1. Resumen2. 3. Fundamentos tericos4. Mtodos de recuperacin mejorada con aditivos qumicos5. Procesos de recuperacin mejorada por inyeccin de mezclas de aditivos qumicos6. Conclusiones7. Referencias bibliogrficasRESUMENLa explotacin de un yacimiento depetrleoocurre bsicamente en tres etapas. En las dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% delpetrleooriginal en sitio (POES), con lo cual yacimiento contiene todava un estimado de 60-80% del POES. Los elevadospreciosdel crudo en elmercadointernacional demandan un mayor aprovechamiento de losrecursosdisponibles por lo que la recuperacin mejorada se convierte en la principal alternativa a estademandamundial. Dichosmtodosde recuperacin mejorada son variados y en estetrabajose muestran los principales aspectos relacionados con los mtodos que hacen uso de aditivos qumicos (inyeccin de polmeros, surfactantes ysolucionesalcalinas) y losprocesosde recuperacin por inyeccin demezclasde dichos aditivos (PS, AS yASP). Adems, se hace una breve resea de los principales fenmenos involucrados durante elprocesode explotacin.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 depresinexistente 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 (aguaygas, 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 laestructuradel reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, adems de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de queel aguainyectada fluya a travs de canales potenciales de menorresistenciay 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 conel petrleoy degasesa 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 cosurfactantes, 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 elpreciodel petrleo es bajo, donde el principal argumento sealado es la bajarentabilidaddel proceso, debida principalmente a loscostosde los aditivos qumicos.FUNDAMENTOS TERICOSPara el entendimiento del tema tratado se requiere delconocimientode 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 si, donde en la mayora de los casos se habla de un medio poroso consolidado (Salager, 2005).En la mayora de los casos el medio poroso contiene ambos fluidos agua yaceite, ya que los dos migran a la vez desde la roca madre hasta la rocaalmacn.En ciertos casos el medio poroso contiene solamente aceite, pero durante los procesos deproduccinse 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 enequilibrioen un medio poroso, se encuentran distribuidos segn lasleyesde lahidrostticay 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 otrasvariables.Laleyfundamental de la capilaridad o ecuacin deLaplacerelaciona la diferencia de presin entre los lados de una interfase (presin capilarPc) con la curvatura por medio de la siguiente ecuacin:(1)donde s es la tensin interfacial y H la curvatura promedio de la interfase. La tensin interfacial es la energa libre deGibbspor 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:

Figura 1. Estructura de atrapamiento de los glbulos de petrleo por efecto capilar.Fuente: Salager, J. L., "Recuperacin Mejorada del Petrleo".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:

Figura 2. Equilibrio de las fuerzas de tensin y ngulo de contacto.Fuente: Salager, J. L., "Recuperacin Mejorada del Petrleo".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 dichovalor.Es evidente que cualquiercambioen la tensin interfacial de alguno de los componentes produce una alteracin de la mojabilidad (Spinler y Baldwin, 1999).En lo siguiente se hace una brevedescripcinde algunas definiciones importantes para la comprensin del tema:a. Lavelocidadcon la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de lanaturalezadel fluido, de la presin del fluido y de latemperatura. 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 sumedicines el coeficiente de permeabilidad del medio (), el cual se expresa en darcy (Wesson y Harwell, 1999).b. Permeabilidad:consiste en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a travs de l una cantidad apreciable de fluido en untiempodado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.(2)dondeoywrepresentan las permeabilidades efectivas del agua y el petrleo respectivamente, mientras que mwy mo, las viscosidades correspondientes al agua y al petrleo.Para petrleos de altaviscosidad, 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.c. 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 lasoperacionesde invasin con agua en un yacimiento petrolfero, la razn de movilidad se expresa como:d. Porosidad:es uno de los parmetros fundamentales para laevaluacinde todo yacimiento y se define como la fraccin devolumenvaco.e. Nmero capilar:es la relacin entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresin:(3)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 yes 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 decostoy 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 (Schramm y Marangoni, 1999).Algunosdatosreportados en laliteraturamuestran 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 (Salager, 2005).MTODOS DE RECUPERACIN MEJORADA CON ADITIVOS QUMICOS.Los mtodos de recuperacin mejorada por mtodos qumicos incluyen:1. Inyeccin de polmeros y soluciones micelares polimricas.2. Procesos de inyeccin de surfactante.3. 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 disearsistemasqumicos 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 deseleccinpara eldesarrollodeproyectosde este tipo (PDVSA-CIED, 1998):Tabla 1. Criterios bsicos de seleccin para el desarrollo de proyectos de recuperacin mejorada basado en mtodos qumicos.MtodoAPIViscos. (cP)Permeab. (mD)Temp. (F)

Inyeccin de Polmeros15-40< 35> 10< 160

Inyeccin de Surfactantes25-40< 15< 500< 150

Inyeccin de Soluciones Alcalinas15-35< 150< 1000< 200

A continuacin se har unadescripcinde los principales aspectos relacionados con cada mtodo1. Inyeccin de Polmeros. El principio bsico que sigue estemtodoes el agua puede hacerse ms viscosa a partir de la adicin de un polmero soluble en agua, lo cual conduce a una mejora en la relacin de movilidad agua/petrleo y de esta manera se puede mejorar laeficienciade barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperacin. En la siguiente figura se presenta de manera esquemtica el funcionamiento de este mtodo de recuperacin mejorada:

Figura 3. Esquema del proceso de inyeccin de polmeros.Fuente: PDVSA-CIED, 1998. Entre los polmeros usados para este mtodo se encuentran los polisacridos (o biopolmeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados. A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relacin de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminucin de la permeabilidad al agua de la formacin. Los biopolmeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son ms costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren En definitiva, se deben escoger polmeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradacin y sean estables trmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua,productode la alta concentracin de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradacin, su principal efecto es una reduccin de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteracin de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).2. Inyeccin de Surfactantes. Elobjetivoprincipal de este mtodo es disminuir la tensin interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente despus de procesos de recuperacin por inyeccin de agua. Este mtodo consiste en un proceso de inyeccin de mltiplesbatch, incluyendo la inyeccin de agentes qumicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos qumicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formacin. El tapn de surfactante desplaza la mayora del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando unbancofluyente de agua/petrleo que se propaga delante delbatcho tapn de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho :

Figura 4. Esquema del proceso de inyeccin de surfactantes.Fuente: PDVSA-CIED, 1998. Los surfactantes ms empleados a nivel de campo son sulfanatos de petrleo o sintticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinacin con sulfanatos de petrleo. An cuando las aplicaciones de este mtodo a nivel de campo han resultado exitosas, la mayora no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razn, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminucin de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyeccin de distintos aditivos qumicos de manera combinada para disminuir los costos y as aumentar la rentabilidad de la recuperacin (PDVSA-CIED, 1998).3. Inyeccin de soluciones alcalinas. Este mtodo consiste en la inyeccin de soluciones custicas o alcalinas en la formacin. Estos reactivos qumicos reaccionan con loscidosorgnicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a travs del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reduccin de la tensin interfacial, por un mecanismo de emulsificacin espontnea o por cambios en la mojabilidad. En la figura siguiente semuestraun esquema del proceso:

Figura 5. Esquema del proceso de inyeccin de soluciones alcalinas.Fuente: PDVSA-CIED, 1998. An cuando este mtodo ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de cidos orgnicos, uno de los mayoresproblemasde este proceso la reaccinqumicade las soluciones alcalinas con losmineralesde la formacin, fenmeno que se conoce como formacin de escamas yconsumode lcali, producido por lainteraccindel aditivo qumico con los minerales de la formacin (PDVSA-CIED, 1998).PROCESOS DE RECUPERACIN MEJORADA POR INYECCIN DE MEZCLAS DE ADITIVOS QUMICOS.Una vez descritos los procesos de recuperacin mejorada con aditivos qumicos (inyeccin de polmeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por separado, se proceder a describir manera resumida los mtodos de recuperacin que se basan en la combinacin de dos o tres de los aditivos mencionados con anterioridad.Entre dichos procesos se encuentran los siguientes:1. Inyeccin de polmeros micelares o mezcla de polmero-surfactante.2. Inyeccin de mezclas lcali-surfactantes (AS).3. Inyeccin de sistemas lcali-surfactante-polmero (ASP).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 elcontrolde 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 tensoactivo 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 latecnologade 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 avaloresultrabajos ( < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el nmero capilar significativamente. Elempleode lcali en este tipo de formulaciones contribuye a disminuir el contenido de iones divalentes en elsistemafluido-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

Figura 6. Esquema del proceso de inyeccin de mezclas ASP.Fuente: PDVSA-CIED, 1998. Finalmente, en la siguiente tabla se muestran algunos criterios tcnicos para la seleccin de yacimientos candidatos a la inyeccin de soluciones ASP:Tabla 2. Criterios tcnicos para la seleccin de yacimientos candidatos a la inyeccin de soluciones ASP.VariablesCriterios Tcnicos

Temperatura< 200 F, este criterio se basa en la estabilidad qumica de los polmeros disponibles comercialmente (poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y polisacridos)

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

Relacin agua-petrleo< 15%

Permeabilidad promedio> 100 mD, a fin de evitar o reducirriesgosde fracturamiento hidrulico de la formacin debido a la alta viscosidad de la solucin ASP.

Dureza (concentracin de iones Ca+2 y Mg+2 en aguas de formacin)< 300 ppm, ya que estas especies pueden causar la precipitacin del surfactante y la prdida de viscosidad del polmero.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.CONCLUSIONES1. Cada 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.2. 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.REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS.1. Salager J. L.,Recuperacin Mejorada del Petrleo, Cuaderno FIRP S357-C,Universidadde Los Andes, 2005.2. Wesson, L.; Harwell, J. EnSurfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.3. Spinler, E.; Baldwin, B. EnSurfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.4. Schramm, L. L.; Marangoni, G. EnSurfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.5. PDVSA-CIED,Mtodos de Recuperacin Mejorada con Aditivos Qumicos, Instituto de Desarrollo Profesional y Tcnico, Caracas, 1998.

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Recuperacin mejorada del petrleo (EOR - siglas en ingls)Cuando un yacimiento petrolero llega al final de su vida til, el grueso de su petrleo (tanto como dos tercios) queda en el suelo porque es demasiado difcil o demasiado caro sacarlo. Se estima que recuperar slo el 1% extra en todo el mundo equivaldra 20-30 billones de barriles de petrleo recuperado adicionales. La mejora en las tcnicas de recuperacin (EOR) de petrleo ya est ayudando a extraer ms petrleo hacia la superficie.En esencia EOR se usa para hacer dos cosas reducir la viscosidad del petrleo para facilitar su flujo, o literalmente exprimir el petrleo a travs de los poros de la roca.Para hacer esto, Shell usa las tres tcnicas siguientes: inyectar vapor en los depsitos para facilitar su flujo; inyectar gas para empujar el petrleo o para alivianarlo; e inyectar productos qumicos que liberan el petrleo atrapado: La inyeccin de vapor ayuda a calentar el petrleo atrapado hacindolo ms fluido de modo que pueda circular hacia los pozos de produccin. La inyeccin de gas usa gases como el natural, el nitrgeno o el dixido de carbono que se expanden en el depsito empujando el petrleo adicional hacia el reservorio de produccin, u otros gases que se disuelven en el petrleo para adelgazarlo y mejorar su velocidad de flujo. La inyeccin qumica implica la inyeccin de molculas de encadenamientos largos en los pozos, que fluyen junto con el agua, aumentando la presin en los pozos, que a su vez ayuda a elevar el petrleo.A veces las sustancias qumicas alternativas se usan para ayudar a disminuir la tensin superficial y as evitar que las gotas salgan del reservorio.Un billn ms de barriles

Steam injection makes the oil more fluidEn 1960 Shell emple la inyeccin de vapor que demostr ser una de las formas ms exitosas de impulsar la recuperacin de petrleo lo hizo en el complejo y extenso reservorio de Tulare en el yacimiento de South Belridge en California, EUA. Desde entonces se ha producido un billn ms de barriles de petrleo en este yacimiento operado por Aera, una sociedad conjunta.En 1970 fuimos pioneros de la inyeccin de dixido de carbono producido naturalmente para dar impulso a la recuperacin de petrleo en Texas, EUA. Ahora estamos investigando las formas de usar el dixido de carbono capturado de fuentes sintticas tales como plantas de energa que hacen ese mismo trabajo.Continuamos siendo pioneros de EOR, inyectando vapor, gas y sustancias qumicas en los reservorios para obtener ms recursos. Con Petroleum Development Oman, estamos trabajando en varios proyectos piloto. En Qarn Alam, la inyeccin de vapor refuerza el sistema de drenaje por gravedad ya existente, calentando el petrleo para reducir la viscosidad.En Marmul, se espera que las sustancias qumicas inyectadas impulsen la produccin en aproximadamente un 10%. Y en Harweel se usa la inyeccin de gas para liberar el petrleo que queda atrapado.Los aceites inyectados producen un efecto de inundacin, aumentando la presin en el pozo, impulsando el empuje de los hidrocarburos hacia la superficie.