995 at the

TRC,CHIBA, Japan. Page: 71-93.

23) Teknica Petroleum Services Ltd. ENHANCED OIL RECOVERY. Calgary, Alberta.

Canada. Junio, 2001 Pág. 62-66.

24) Tesis simulación numérica de la inyección de polímeros en diferentes arreglos de

inyección. ESIA TICOMAN. Paginas: 55-60.

25) Manual de Perforación de Schlumberger

IPN ESIQIE


GLOSARIO

Agente quelante: En el campo petrolero, los agentes quelantes se utilizan en tratamientos

de estimulación y para la limpieza de instalaciones en superficie. También se usan para

tratar o retirar incrustaciones o agentes espesantes en fluidos de perforación de

yacimientos. Durante tratamientos ácidos o de eliminación de incrustaciones, se pueden

disolver diferentes compuestos en el fluido de tratamiento. A medida que el ácido

reacciona y el pH aumenta, se pueden precipitar productos de reacción como una masa

gelatinosa insoluble. Si esto se produce dentro de la matriz de formación, es casi

imposible de retirar y pueden generarse daños de permeabilidad permanentes. Los

agentes quelantes evitan la precipitación al mantener los iones en forma soluble hasta

que el fluido de tratamiento pueda discurrir de regreso desde la formación durante la

limpieza. Los agentes quelantes típicos para el campo petrolero incluyen EDTA (ácido

etilendiamino tetraacético), HEDTA (ácido hidroxietilendiamino triacético), NTA (ácido

nitriolotriacético) y ácido cítrico.

Agua intersticial: es el agua presente naturalmente en los poros de las rocas. El agua

proveniente de los fluidos introducidos en una formación a través de las operaciones de

perforación y otras interferencias, como lodo y agua de mar, no constituye agua

intersticial.

Angulo de buzamiento: es el ángulo que forma el plano a medir con respecto a un plano

horizontal y debe ir acompañado por el sentido en el que el plano buza o baja.

Buffer: es un sistema constituido por un ácido débil y su base conjugada o por una base y

su ácido conjugado que tiene capacidad "tamponante", es decir, que puede oponerse a

grandes cambios de pH (en un margen concreto) en una disolución acuosa.

Corte de agua: es la cantidad de agua que se produce en la producción de crudo en los

yacimientos mediante la recuperación mejorada, este valor es en promedio de 3 barriles

de agua por cada barril de petróleo que se extrae.

Digitación viscosa: Condición según la cual la interfaz de dos fluidos, tales como petróleo

y agua, rodea secciones del yacimiento a medida que se mueve y crea un perfil desigual, o

digitado. La digitación es una condición relativamente común en yacimientos con pozos de

inyección de agua. El resultado de la digitación es una acción de barrido ineficiente que

puede reducir volúmenes significativos de petróleo recuperable y, en casos graves, una

invasión temprana de agua en los pozos productores adyacentes.

IPN ESIQIE


Eficiencia del barrido areal (Ea): se define como la fracción del área horizontal del

yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria.

Ea=área horizontal invadida/área horizontal total invadible.

La eficiencia del barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza, y por

lo tanto, son incontrolables; entre ellos: las propiedades de las rocas (porosidad,

permeabilidad, conductividad, entre otros) y las propiedades del sistema roca-fluidos

(ángulo de contacto, permeabilidades relativas, presiones capilares, entre otros).

Eficiencia de barrido vertical: es la fracción del área vertical del yacimiento que es

contactada por el fluido desplazante, a esta fracción referida al área se le denomina EBV.

Escorrentía: sistema de desplazamiento de las aguas que se opone al estancamiento, a la

arroyada y a la infiltración.

Estructura anfifatica: son aquellas moléculas que poseen un extremo hidrofílico o sea que

es soluble en agua y otro hidrófobo o sea que rechaza el agua.

Filón: en geología y minería, un filón es una masa metalífera o pétrea que rellena una

antigua quiebra de las rocas de un terreno o forma una capa de éste.

Fluidos de perforación: mezcla de productos químicos con propiedades que, entre otras

funciones, tiene la de acarrear los recortes de perforación, lubricar la barrena de

perforación, limpiar y condicionar el agujero del pozo y contrarrestar la presión del

yacimiento.

Fracturamiento hidráulico: Tratamiento de estimulación efectuado rutinariamente en

pozos de petróleo y gas en yacimientos de baja permeabilidad. Se bombean fluidos

diseñados especialmente a alta presión y velocidad en el intervalo de yacimiento que se

tratará, lo que hace que se abra una fractura vertical.

Góndolas: recipientes mecánicos remolcables, con compuerta trasera de seguridad que

garantice el no escurrimiento de líquidos y cubierta de lona o metálica en la parte

superior.

Litología: parte de la geología que estudia a las rocas, especialmente de su tamaño de

grano, del tamaño de las partículas y de sus características físicas y químicas.

IPN ESIQIE


Lixiviación: o extracción sólido-líquido, es un proceso en el que un disolvente líquido pasa

a través de un sólido pulverizado para que se produzca la disolución de uno o más de los

componentes solubles del sólido.

Localización o pera: área para la instalación y trabajo del equipo de perforación o

mantenimiento de pozos, el cuadro de maniobras, plataforma de localización o pera, así

como el área para vehículos de servicio y demás complementos que requiera la actividad.

Lodo Un fluido de perforación base agua o aceite cuyas propiedades han sido modificadas

por sólidos – comerciales, disueltos y/o suspendidos. Se usa para hacer circular los

recortes fuera del pozo y cumplir otras funciones durante la perforación de un pozo. Lodo

es el término que se suele atribuir con mayor frecuencia a los fluidos de perforación.

Lodo base aceite: Un lodo en el que la fase externa es un producto obtenido de un

petróleo, como diesel o aceite mineral.

Lodo base agua: Fluidos de perforación comunes. El agua es el medio de suspensión para

los sólidos y constituye la fase continua, independientemente de que el fluido contenga o

no aceite.

Lodos base sintética: Lodos no acuosos, de emulsión interna de agua (inversa), en los que

la fase externa es un fluido sintético en lugar de un aceite. Este y otros cambios menores

en las formulaciones han hecho que los fluidos sintéticos en los lodos sean más aceptables

ambientalmente para su uso costa afuera.

Mantenimiento de pozos petroleros: conjunto de actividades necesarias para intervenir

un pozo petrolero con el fin de reactivar o incrementar su producción.

Mojabilidad. La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido

como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante tenderá a dispersarse sobre la fase

sólida y un sólido poroso tenderá a absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos

la fase no mojante. La mojabilidad afecta la permeabilidad relativa y los perfiles de

saturación del yacimiento.

Movilidad: es la relación de la permeabilidad a la viscosidad K/μ. Donde K es la

permeabilidad y μ es la viscosidad. Es decir si un fluido tiene alta viscosidad tendra baja

movilidad.

IPN ESIQIE


Perforación de pozos petroleros: actividades necesarias para construir un agujero

ademado en un lugar especifico para obtener información geológica.

Permeabilidad absoluta: es la propiedad de cualquier cuerpo poroso de dejar fluir entre

sus poros intercomunicados a un solo fluido, es decir, está saturado.

Porosidad: es una propiedad de la roca que representa el espacio vacío y se define como

el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta

es expresada en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento se tenga de porosidad se

podrá saber qué tanto del fluido puede almacenar dicha roca.

Presión capilar: es la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos

inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada,

está controlada por:

1.- La estructura porosa de la roca.

2.- La densidad de los fluidos.

3.- Las características de energía superficial.

Presión de Burbujeo: también conocida como Presión de Saturación es la presión a la cual

el crudo líquido libera la primera burbuja de gas previamente disuelto en él. Se denota

como Pb.

Recortes de perforación: fragmentos de roca que se obtienen en el proceso de

perforación, constituidos por minerales de las formaciones perforadas, entre otros,

arcillas, cuarzo, feldespato, carbonatos y otros compuestos calcáreos y de sílice que están

impregnados con fluidos de perforación.

Saturación: Es la fracción del volumen poroso del yacimiento que está ocupado por un

determinado fluido o lo que es lo mismo el porcentaje del espacio poroso de una roca que

está ocupado por un fluido.

Segregación gravitacional: es un fenómeno que se presenta por acción de la gravedad, en

un yacimiento regularmente se encuentran tres sustancias: el crudo, el agua y el gas;

cuando el pozo es muy permeable con una saturación al 100% del crudo éste permite que

las sustancias presentes se formen en tres capas diferentes en la parte superior del

yacimiento y el crudo, por ser más denso que el gas, pero menos que la densidad del agua,

IPN ESIQIE


se deposita en la parte media y en la parte más baja o inferior del pozo se encuentra el

agua. En el tope del yacimiento se forma una capa de gas que se expande y permite que el

crudo vaya expulsándose de manera paralela al ángulo de buzamiento del yacimiento.

Surfactante: son sustancias que influyen por medio de la tensión superficial en la

superficie de contacto entre dos fases (p.ej., dos líquidos insolubles uno en otro).

Tensión interfacial: Una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando

ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial. La tensión interfacial se produce

porque una molécula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de

una molécula equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan

preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión interfacial.

Trépano: es la herramienta de corte localizado en el extremo inferior de la sarta de

perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la

perforación rotatoria.

Volumen poroso: espacio de las rocas ocupado por el crudo.

Zapata: El extremo inferior de la sarta de revestimiento, incluido el cemento que la rodea,

o el equipo que funciona en dicho extremo.

Zaranda: El dispositivo principal, y quizás más importante, del equipo de perforación para

remover los sólidos perforados del lodo. Este tamiz vibratorio es simple en cuanto a

concepto, pero un poco más complicado para utilizarlo en forma eficiente.

Zona erial: superficie de terreno de flora y fauna original, que ha perdido la mayor parte

del suelo fértil y ha dejado de cumplir su función reguladora del régimen hídrico.

ASESOR: PROF. ESTELIO RAFAEL BALTAZAR...

Documents

Transcript of ASESOR: PROF. ESTELIO RAFAEL BALTAZAR...