-UNIIVERSIDAD POPULAR DE LA CHONTALPA

ING. QUMICA PETROLERARECUPERACION TERCIARIA(RECUPERACION MEJORADA)

ALUMNOS:MANUEL ENRIQUE ALVARADO ALTONARHILCIA BEATRIZ LEYVA DE LA CRUZHUGO PEREZ RODRIGUEZ ALBERTO DOMINGUEZ SANCHEZ

ndice

IntroduccinI. Fundamentos tericosII. Descripcin de los procesos de recuperacin mejorada III. Mtodos de recuperacin mejorada con aditivos qumicos3.1 Procesos de recuperacin mejorada por inyeccin de mezclas de aditivos qumicos.3.2 Desplazamiento con espumas.ConclusionesBibliografa

INTRODUCCINLa explotacin de un yacimiento de petrleo ocurre bsicamente en tres etapas. En la primera, el petrleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de presin existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.Cuando la presin del medio se hace inadecuada, o cuando se estn produciendo cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presin.En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petrleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, adems de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a travs de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formacin.Despus de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todava un estimado de 60-80% del POES. Numerosos mtodos han sido estudiados para la recuperacin, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos.Entre ellos encontramos mtodos consistentes en inyeccin de fluidos miscibles con el petrleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperacin de crudos. Tambin, bajo condiciones ptimas una solucin de surfactantes -que puede contener con surfactantes, electrolitos, polmeros, entre otros- inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersndolo de manera efectiva en forma de una emulsin.

Existen otros mtodos pertenecientes a la tercera fase de recuperacin conocidos como mtodos de recuperacin mejorada con aditivos qumicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petrleo es bajo, donde el principal argumento sealado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos qumicos.

I. FUNDAMENTOS TERICOSPara el entendimiento del tema tratado se requiere del conocimiento de algunos aspectos tericos fundamentales y su relacin con los diversos procesos de recuperacin mejorada. En primer lugar, se debe conocer que un reservorio es esencialmente un medio poroso que consiste en un apilamiento desordenado de partculas de roca (arenisca o caliza) que se encuentran cementadas entre s, donde en la mayora de los casos se habla de un medio poroso consolidado.En la mayora de los casos el medio poroso contiene ambos fluidos agua y aceite, ya que los dos migran a la vez desde la roca madre hasta la roca almacn.En ciertos casos el medio poroso contiene solamente aceite, pero durante los procesos de produccin se inyecta agua (waterflooding) y por tanto se puede considerar que la situacin de la mezcla de agua y aceite es general. Ahora bien, cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, se encuentran distribuidos segn las leyes de la hidrosttica y de la capilaridad. Dicha reparticin depende de la dimensin de los poros, del ngulo de contacto, de la tensin interfacial y de las saturaciones relativas, entre otras variables.La ley fundamental de la capilaridad o ecuacin de Laplace relaciona la diferencia de presin entre los lados de una interfase (presin capilar Pc) con la curvatura por medio de la siguiente ecuacin:

Donde s es la tensin interfacial y H la curvatura promedio de la interfase. La tensin interfacial es la energa libre de Gibbs por unidad de rea y depende de las sustancias adsorbidas en la interfase. En este sentido, por medio de la siguiente figura se puede notar que la presin es superior del lado de la concavidad, es decir, en el interior de las gotas de crudo:

Estructura de atrapamiento de los glbulos de petrleo por efecto capilar.

Otro aspecto fundamental que guarda una estrecha relacin con el tema, es la mojabilidad, la cual describe las interacciones entre los fluidos y la superficie rocosa. Este parmetro constituye una caracterstica importante del equilibrio trifsico roca-aceite-agua y puede ser cuantificado mediante el ngulo de contacto. Se tiene que:

Equilibrio de las fuerzas de tensin y ngulo de contacto.Se dice que el fluido que posee el ngulo de contacto inferior a 90 es el que moja la superficie slida, sin embargo, en las condiciones de yacimiento el ngulo de contacto supera dicho valor.Es evidente que cualquier cambio en la tensin interfacial de alguno de los componentes produce una alteracin de la mojabilidad.En lo siguiente se hace una breve descripcin de algunas definiciones importantes para la comprensin del tema: La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presin del fluido y de la temperatura. Para ser permeable, un material debe ser poroso, esto es, debe contener espacios vacos o poros que le permitan absorber fluido.No obstante, la porosidad en s misma no es suficiente: los poros deben estar interconectados de algn modo para que el fluido disponga de caminos a travs del material. Cuantas ms rutas existan a travs del material, mayor es la permeabilidad de ste. El parmetro que permite su medicin es el coeficiente de permeabilidad del medio (), el cual se expresa en darcy. Permeabilidad: consiste en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a travs de l una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.

Donde o y w representan las permeabilidades efectivas del agua y el petrleo respectivamente, mientras que m w y m o, las viscosidades correspondientes al agua y al petrleo.Para petrleos de alta viscosidad, esto es de baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad (alta movilidad), se hace la razn de movilidad M mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del fluido de inyeccin. Razn de movilidad: se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (/) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las operaciones de invasin con agua en un yacimiento petrolfero, la razn de movilidad se expresa como: Porosidad: es uno de los parmetros fundamentales para la evaluacin de todo yacimiento y se define como la fraccin de volumen vaco. Nmero capilar: es la relacin entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresin:

Donde s es la tensin interfacial entre los fluidos desplazantes y desplazados (agua/petrleo), es la permeabilidad efectiva del fluido desplazante, D P/L es el gradiente de presin por unidad de longitud y es la velocidad de desplazamiento del fluido.De acuerdo con la definicin del nmero capilar, se podra pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad est limitada por cuestiones de costo y tambin porque se llega rpidamente a la presin de fractura de la roca del yacimiento,Al aumentar la viscosidad, mediante disolucin de polmeros hidrosolubles como poliacrilamida o xantano, se puede ganar un factor 10, pero no ms, en virtud de que se debe considerar nuevamente la barrera de la presin de fractura. Por tanto la nica posibilidad es disminuir la tensin interfacial, y en forma drstica, algo como tres rdenes de magnitud.Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperacin de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el nmero capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el nmero capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propsito de los mtodos de recuperacin mejorada es aumentar el nmero capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro.

II. DESCRIPCIN DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIN MEJORADA La recuperacin terciaria, que es la tercera etapa de produccin, ha sido la que se aplica despus de la inyeccin de agua (o de cualquier proceso secundario usado). En los procesos terciarios se han usado fluidos miscibles, productos qumicos y energa trmica, para el desplazamiento adicional de aceite despus de que un proceso de recuperacin secundaria ya no sea rentable. En otras situaciones, el proceso terciario podra ser aplicado como una operacin secundaria, en lugar de la inyeccin de agua. Esta accin podra ser dictada por factores tcnicos y econmicos, tales como la naturaleza del proceso terciario, disponibilidad de reactivos de inyeccin, etc. Por ejemplo, si la inyeccin de agua antes de la aplicacin del proceso terciario disminuye la eficiencia, entonces la etapa de inyeccin de agua podra ser razonablemente omitida. A causa de estas situaciones, el trmino Recuperacin Terciaria no es aprobado dentro de la literatura de la Ingeniera Petrolera, cambindolo por Recuperacin Mejorada que en ingls es Enhanced Oil Recovery (EOR) y se ha convertido en lo ms aceptado, tambin se le conoce como Improved Oil Recovery (IOR). Los procesos de recuperacin de aceite ahora son clasificados como: Primarios, Secundarios y de EOR. La clasificacin mostrada es claramente til, ya que se establecen las bases para la comunicacin efectiva entre tcnicos. Sin embargo, esto tambin tiene una utilidad prctica en la instrumentacin de impuestos y reglas de contabilidad.Los procesos de EOR son principalmente por la inyeccin de gases, productos qumicos y el uso de energa trmica. Los gases usados en los procesos son gases hidrocarburos, CO2, nitrgeno (se contempla dentro de este rubro, al ser considerado ste un gas inerte y que entra dentro de la clasificacin de los mtodos de desplazamiento miscible) y gases de combustin. Para fines prcticos, el uso de gas se ha de considerar un proceso de EOR si la eficiencia de recuperacin depende de otro mecanismo donde no haya habido desplazamiento frontal miscible

III. MTODOS DE RECUPERACIN MEJORADA CON ADITIVOS QUMICOS.Los mtodos de recuperacin mejorada por mtodos qumicos incluyen: Inyeccin de polmeros y soluciones micelares polimricas. Procesos de inyeccin de surfactante. Inyeccin de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de lcali-surfactante o lcali-surfactante-polmero (ASP).Debido a que cada yacimiento es nico en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, se deben disear sistemas qumicos caractersticos para cada aplicacin.Los reactivos qumicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyeccin y el tamao de los mismos, dependern de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formacin, as como, de las consideraciones econmicas correspondientes (PDVSA-CIED, 1998). Sin embargo, se pueden mencionar algunos criterios bsicos de seleccin para el desarrollo de proyectos de este tipo (PDVSA-CIED, 1998)Criterios bsicos de seleccin para el desarrollo de proyectos de recuperacin mejorada basado en mtodos qumicos.

3.1 PROCESOS DE RECUPERACIN MEJORADA POR INYECCIN DE MEZCLAS DE ADITIVOS QUMICOS.1. Inyeccin de polmeros micelares. Se basa en la inyeccin de un tapn micelar en el yacimiento, el cual consiste en una solucin que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y crudo. Esto simula el lavado de grasa con detergentes ya que se logra desprender del crudo del medio poroso de la formacin, para luego ser desplazado con agua. Para incrementar la eficiencia de barrido y la produccin de petrleo, se inyecta una solucin polimrica para el control de movilidad y as desplazar el tapn micelar (PDVSA-CIED, 1998).2. Inyeccin de mezclas lcali-surfactantes (AS). Este tipo de procesos se considera recomendable en yacimientos con crudos livianos de bajos nmeros cidos, ya que se pueden alcanzar reducciones importantes de la tensin interfacial empleando combinaciones de lcali-surfactantes, donde el tenso-activo logra compensar las potenciales diferencias de las interacciones crudo-lcali por medio de la activacin de surfactantes naturales. En este caso, primero se inyecta un preflujo de lcali con el fin de preacondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyeccin de surfactante sea ms efectiva (PDVSA-CIED, 1998).3. Inyeccin de mezclas lcali-surfactante-polmero (ASP). Es conocido que para el caso de procesos de inyeccin de polmeros se reporta que slo se mejora la eficiencia de barrido volumtrico, mientras que la inyeccin de polmeros micelares pueden producir incrementos significativos de recuperacin, pero resulta antieconmico por el alto costo de los aditivos qumicos. El proceso ASP combina los beneficios de los mtodos de inyeccin de soluciones polimricas y polmeros micelares, basado en la tecnologa de inyeccin de soluciones alcalinas debido a que el costo de los lcalis es considerablemente menor que el de los surfactantes. La esencia del mtodo consiste en que el agente alcalino reacciona con los cidos orgnicos presentes naturalmente en los crudos para formar surfactantes naturales in situ, los cuales interactan con los surfactantes inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales a valores ultrabajos ( < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el nmero capilar significativamente. El empleo de lcali en este tipo de formulaciones contribuye a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza la prdida de surfactantes y polmeros por adsorcin en la roca. Las soluciones alcalinas pueden inyectarse como un preflujo, previo a la inyeccin del tapn micelar o directamente agregada con el surfactante y el polmero (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso

Esquema del proceso de inyeccin de mezclas ASP

En la siguiente tabla se muestran algunos criterios tcnicos para la seleccin de yacimientos candidatos a la inyeccin de soluciones ASP:

Criterios tcnicos para la seleccin de yacimientos candidatos a la inyeccin de soluciones ASP.

3.2 Desplazamiento con espumas.

Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por pelculas gruesas de lquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o lquido que la componen. La inyeccin de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente qumico que la estabiliza, y se realiza a una razn de movilidad menor que la inyeccin de gas o lquido solos. La calidad de la espuma se define como la razn entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros ms grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeos son invadidos luego, mientras que las secciones ms permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.

Este mtodo involucra la utilizacin de una espuma para desplazar al aceite. Esta tcnica usa qumicos espumantes y gas. Por lo general, tambin se usan un surfactante y un agente estabilizador. La espuma se inyecta en la zona productora y forma un banco que es conducido como un pistn mediante gas y que a su vez desplaza eficientemente al aceite crudo. La espuma disminuye la permeabilidad efectiva llenando la zona altamente permeable. Este fenmeno permite el desplazamiento del aceite de zonas ms estrechas. A lo largo del banco de espuma se experimenta una cada de presin considerable conforme este se mueve a travs del medio poroso. El desplazamiento con espuma es al parecer superior al desplazamiento con surfactantes ya que resulta en una menor saturacin residual de aceite. Por ltimo, un factor importante que ha de considerarse en la evaluacin econmica, es la adsorcin de las espumas en la roca de la formacin

CONCLUSIONESCada yacimiento es nico en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben disear sistemas qumicos caractersticos para cada aplicacin. Los reactivos qumicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyeccin y el tamao de los mismos, dependern de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formacin, as como, de las consideraciones econmicas correspondiente.Dada la situacin actual en el mercado de precios del petrleo, la recuperacin mejorada por mtodos qumicos se constituye en una de las principales vas para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relacin costo/efectividad adecuada que permitan su aplicacin.

BIBLIOGRFIASalager J. L., Recuperacin Mejorada del Petrleo, Cuaderno FIRP S357-C, Universidad de Los Andes, 2005.Wesson, L.; Harwell, J. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.Spinler, E.; Baldwin, B. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.Schramm, L. L.; Marangoni, G. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.PDVSA-CIED, Mtodos de Recuperacin Mejorada con Aditivos Qumicos, Instituto de Desarrollo Profesional y Tcnico, Caracas, 1998.