Una Visión Realista de la Recuperación Mejorada de Petróleo

S.M. Farouq Ali and S. Thomas

Los principales métodos de EOR son planteados de manera sistemática y equilibrada y el impacto actual de

estos métodos es evaluado a la luz de la experiencia del pozo, como tal, este paper es una descripción

oportuna y compresiva de los métodos de EOR, donde se encuentran hoy en día y examina las razones por la

falta de éxito. Este paper no confía en estadísticas voluminosas, ni da otra serie de criterios de selección. Más

bien, este desarrolla los procesos de discusión en términos de relación de movilidad (movilidad ratio) y

número de capilares. Este no muestra que tan exacto son los métodos EOR, tal como químicos floods, tiene

limitaciones inherentes explicando la falta de éxito en el campo, en contraste con los prometedores resultados

de laboratorio.

INTRODUCTION

EOR es usualmente utilizado para entender el

recobro de petróleo más allá de la producción

primaria y el waterflooding. En el caso de

crudos muy viscosos y arenas bituminosas, con

poca productividad primaria y/o secundaria,

EOR incluso pueden referirse a las técnicas de

recobro empleadas desde el principio. Estamos

preocupados con una gama de métodos de

recobro no convencionales -usualmente

costosos y complejos- algunos de los cuales han

demostrado tener éxito comercial, solo en

yacimientos específicos.

El interés en los métodos EOR, y

particularmente la actividad del campo, se

elevan y cae con la perspectiva de incremento o

decremento del precio del crudo y también se

percibe la situación externa del suministro de

crudo e incentivos gubernamentales. En

consecuencia, la economía domina en gran

parte los métodos EOR, actividad reflejada por

los extensos estudio a los proyectos de campo

publicado en el OIL & GAS JOURNAL [1]

cada dos años. El gran número de proyectos de

campo daría un método EOR, esto no significa

que el método es técnicamente éxito. Similar, a

pocas pruebas de campo de un proceso en

particular no implican que el proceso sea

técnicamente ineficaz. Esta declaración suena

muy sencilla pero tiene grandes alcances en la

selección y aplicación de un método EOR en

particular. Como un ejemplo, la tabla 1 muestra

el número de proyectos y la producción de

crudo de varios métodos EOR de mayor

categoría, basado en [1].

Una razón diferente por el interés en los

métodos de EOR es el simple hecho de que el

recobro de aceite por los métodos de recobro

primario y secundario (mantenimiento la

presión, waterflooding) es menor al 30% del

aceite en el yacimiento y mucho menor que en

muchos yacimientos. Para los últimos 50 años,

los investigadores han sido constantes en la

búsqueda de métodos para el incremento de esta

cifra. El volumen de cada investigación está de

nuevo determinado por los factores

anteriormente mencionados debido a la

actividad del pozo.

El objetivo de este artículo es discutir los

métodos de EOR para un punto de vista

mecánico. ¿Cuales son las limitaciones técnicas

de cada método en cuanto a la recuperación

de crudo se refiere? ¿Por qué algunos de los

métodos de recobro, que se ven tan bien en el

laboratorio, fallan en el campo? La

recuperación de crudo no es un buen criterio

para la aplicación en campo donde la economía

y el cash flow son los factores claves. Sin

embargo, este es un objetivo que vale la pena

tenerlo en cuenta.

Un libro útil y fácil de leer de EOR es [2],

escrito por expertos reconocidos. Descripción

detallada de procesos, criterios de selección y

Figura 1. Clasificación de los métodos EOR. Procesos comerciales son resaltados.

experiencias en el campo son un resumen de

ello. Un enfoque más teórico, especialmente

para métodos químicos, es ofrecido por el libro

de Lake [3]. Para métodos no térmicos, la serie

de artículos de Mugan [4] es una referencia útil.

METODOS EOR

Métodos de recuperación de hidrocarburos se

pueden clasificar como métodos térmicos y no

térmicos, dependiendo de si se emplea calor en

alguna forma. En cada caso, un método

particular se puede aplicar al wellbore mismo, a

la formación cerca del wellbore o a una gran

parte del yacimiento, tal como un patrón pozos.

No todos los métodos de recuperación ofrecen

estas opciones. La figura 1 muestra una

clasificación de los métodos EOR basado en

estas ideas. Mientras que los métodos EOR

indicados en la figura 1 cubre la mayor parte de

las posibilidades, que son en gran parte de

interés académico. Los métodos más

prometedores desde el punto de vista comercial

son resaltados (en la imagen, procesos en

recuadro ).

Métodos EOR no térmicos en general consisten

en procesos químicos y miscibles. Los métodos

químicos incluyen inyección de polímero,

tensoactivo (surfactante), cáustica y

micelar/emulsión, y combinaciones de los

mismos. Los más exóticos químicos probados

en campo incluyen líquido de amoniaco,

alcoholes y toda una gama de tensoactivos y

álcalis. Aunque las inyecciones de químicos

han tenido un éxito limitado en campo, son

prometedores para el futuro.

Los métodos miscibles incluyen mecanismos

miscibles de alta presión que usan

hidrocarburos gaseosos, nitrógeno o dióxido de

carbono, así como desplazamientos de

hidrocarburos líquidos. Son posibles muchas

variaciones en la aplicación de estos proceso,

uno importante sea alternar la inyección de

agentes miscibles y agua (WAG: Water

alternating gas).

Otros métodos que no se enmarcan en

categorías químicas o miscibles incluyen los

mecanismos de gases inmiscibles de dióxido de

carbono y gas inerte.

Los métodos térmicos en general consisten en

la inyección de vapor (agua caliente puede ser

tomada sea cero calidad [definida como la

fracción de masa de vapor en la mezcla de

líquido-vapor] de vapor) y en la generación de

calor in situ, generalmente se logra mediante la

combustión de una parte del aceite, pero

también es posible por otros medios, como se

muestra en la figura 1. Muchas variaciones de

inyección de vapor y combustión in situ han

sido probadas. De los otros métodos, el uso de

la electricidad ha recibido algo de atención.

PRINCIPIOS DE EOR

Un método EOR dado puede tener una o más

de varios objetivos, que son los siguientes.

Mejora de la Relación de Movilidad

Relación de movilidad, M, se define

generalmente como la movilidad λing (= k / μ,

donde k es la permeabilidad efectiva y μ es la

viscosidad) del fluido desplazador dividida por

la movilidad λed del fluido desplazado

(asumiendo el aceite en esta discusión). Si M>

1, claramente el fluido desplazador, el agua en

una inyección de agua, se mueve más

fácilmente que el líquido desplazado,

aceite. Esto no es deseable, debido a que el

fluido desplazador fluirá mucho pasado del

fluido desplazado, desplazando lo

ineficiente. Por lo tanto, la relación de

movilidad determina la eficiencia de

desplazamiento, la eficiencia de desplazamiento

(microscópica) del petróleo dentro de los

poros. Para valores de M mucho más grande

que 1, el fluido desplazador canalizará los

ganglios de aceite pasado. Esto a menudo se

llama digitación viscosa. Para una eficiencia

máxima de desplazamiento, M debe ser <= 1,

denotado generalmente como relación de

movilidad favorable. Si M> 1 (desfavorable),

entonces, en ausencia de digitación viscosa, en

la que simplemente significa más fluido tendrá

que ser inyectada para alcanzar una saturación

dada de aceite residual en los poros. Como

ejemplo, para el caso simple de una inyección

de agua, recuperación de aceite se representa en

la figura 2 como una función de la relación de

movilidad, para volúmenes fijos de fluido

inyectado. Plots de este tipo pueden ser

preparados usando la teoría de Buckley-

Leverett.

Al igual que la eficiencia de desplazamiento,

eficiencia de barrido areal, así como la

conformidad (o la eficiencia de barrido vertical)

disminuyen a medida que aumenta la relación

de movilidad. En otras palabras, si el fluido

desplazador fluye más fácilmente que el aceite,

el desplazamiento es ineficiente, también de

forma macroscópica.

La definición de M se convierte en algo

complicado y arbitrario en el caso de métodos

EOR más complejos que una inyección de

agua, pero los conceptos básicos siguen siendo

válidos. Tenga en cuenta que incluso en el caso

de una inyección de agua, hay tres maneras de

definir M, dependiendo de cómo la

permeabilidad de la fase de desplazamiento se

define.

La relación de Movilidad M puede hacerse más

pequeña, mejorada, mediante la reducción de la

viscosidad del aceite, incrementando la

viscosidad del fluido de desplazamiento,

incrementando la permeabilidad efectiva de

aceite y la disminuyendo la permeabilidad

efectiva para el fluido desplazador. (A menudo

es más conveniente hablar en términos de

movilidad). Los diversos métodos EOR apuntar

a uno o más de estos efectos.

Aumentar el Número Capilar

El número capilar, Nc, se define como mV / σ,

que es el mismo que KDP / σL, donde μ es la

viscosidad del fluido de desplazamiento, v es la

velocidad de Darcy, σ es la tensión interfacial

(IFT) entre los fluidos desplazados y los fluidos

desplazadores, k es la permeabilidad efectiva

para el fluido desplazado, y Dp / L es el

gradiente de presión. Taber {5} señaló la

implicación de reducir la saturación de petróleo

residual, que es una función del número

capilar. Desde entonces, otros autores han dado

correlaciones de los dos. La Figura 3 muestra

gráficos de la saturación de petróleo restante

frente a Nc sobre la base de los datos

publicados por diversos autores {6}. Es

evidente que el número de capilares puede ser

aumentado, y de ese modo la saturación de

petróleo residual disminuye, mediante la

reducción de la viscosidad del aceite o el

aumento de gradiente de presión, pero más que

nada, por la disminución de la IFT

En un trabajo anterior, Reed {7} informó que la

saturación de petróleo residual mostró una

disminución significativa sólo cuando IFT es

muy bajo, del orden de 10 -2 mN / m fueron

empleados. Taber observó también que un valor

crítico de Dp / σ L tenia que ser superado a

efecto, una reducción en la saturación de

petróleo residual, concluyendo que el IFT

tendría que reducirse en un factor de

aproximadamente 1000 para hacer una ganancia

significativa en la recuperación de

petróleo. Esto es factible en condiciones de

laboratorio, pero extremadamente difícil bajo

condiciones de campo. Observe también que si

IFT es cero, el número de capilares se hace

infinita y desaparece la interfaz entre el

desplazamiento y los fluidos desplazadas. En

otras palabras, el aceite se desplaza

misciblemente. En estas condiciones, la

eficiencia de desplazamiento del petróleo es del

100% en los poros donde el fluido desplazador

tiene contacto con el petróleo.

MÉTODOS DE RECUPERACIÓN

Se ha visto anteriormente que la recuperación

de petróleo está fuertemente dominada por la

relación de movilidad y el número de capilares.

Un cambio en σ afectaría a la presión capilar,

por lo tanto, permeabilidades eficaces y,

finalmente, M y Nc. En realidad, la situación es

mucho más compleja porque las emulsiones,

interacción roca fluido y otros factores difíciles

de cuantificar (flow of fines, efectos de la

temperatura, compactación, etc.) están

involucrados en la mayoría de los procesos

EOR. También la mojabilidad juega un papel

importante.

Vamos a discutir los métodos EOR más

prácticos, con comentarios sobre su

aplicabilidad. Vale la pena señalar que las guías

de cribado se han publicado muchos, que

ayudan en la selección de un método EOR para

un depósito dado. Si bien dichas guías sirven a

un propósito, deben usarse con precaución.

Formación geología y mineralogía son los

factores más importantes para determinar el

éxito en el campo. Aparte de eso, la experiencia

es un ingrediente importante en el diseño de los

proyectos EOR.

INYECCION DE POLIMEROS

En este proceso, una cantidad muy pequeña

(200 a 1000 mg / l, o ppm) de un peso

molecular alto (2 a 5 millones) soluble en agua

de poliacrilamida o polisacárido (biopolímero)

se añade al agua en una operación de tipo

inyección de agua. El proceso es

engañosamente simple. Las opciones del

polímero y la concentración a utilizar son la

etapa crucial en el diseño. Existe una

desconcertante variedad de polímeros

disponibles. Son necesarias prueba de

laboratorio cuidadosas. Incluso después de que,

el resultado del laboratorio debe estar

relacionada con el campo. El objetivo en

inyecciones polímero es reducir la movilidad

del agua de inyección. Este es el resultado de

un aumento en la viscosidad aparente de agua y

una disminución permanente de la

permeabilidad relativa al agua. Los polímeros

no disminuyen la saturación de petróleo

residual, pero sí aumenta la recuperación de

petróleo como resultado del recobro mejorado,

siendo una función de relación de movilidad.

Las largas cadenas de polímero puede disminuir

la movilidad del agua por un factor (factor de

resistencia) de 10 o más, mucho más que una

medida de viscosidad solución de polímero se

indican. El resultado global es una reducción en

la relación de movilidad, lo que conduce a un

aumento en la recuperación de petróleo.

Son muchos los factores que complican afectar

la recuperación de petróleo en polímeros. La

degradación del polímero debido a la alta

salinidad intersticial agua, la temperatura, el

envejecimiento del polímero, la formación de

gel de polímero, altas tasas de cizallamiento,

etc, son factores importantes. El punto en la

vida de una inyección de agua en que se inicia

la inyección de polímero es importante también

(antes es mejor).

La inyección de polimeros ha proporcionado

recuperaciones incrementales de petróleo del

orden del 5%. Aunque en pruebas de

laboratorio no se pueden incrementar hasta

presentarlas, tales ensayos son útiles para la

detección de varios tipos de polímeros para un

yacimiento dado.

Los polímeros muestran ser pseudoplástico, es

decir, el comportamiento, shearthinning. La

presencia de electrolitos (sales) y cationes

divalentes (calcio y magnesio), en mayor

medida que los cationes monovalentes (sodio),

en el agua de formación también conducen a

una reducción en la viscosidad de soluciones de

polímero. Esto es en parte debido a las largas

cadenas, de modo que las moléculas adoptan

una forma casi esférica. Los polisacáridos son

más resistentes a este respecto, pero requieren

cuidadosos filtrados y la adición de bactericidas

tales como formaldehído (20-100 ppm). Los

taponamientos de pozos pueden ocurrir debido

a los desechos celulares o a la reticulación de

las moléculas. Muy pocos proyectos de campos

han utilizado biopolímeros tales como

hidrosulfito de sodio, se puede añadir a una

solución de polímero. Pero puede tener el

efecto contrario si hay oxígeno libre presente.

La érdida de polímero a la formación puede

ocurrir por adsorción y entrampamiento

mecánico. Las pruebas de laboratorio tienden a

dar valores más altos de adsorción que los

observados en el campo.

La adsorción tiende a aumentar con la

salinidad, alto contenido de arcilla y la falta de

consolidación. Inyecciones de polímero han

tenido más éxito para aceites moderadamente

viscosos, en el intervalo de 5 a 200 mPa.s. La

permeabilidad del yacimiento debe ser superior

a 20 md, y la temperatura no debe ser

superior a 80 C. Si una capa de gas o una zona

de agua inferior podría haber una canalización

de los polímeros, el polímero puede ser ineficaz

en una inyección de agua madura, en vista de la

saturación de petróleo móvil bajo.. La principal

ventaja de los polímeros es la capacidad de

mejorar el perfil de inyección vertical, o

conformidad, porque el polímero inyectado

tenderá a aumentar la resistencia al flujo de

agua en las capas menos barrido. Otro papel

importante de los polímeros se conduce como

agente para el control de la movilidad, como en

la inyección micelar. En general, las

inyecciones de polímeros tienen una buena

oportunidad de éxito en los aceites

moderadamente viscosos, si la recuperación

incremental esperada bajo es económica.

sin mojabilidad residual

mojabilidad residual

Figura 3. Saturación de petróleo residual como una función de un número de

capilares [6].

DESPLAZAMIENTO MISCIBLE

El desplazamiento miscible o inundación con

solvente, consiste en inyectar un agente

desplazante tal como un solvente que es

completamente miscible con el petróleo in-situ.

En consecuencia, la tensión interfacial (IFT)

entre los dos se reduce a cero (no existe una

interfase), el numero de capilares es infinito y el

desplazamiento de petróleo se asegura en un

100% en los poros que son barridos por el

agente desplazante, si la razón de movilidad es

favorable (solvente mas viscoso que el

petróleo). En condiciones ideales, el fluido

desplazante y el petróleo se mezclan en una

banda ancha que se expande a medida que se

mueve en el medio poroso (llamada zona de

mezcla o zona de transición), el cual desplaza

todo el petróleo que esta delante como un

pistón (es decir que cada nuevo fluido debe

empujar el fluido que lo antecede).

El fluido desplazante debe ser un solvente de

hidrocarburo tal como el propano o un gas de

alta presión el cual logra la miscibilidad

después de varios contactos con el petróleo in-

situ. Puede incluso ser un alcohol que es

miscible con ambos petróleo y agua, así, logra

el verdadero desplazamiento “piston-like” de

ambos petróleo y agua. El dióxido de carbono y

nitrógeno pueden servir como agente

desplazante miscible bajo condiciones

adecuadas (alta presión de operación, alta

gravedad API del crudo). Solución micelar o

micro-emulsiones puede actuar como un fluido

“tipo miscible” en el que el aceite no es

desplazado completamente. Lo mismo sucede

para determinados alcoholes.

El desplazamiento miscible puede ser del tipo

de primer contacto como el de un hidrocarburo

con otro ya que los dos son miscibles en todas

las proporciones. El desplazamiento de un

crudo liviano por propano o GLP puede estar en

esta categoría. Por otra parte el desplazamiento

de un aceite por un gas de alta presión que

usualmente del tipo de múltiple contacto, la

miscibilidad entre los dos se logra después de

varios contactos y el correspondiente equilibrio

de fases. Un diagrama ternario de equilibrio de

fases es usado para determinar si y después de

muchos contactos, la miscibilidad seria lograda

a la presión de operación. Los diferentes tipos

de procesos de miscibilidad son los siguientes

Proceso de Slug Miscible

En este caso, el propano o GLP slug (babosa,

para indicar que se mueve lentamente como un

bloque), (cerca del 5% del volumen poroso es

hidrocarburo; HCPV) es usado e empujado por

gas pobre, el gas natural o metano; los gases de

combustión también son utilizados. Este tiene

el efecto de mejorar la relación de movilidad en

la interfase gas-slug; el gas pobre es menos

viscosidad, en efecto, actúa como un fluido

viscoso. Esto es usado en otros procesos de

miscibilidad. El slug será líquido si la

temperatura del yacimiento esta por debajo de

la temperatura crítica (97°C en el caso del

propano). La presión debe ser tal que garantice

la miscibilidad en el borde frontal del slug y el

aceite in-situ, así como entre el borde de salida

y el gas desplazado, de otra manera no podría

ser logrado el desplazamiento miscible. Este

último requisito gobernaría la presión de

operación, la cual seria de 7 a 9 MPa. Esta claro

que si la formación no es suficientemente

profunda (superior a 500m), ocurriría un

fracturamiento.

Gas Enriquecido O Empuje por Gas

Condensado

En este caso, un slug (10-20% HCPV) de gas

enriquecido con etano o fracciones de hexano

(mezcla de propano-metano; gas de separador)

es usado, cuando el empuje por gas seco y agua

en del modo WAG. Estas fracciones son en

gran parte transferida al crudo cercano al punto

de inyección, mientras el gas pobre se mueve.

Eventualmente, la zona de miscibilidad esta

formada entre el gas inyectado y el crudo del

yacimiento desplazando el aceite por delante.

La presión de operación para este proceso

debería ser tan alta donde para un slug de

propano, estaría en el rango de 10 a 20 MPa.

Empuje por Gas Disuelto

Este es un proceso de múltiple contacto,

empleando gas pobre (metano). En este caso, el

etano o fracciones de hexano son transferidos

desde el aceite al gas hasta lograr la

miscibilidad. La presión de operación en este

caso es muy alta, por encima de 20 MPa. Los

gases de combustión o nitrógeno deben ser

sustituidos por gas pobre, con un incremento en

la presión requerida cerca de 30 MPa. La

presión del proceso, el punto de miscibilidad y

otros parámetros pueden ser determinados con

precisión.

Evaluación General

Los procesos anteriores de desplazamiento

miscible deberían ser usados para aceites de 35°

– 45° API, con viscosidades de 4 – 10 MPa.s.

La permeabilidad de la formación debería ser

baja, 50 md o menos, y de espesor pequeño.

Esto es para minimizar la segregación de

gravedad al aceite y gas inyectado. Un

problema inherente en todos los procesos

miscibles es el de „digitación viscosa‟ (viscous

fingering) de el material menos viscoso,

causando disipación slug de una forma u otra.

La inyección Updip y la producción downdip

tenderían a reducir estos problemas.

Cientos de inyecciones miscible se han llevado

a cabo, pero muy pocos han tenido éxito debido

a los problemas antes mencionados. Otros

problemas están relacionados con la geología

(heterogeneidad del yacimiento) y la

disponibilidad de materiales adecuados.

Desplazamiento miscibles ha tenido mucho

éxito en yacimientos de tipo de arrecife en

Alberta con el desplazamiento downward del

aceite. Tales mecanismos de gravedad

estabilizada puede recuperar hasta un 90% de el

aceite in situ [8].

INYECCIÓN DE DIOXIDO DE CARBONO

El dióxido de carbono en el estado líquido

(temperatura critica es de 31° C, presión de 7.4

MPa) es un agente de recuperación de aceite

bastante singular. Debido a la baja temperatura

crítica, está por lo general en un estado gaseoso

cuando se utiliza para la recuperación de

petróleo. Desplazamiento miscible con dióxido

de carbono es similar al mecanismo de gas de

vaporización (vaporizing gas drive), pero en

este caso un rango más amplio de fracciones, de

etano a C30, son extraídas. Como resultado, el

proceso de inyección de dióxido de carbono es

aplicable a un rango amplio de yacimientos a

presiones de miscibilidad mas basas que los de

vaporizing gas drive. La presión de

miscibilidad mínima (MMP) es usualmente

determinada por una prueba de tubo delgado

(Slim tuve test) [2]. Las correlaciones como las

de Holm y Josendal [9] también son útiles para

la estimación de la MMP.

El dióxido de carbono disminuye la viscosidad

del aceite (un efecto que es importante en los

aceites pesados) y causa inflamación del aceite,

pero el principal mecanismo en el caso de los

aceites ligeros es el desplazamiento miscible.

Muchos esquemas de inyección se han

propuesto para el proceso de dióxido de

carbono. A menos que la permeabilidad del

yacimiento al agua se demasiado bajo, un

esquema deseable consistiría en la inyección de

aproximadamente 5% HCPV slug, la inyección

de dióxido de carbono en el modo de WAG,

hasta que alrededor del 20% de dióxido de

carbono sea inyectado.

La inyección de dióxido de carbono se debe

utilizar en yacimientos de aceite

moderadamente livianos a livianos (gravedad

API > 25°, profundidad suficiente para

contener la MMP. Si es realizable, puede ser

mejor elección que otros métodos miscibles in

vista de vista de su mayor viscosidad y mayor

densidad que el metano, por ejemplo. Cabe

señalar que el dióxido de carbono es soluble en

agua, lo que conduce a una cierta pérdida, y las

disoluciones ácidas puede causar graves

problemas de corrosión.

Casi 50 inyecciones de dióxido de carbono se

han llevado a cabo. Algunos de ellos han sido

éxitos económicos. El estado de muchas

inyecciones sigue siendo poco clara. Se puede

decir que el proceso es intrínsecamente

atractivo, pero requiere una cuidadosa

ingeniería.

INYECCIÓN MICELAR

Las micelas o microemulsiones inundadas es

complejo, pero es un método de recobro

terciario bastante prometedor para aceites

livianos. Ha sido extensamente probado en los

laboratorios y muchas pruebas exitosas en

campo han sido conducidas. Una reciente

revisión hecha por Thomas y Farouq Ali.

Las inundaciones de micelas consiste en la

inyección de una solución barrera micelar

(cerca del 5% PV), seguido por una solución

barrera de polímero (buffer, del orden del 50%

PV) el cual es accionado por inundación de

agua. A menudo una pre-limpieza es inyectada

por delante del buffer micelar a condiciones de

la roca. La solución micelar usada es el

elemento clave en el proceso. Esto consiste en

agua, un hidrocarburo adecuado y 10-15% de

surfactantes, unidos con una pequeña cantidad

de sal y una cantidad adecuada de alcohol. Este

último da la posibilidad del control de la

viscosidad y el comportamiento de fase. La

solución micelar así preparada es probada por la

interacción de fases con el yacimiento de

aceites y salmueras, también en núcleos

inundados. Bajo condiciones optimas una

solución micelar (menos móviles que el aceite

y agua in-place) podría desplazar aceite y agua

de una manera miscible en el que el

desplazamiento es similar a la solución mutua

de alcohol, solo que mas eficiente. El buffer de

polímero, menos móvil que la barrera que

retrasa la dilución de la barrera accionada por

agua, esto es una importante parte del proceso.

El diseño de la inundación de micela requiere

un gran acuerdo del background de trabajo,

pero una vez que un adecuado sistema

amortiguador de barrera sea diseñado, el

proceso puede ser muy eficiente. Uno de los

índices de rendimiento es el Oil recovery to

slug ratio. En el campo, estos tienen unos

valores superiores de 3.0. Las inundaciones de

micelas normalmente podrían ser consideradas

para aceites livianos (viscosidades menores que

20 mPa.s), los cuales han sido previamente

inundados por agua (baja salinidad). La presión

del yacimiento no es crítica, basado en el

trabajo del autor, pero la temperatura no debería

ser muy alta debido a la degradación

micelas/polímeros. El principal impedimento en

el desarrollo de las micelas puede ser el costo

de los materiales y los pozos, debido a que los

pequeños espacios del pozo están siendo

utilizados, como resultado, el proceso de

inundamiento micelar ha sido exitoso en

yacimientos depletados y superficiales de

Pennsylvania y Illinois donde los crudos

generalmente son de alto precio y los materiales

son relativamente costosos. El proceso de

inundamiento micelar es el único método de

recobro que ha mostrado ser efectivo para

recuperar aceite de yacimientos de aceites

livianos regados.

INYECCION DE VAPOR

La “Tabla 1” muestra que el 60% de todos los

EOR para producción de aceite en USA, se usa

la inyección de vapor. En Canadá, si bien

“miscible floods” resulta ser el proceso más

exitoso, la inyección de vapor representa casi

toda la producción para el caso de arenas

bituminosas. A diferencia de los métodos “no

térmicos” discutidos previamente, tanto la

“inyección de vapor” como la “inyección de

agua caliente” corresponden a los métodos de

recobro térmicos, también agregando por

supuesto “la combustión in situ”, siendo el

primer proceso destinado para crudos pesados

en arenas bituminosas (gravedad alrededor de

los 10° a los 20° API!). Por otro lado, el

“steamflooding” ha sido un proceso exitoso en

un gran número de yacimientos que producen

crudos livianos; la combustión in situ parece

trabajar mejor para crudos moderadamente

pesados.

Estimulación Cíclica de Vapor (CSS)

De los EOR, este es el método más exitoso y es

usualmente la primera etapa en el desarrollo de

la inyección de vapor. En Canadá, este es el

único método de recobro eficiente en el

presente para la producción de arenas

bituminosas.

La estimulación cíclica de vapor (CSS) consiste

básicamente en una simple operación de pozo,

aunque antes (si ocurre fracturamiento) o

después, la comunicación de los pozos

desarrollados en el proceso llegan a ser muy

complejos. El vapor es inyectado en el pozo a

una alta tasa (200 m3/dia de agua equivalente

en “COLD LAKE”) por un corto tiempo (un

mes), siguiendo con el cierre del pozo por

pocos días por la distribución de calor. Después

de esto se permite que el pozo de lugar al flujo,

donde luego es bombeado. La tasa de aceite

incrementa rápidamente a un valor alto, y

permanece en un nivel económico por un largo

periodo (10 m3/dia en promedio por 6 meses).

Cuando la tasa se llega a tornar antieconómica,

o si el aceite se llega a tornar algo frio de lo

normal (viscoso), todo el proceso será repetido.

En principio, el mecanismo de CSS es simple:

el vapor inyectado en gran parte pasa por el

aceite que se encuentra alrededor del wellbore,

calentándolo en el proceso. Cuando el pozo es

puesto en producción, el aceite movilizado

fluye dentro del wellbore, desplazado por la

presión del yacimiento, gravedad,

compactación u otras fuerzas. En COLD

LAKE, la inyección de vapor es efectuada

usualmente bajo presiones de fracturas y el

proceso se torna mucho más complicado, con la

comunicación entre pozos entrando en juego

tempranamente. Es claro que el CSS y otros

métodos térmicos la intención es para mejorar

la relación de movilidad M reduciendo en gran

medida la viscosidad del fluido.

La estimulación cíclica de vapor tiene

probabilidades de éxito en crudos altamente

pesados contenidos en un yacimiento con

buenos mecanismos de empuje. Generalmente,

el rendimiento (relación vapor-aceite, OSR,

siendo m3 de aceite producido por m3 de vapor

inyectado) disminuye mas y mas a medida que

los ciclos son llevados a cabo. Esto no se da de

esa manera si el fracturamiento ocurre. El

recobro de aceite es usualmente pequeño, ya

que solo una porción pequeña de la formación

es afectada. En COLD LAKE, está acerca del

20% para los espaciamientos más pequeños del

pozo (menor a 2 ha/pozo). Los espesores de la

formación superiores a 10 m y profundidades

menores de 1000 m son deseables, pero se

pueden dar algunas excepciones. La zona

geológica cerca al wellbore es extremadamente

importante en CSS. El fondo de la capa de gas

y agua es deseable pero sus características de

redención pueden estar presentes.

Steamflooding

Steamflooding, al igual que el waterflooding, es

un patrón de empuje y desplazamiento, con

matrices de inyección y producción de pozos.

En este caso, el rendimiento depende

fuertemente del tamaño del patrón, ya que la

pérdida de calor de las rocas circundantes puede

consumir una larga proporción del calor de la

inyección. El vapor es continuamente inyectado

dentro del inyector, resultando en la formación

de una zona de vapor, que avanza en una rata

que decrece constantemente. El vapor

reemplazado por gravedad puede ser un

problema. El vapor reduce la saturación de

aceite dentro de la zona de vapor para muy

bajos valores, del orden del 10%. El aceite es

transportado por el vapor destilado también, el

cual es el principal mecanismo para los aceites

livianos de steamflooding.

Cuando ocurre el avance del vapor, la rata de

inyección de vapor se reduce a una válvula que

es suficiente para ministrar la pérdida de calor.

Otras medidas pueden incluso apagar los

intervalos del vapor productor, re

completamiento de los pozos e incluso la

perforación de revestimiento. En un tiempo más

tarde (a una inyección acerca del medio millón

de KJ/m3 de roca). El vapor es discontinuo y ya

sea que el agua caliente es inyectada o los

inyectores son cerrados mientras que en los

productores se mantiene abierto continuamente.

Hay también otras opciones para la operación

avanzada de steamfloods.

Steamflooding es factible si el aceite en sitio

tiene suficiente movilidad – la viscosidad del

aceite debería ser menor que 1000 mPa.s y su

permeabilidad debería estar en el orden de un

darcy. Se debería tener un espesor mínimo de

formación de 10 m, y una profundidad menor

de los 1000 m. Esto debería notar que el

steamflooding más eficiente se da en california

e indonesia, donde se tienen unas

profundidades y espesores más pequeños que

los requeridos. La presión de formación debería

ser baja para permitir que la inyección de vapor

se dé a una presión relativamente baja. Las

presiones bajas de operación son requeridas por

varias razones. La formación geológica juega

un valor importante en el proceso de

steamflooding. El fondo de la capa de gas o de

agua pueden ser no requeridas. Hay ejemplos

(piece river), donde una zona límite alta de agua

fue usada para aprovechar el calor de la

formación. El frente de vapor puede tomar

muchas formas dependiendo de las condiciones

del yacimiento.

El recobro de aceite en un proceso de

steamflooding puede ser alto (50% la mayoría

de los casos) pero la relación vapor-aceite es

más bajo que en el CSS por la alta pérdida de

calor.

LA COMBUSTIÓN IN SITU

La combustión in situ, o fireflooding, es un

proceso único, porque una parte

(aproximadamente 10%) del aceite en el lugar

se oxida para generar calor. Como tal, el

proceso tiene una alta eficiencia térmica. Aire

(o aire enriquecido en oxígeno, o incluso

oxígeno puro) debe ser inyectado para oxidar el

aceite. Como resultado, los grandes volúmenes

de gas de combustión se producen causando

problemas mecánicos tales como restricción de

flujo así como depósito de aceite debido a la

alta saturación de gas.

En cuanto al proceso de combustión se refiere,

se genera calor dentro de una zona de

combustión muy estrecha a una temperatura

elevada (alrededor de 600 C). Directamente

delante de la zona de combustión se produce el

cracking del aceite , lo que conduce a la

deposición de una fracción pesada (coque) que

se quema para mantener la combustión. La zona

de combustión efectivamente actúa como un

pistón y debe quemar o desplazar todo por

delante antes de que pueda avanzar.

Es evidente que el aceite cerca de los

productores está a la temperatura inicial durante

un tiempo largo y por lo tanto debe ser

suficientemente móvil para ser producido.

Generalmente hay anulación severa de

gravedad sobre la zona de combustión y, como

resultado, es más casi horizontal que vertical.

Una vez que se produzca la penetración en un

productor, las temperaturas aumentan

abruptamente y el funcionamiento se vuelve

difícil y costoso. Al mismo tiempo, sin

embargo. La viscosidad del aceite es muy baja

por lo que las tasas de producción de petróleo

también están en su punto máximo. El

enfriamiento de los productores puede ser

necesaria.

Corrosión, un problema de la combustión in

situ, se hace cada vez más grave. Cuando se usa

enriquecimiento de oxígeno, el oxígeno avance

prematuramente y es un problema común. Un

avance importante en la combustión in situ es la

inyección de agua con el aire (combustión

húmeda). El agua ayuda a transportar el calor

acumulado en las aguas abajo de las arenas

quemadas y por lo tanto aumenta la eficiencia

térmica del proceso.

Más de cien pozos firefloods se han llevado a

cabo con resultados positivos, evidentemente

son relativamente pocos.

Recuperación de aceite tiene un promedio de

50% y la relación de aire-aceite (AOR, definida

como Sm3 de aire necesaria para producir una

Sm3 de petróleo) ha variado desde 1000 a

3000, los valores más bajos de ser las típicas de

combustión húmeda.

OTROS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN

Aparte de lo anterior, muchos otros métodos de

recuperación de aceite se han propuestos. Entre

ellos cabe destacar las inyecciones de

surfactante y la inyección alcalina y sus muchas

variaciones, en particular, las combinaciones

con las inyecciones de polímeros.

Algunas de las primeras investigaciones se

realizaron sobre las inyecciones de surfactante,

lo que se buscaba era reducir la tensión

interfacial entre el aceite y el agua y disminuir

la saturación de petróleo residual. Durante años,

se han logrado muchos avances, sobre todo el

uso de sulfonatos de petróleo como

tensoactivoss. Estos son más eficaces que los

tensoactivos convencionales y menos

susceptible a la adsorción en la superficie de la

roca y las interacciones con los minerales, el

talón de Aquiles de todos los procesos de

inyección de químicos.

Otra categoría importante de los métodos de

inyección de químicos es la inyección de

alcalinos. En este caso, un álcali adecuado

(generalmente hidróxido de sodio o soda

cáustica) inyectado en una solución acuosa

diluida la cual reacciona con los compuestos

ácidos del aceite in situ. Estos tensoactivos

conducen a una reducción en la tensión

interfacial y también en las emulsiones

formadas, resultando una ayuda en la mejora de

la relación de movilidad de diversas maneras.

Una exposición concisa del proceso ha sido

dada por Johnson.

Uno de los problemas con inyección de

alcalinos es el consumo de la sustancia química

(cáustica) por la roca, que ocurre debido a una

serie de mecanismos, incluyendo las reacciones

de arcilla. Además, los estudios para la tensión

interfacial utilizando soda caustica que las

concentraciones considerables (con frecuencia

se aproxima a 1%) son necesarios para efectuar

una reducción significativa en la tensión

interfacial. Combinaciones de polímeros y

surfactantes también se han probado. En la

inyección de soda caustica, como el producto

químico debe reaccionar con el aceite, su patrón

de flujo es importante. También se debe

considerar dilución de la solución inyectada por

el agua de formación, así como sales en el

efecto de la tensión interfacial. Inyecciones de

cáustica han tenido un éxito limitado en el

campo. Tal inyección deben ser considerados

para un petróleo dado, si el índice de acidez de

0,5 mg KOH / g de crudo, o mayor. El petróleo

pesado parece ser más adecuados para este

proceso.

Muchos métodos no térmicos de recuperación

del petróleo se han probado para la

recuperación de petróleo pesado. Una extensa

revisión de estos fue dada recientemente por

Selby, Alikan y Farouq Ali (12). Pocas pruebas

de campo han sido un éxito por las razones

indicadas allí. Inyección de dióxido de carbono

Inmiscible parece prometedora para los aceites

moderadamente pesados.

RESUMEN Y CONCLUSIONES

Numerosos metodos de EOR han sido

propuestos y varios de estos han sido discutido

en detalle. Sientos de prubas de pozo han sido

realizadas, pero pocas han sido exitosas.

Muchos metodos de EOR, especialmente

inyecciones quimicas, dan resultados en el

laboratorio pero fallan en campo, esto es debido

a la incapacidad para llevar a cabo los

experimentos a escala en estas u otras

sircustancias. Simuladores numericos de

muchos de estos procesos estan todavía en las

primeras etapas de desarrollo, practicamente

debido a que los procesos mecanicos no han

sido completamente entendidos.

Mucho se puede aprender de fallas economicas

y/o tecnicas de campos, pero muchos de estos

no son publicados. Criterios de selesccion

pueden proporcionar alguna orientacional

momento de elegir, pero recordando que el

éxito de los campos es el objetivo, la eleccion

es muy estrecha. Ademas, informaciones

geologicas y mineralogicas pueden dar otros

criterios sin sentidos. En EOR esto no ha sido

sustituido por la experiencia, tratar de

interpretar el proceso en terminos de el radio de

mobilidad y capilaridad.

Observando los metodos de EOR que han diso

exitosos comenricalmente, estos pueden decir

que la inyeccion de vapor tiene una gran

oportunidad de éxito, el desplazamiento

miscible puede ser exitoso bajo condiciones

especiales y la inundacion de dioxido de

carbono es todavía un interrogante, aunque este

tiene potencial. La combustion in situ a perdido

mucho de su antiguo atractivo, pero la

combustion humeda puede trabajar donde el

vapor no puede ser aplicable. Lo mismo se

cumple para el proceso con dioxido de carbon

inmiscible, la inundacion de micellar a sido

provada en los campos, pero sigue siendo

compleja y un proceso de altos costos. De los

metodos quimicos restantes, inundacion con

polimeros pueden incrementar moderadamente

la produccion de aceite. Inundaciones de

alkalinos o surfactates tienes gran potencial de

investigacion pero con un gran riesgo en los

procesos de campo. Todos los metodos de

EOR tienes poco margen operacional bajo las

mejores circustancias.

Considerando que dos o tres campos

completamente desarrolados que no se a

recuperado aceite, valen la pena estudios a

largo plazo de los metodos de EOR en pruebas

de campo.