tema n 2

PET 450 TEMA 2: METODOS NO TERMICOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

Ing. Jos Pedro Salazar I. 1 de 15

TEMA 2 METODOS NO TERMICOS DE RECUPERACION MEJORADA DE PETROLEO

Los mtodos no trmicos abarcan los procesos qumicos y los miscibles. Los primeros incluyen los polmeros, surfactantes, casticos, las invasiones micelar/polmero y combinaciones. Los mtodos miscibles incluyen los empujes miscibles a alta presin, usando un gas de hidrocarburo, nitrgeno o CO2, as como el desplazamiento de hidrocarburos lquidos. Muchas variaciones son posibles en la aplicacin de estos procesos, una de ellas es la inyeccin alternada de agua y gas conocida como proceso WAG (Water Alternating Gas). Otros mtodos que no son miscibles o qumicos, incluyen empujes de gas inmiscible por CO2, gases inertes y otros. 1) INVASIONES QUIMICAS La mayora de los procesos qumicos involucran la inyeccin de materiales que usualmente no estn presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran polmeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos. 1.1 INVASIN CON POLMEROS Es una modificacin de la inyeccin de agua y consiste en aadir al agua de inyeccin un tapn de polmeros de un alto peso molecular (2 hasta 5 MM) antes de que sta sea inyecta en el yacimiento. Dichas soluciones son muy viscosas aun cuando sea altamente diluidas, lo cual hace que mejore la razn de movilidad agua-petrleo generando un mejor desplazamiento y un barrido ms completo del yacimiento que en la invasin con agua convencional.

Fig. 2.1 Proceso de invasin con polmeros



Con los polmeros, se forma un banco de petrleo que se empuja como en la inyeccin de agua convencional (Fig. 2.1). Los polmeros ms utilizados son los solubles en agua e insolubles en petrleo o alcohol. Actualmente se usan tres tipos de polmeros: poliacrilamidas, polisacridos (biopolmeros) y polixidos de etileno; los dos primeros son los ms aplicados en pruebas de campo, siendo los poliacrilamidas los ms populares debido a que aumentan la viscosidad, alteran la permeabilidad de la roca yacimiento en las zonas invadidas, lo cual baja la movilidad efectiva del agua inyectada. Los biopolmeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son ms costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren. El resultado final es una reduccin en la razn de movilidad y un mejoramiento de la eficiencia de barrido, lo que conduce a un incremento en la recuperacin. Existen muchos factores que afectan la recuperacin de petrleo al usar polmeros: la degradacin de stos debido a la alta salinidad del agua intersticial, la temperatura, el envejecimiento, la formacin de geles, altos esfuerzos de corte y otros. 1.2 INVASIN CON SURFACTANTES Los surfactantes son compuestos orgnicos provenientes del petrleo crudo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensin interfacial. El objetivo principal 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 (20 a 40% del volumen poroso).

Este mtodo consiste en un proceso de inyeccin de mltiples tapones, 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 un banco fluyente de agua/petrleo que se propaga delante del bache o tapn de surfactante (Fig. 2.2).



Fig. 2.2 Esquema de una invasin con surfactantes

Los surfactantes ms empleados a nivel de campo son sulfonatos de petrleo o sintticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Los aditivos ms populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio. 1.3 INVASIONES ALCALINAS O PROCESOS DE INVERSION DE HUMECTABILIDAD La inyeccin de soluciones alcalinas (o custicas) emplea un proceso de emulsificacin in situ. Este mtodo requiere adicionar al agua de inyeccin ciertas sustancias qumicas como hidrxido de sodio, silicato de sodio, soda custica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los cidos orgnicos que contiene el petrleo del yacimiento. A medida que el agua alcalina y el petrleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas (surfactantes) en la interfase petrleo-agua, las cuales permiten que el petrleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos:

a) Reduccin de la tensin superficial como resultado de la formacin in situ de surfactantes.

b) Cambio de humectabilidad, de humectado por petrleo a humectado por agua. c) Emulsificacin y entrampamiento del petrleo para ayudar a controlar la movilidad. d) Emulsificacin y arrastre de petrleo. e) Solubilizacin de las pelculas rgidas de petrleo en la interfase petrleo-agua. f) Cambio de humectabilidad, de humectado por agua a humectado por petrleo.

La recuperacin mejorada se obtiene cambiando la mojabilidad de la roca y bajando la tensin superficial, lo cual causa una emulsificacin inmediata. Para petrleos livianos (> 30API), el proceso requiere alta concentracin de agente alcalino (2 5%) dando como resultado una alta eficiencia de desplazamiento.



Para petrleos pesados (< 25API) la concentracin de lcali es baja (0.1 1.0 %) y el agua de formacin debe tener una baja concentracin de ion calcio. El proceso alcalino puede aplicarse a petrleos de alta viscosidad y puede mejorar tanto el desplazamiento como la eficiencia de barrido.

Muchas veces se inyecta una solucin de polmeros entre el tapn de custica y el agua de inyeccin para proteger la integridad de la solucin alcalina, as como para mejorar la eficiencia de barrido (Fig 2.3).

Fig. 2.3 Proceso de invasin usando soluciones alcalinas

VENTAJAS El proceso es relativamente barato. El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyeccin de gas. El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petrleo. La conversin de inyeccin de agua a invasin con custica es relativamente fcil. DESVENTAJAS Los problemas de corrosin requieren la proteccin de tuberas y tanques, as como de la

tubera de produccin. El proceso no es para yacimientos carbonatados. El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los pozos de produccin. La mezcla y dispersin de la solucin alcalina puede causar una respuesta pobre. Alto consumo de custica.



1.4 INVASIONES MICELARES La invasin micelar o microemulsin es un proceso muy complejo aplicable para petrleos livianos. La tcnica consiste en la inyeccin de un tapn micelar seguido por un volumen de solucin de polmero, el cual se empuja con agua, a menudo se inyecta un preflujo delante del tapn micelar para condicionar la roca. La solucin micelar est formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeas cantidades de sal y un alcohol adecuado (para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase). En condiciones ptimas, una solucin micelar (menos mvil que el petrleo in situ y el agua) puede desplazar el petrleo y el agua en forma miscible.

Fig. 2.4 Esquema de una invasin micelar

Este mtodo debe considerarse para petrleos livianos (viscosidades menores a 20 cp) y para yacimientos previamente invadidos con agua (baja salinidad); la presin del yacimiento no es crtica, pero la temperatura no debe ser alta como para causar la degradacin del polmero/micelar. 1.5 INYECCION DE ESPUMA Las espumas son acumulaciones de burbujas 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 o un agente qumico que la estabiliza y se realiza a una razn de movilidad menor que la inyeccin de gas o lquido solos.



La cantidad de espuma se define como la razn entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma; la mxima calidad es 0.96 ya que requiere un 4% de lquido para producirla. Las que tienen una calidad mayor de 0.8 se denominan secas presentan una mejor dispersin de las dos fases y son ms estables, las que presentan una calidad menor de 0.7 se denominan hmedas y se caracterizan por la presencia de largas cadenas de burbujas cilndricas separadas por tapones de lquido. La inyeccin de espuma en medio poroso crea un gran nmero de interfases elsticas que ejercen una fuerza tipo pistn sobre el petrleo que es desplazado. El proceso 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, las secciones ms permeables se van llenando de espuma y la eficiencia de barrido vertical mejora. Como la estabilidad de la espuma no es perfecta, se requiere una inyeccin continua de la misma. 2) DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petrleo existente. La tensin interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe una interfase),el nmero capilar se hace infinito y el desplazamiento de petrleo se asegura en un 100%en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razn de movilidad es favorable. El desplazamiento de un petrleo por un gas a alta presin es generalmente del tipo de mltiples contactos, donde la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. El CO2 y el nitrgeno tambin se pueden usar como agentes miscibles de desplazamiento, en condiciones apropiadas (altas presiones de operacin y crudos de alto API). Las soluciones micelares o microemulsiones pueden actuar como agentes miscibles de desplazamiento, en los cuales el petrleo no es desplazado completamente y lo mismo es vlido para cierto tipo de alcoholes. 2.1 PROCESO DE TAPONES MISCIBLES El desplazamiento de petrleo con un tapn miscible generalmente se refiere a la inyeccin de algn solvente lquido que es miscible despus del primer contacto con el petrleo del yacimiento (Fig. 2.5).



Fig. 2.5 Proceso de invasin con tapones miscibles

El agua se inyecta con el gas en pequeos tapones en forma alternada (proceso WAG), lo cual mejora la razn de movilidad en la interfase del tapn de gas; el gas menos viscoso, acta como un fluido viscoso. El tapn ser un lquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crtica (207 F en el caso del propano). La presin debe garantizar la miscibilidad del tapn y el petrleo en el yacimiento, as como entre la parte final del tapn y el gas desplazante, de otra manera no se alcanza el desplazamiento miscible. VENTAJAS Todo el petrleo contactado se desplaza. Se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad. Se puede utilizar como un mtodo secundario o terciario. DESVENTAJAS El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy

inclinadas. El tamao del tapn es difcil de mantener debido a la dispersin. El material del tapn es costoso. 2.2 PROCESOS CON GAS ENRIQUECIDO O EMPUJE CON GAS CONDENSANTE En este caso se usa un tapn de metano enriquecido con etano, propano o butano, empujado por un gas pobre y agua. A medida que el gas inyectado se mueve en la formacin, los componentes enriquecidos son extrados del gas inyectado y absorbidos por el petrleo.



La inyeccin continua de gas enriquecido y la remocin de las fracciones livianas alrededor del pozo forman una zona rica en C2 y C4, esta banda de petrleo enriquecido se vuelve miscible con aquel, desplazando al petrleo que va adelante. Con excepcin del propano lquido, este proceso requiere de mltiples contactos entre el petrleo y el gas enriquecido para que se pueda desarrollar este tapn miscible in situ.

Fig. 2.6 Proceso miscible con gas enriquecido

VENTAJAS El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petrleo residual

contactado. La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento. El proceso es ms econmico que el del tapn de propano. Se desarrolla la miscibilidad a una presin menor que en el empuje con gas pobre. El uso de tapones de gran tamao minimiza los problemas de diseo DESVENTAJAS Tiene una pobre eficiencia. Si las formaciones son gruesas, ocurre segregacin por gravedad. El costo del gas es alto. La presencia de canalizaciones lleva a la desaparicin del tapn. 2.3 EMPUJE CON GAS VAPORIZANTE O DE ALTA PRESION Este es un proceso de mltiples contactos que requieren inyeccin continua a alta presin de un gas pobre como el metano o el etano y, como en el caso del gas enriquecido, se necesitan mltiples contactos entre el petrleo del yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona de miscibilidad.



Al contrario del mtodo de gas enriquecido, donde los componentes livianos se condensan fuera del gas inyectado y dentro del petrleo, las fracciones intermedias hasta el hexano son transferidas del petrleo hacia el gas, hasta que alcance la miscibilidad y la presin de operacin sea alta, mayor a 2900 psi (Fig. 2.7).

Fig. 2.7 Proceso miscible con gas vaporizante

Los gases de combustin y el nitrgeno pueden ser sustituidos del gas pobre, con un incremento aproximado de presin de 4350 psi . Si el lquido del yacimiento es rico en fracciones intermedias (C2 al C6), el frente del gas se saturar con los componentes livianos del petrleo y se volver miscible. VENTAJAS El proceso de gas pobre alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100% La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento. Es ms econmico que el proceso del tapn de propano o gas enriquecido. No existen problemas con el tamao del tapn debido a que ocurre inyeccin continua. El gas puede ser reciclado e inyectado DESVENTAJAS Requiere altas presiones de inyeccin. Tiene aplicacin limitada debido a que el petrleo del yacimiento debe ser rico en

fracciones de C2 al C6. La eficiencia areal y la segregacin debido a la gravedad son pobres. El costo del gas es alto y los sustitutos requieren altas presiones de inyeccin y ser

separados de la corriente gaseosa una vez que ocurra la irrupcin y se comience a producir.



2.4 INYECCION ALTERNADA DE AGUA Y GAS (PROCESO WAG) La inyeccin alternada de gas junto con el agua es una variante de los tapones miscibles, permite controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento y mejorar la eficiencia de barrido vertical al disminuir la razn de movilidad y, por lo tanto, aumentar la eficiencia de barrido volumtrico. En este proceso se inyecta tapones de agua y gas alternadamente, los cuales se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en una relacin agua-gas determinada, de manera que el tapn de agua no alcance el banco de fluido miscible (gas) donde ocurre el principal desplazamiento. La inyeccin alternada de agua y gas se espera que combine las ventajas de un desplazamiento miscible con las de inyeccin de agua (Fig 2.8).

Fig. 2.8 Proceso de inyeccin alternada de agua y gas

2.5 INYECCION USANDO SOLVENTES Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son miscibles. Los agentes miscibles podran mezclarse en todas las proporciones en el petrleo que ser desplazado, la mayora de ellos exhibe una miscibilidad parcial con el petrleo y por eso se les denomina solventes. El mtodo utiliza varios procesos de recuperacin mejorada cuyas principales funciones en la recuperacin de petrleo son la extraccin, disolucin, vaporizacin, solubilizacin, condensacin o algunos otros cambios en el comportamiento de fases (Fig. 1.9).



Fig. 2.9 Proceso de inyeccin usando solventes

Estos mtodos tiene otros mecanismos de recuperacin importantes como la reduccin de la viscosidad, el hinchamiento del petrleo y el empuje por gas en solucin, pero el mecanismo primario es la extraccin que puede lograrse con muchos fluidos como: alcoholes orgnicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado de petrleo, gas natural y gas natural licuado, dixido de carbono, aire, nitrgeno, gases de combustin y otros. 2.6 INYECCION DE ALCOHOL Se han realizado operaciones de campo en las cuales se ha inyectado alcohol como solvente en el petrleo, y se ha demostrado que, a pesar del alto costo, este mtodo puede ser aplicado comercialmente. Este proceso difiere de los desplazamientos miscibles, ya que el petrleo y el agua connata se desplazan sin la alta concentracin de alcohol en el tapn. Si sta cae por debajo de ciertos niveles, se pierde la miscibilidad y el proceso se convertir en una inyeccin de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para empujar el tapn del alcohol. El uso de alcohol isoproplico est limitado porque inicialmente es miscible con el petrleo y el agua connata y, por lo tanto, el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para mantener la miscibilidad. 2.7 INYECCION DE DIOXIDO DE CARBONO El dixido de carbono en estado lquido (temperatura crtica 88F y presin crtica 1073 psi) es el agente miscible preferido para la recuperacin de petrleo, pero debido a su baja temperatura crtica generalmente se encuentra en estado gaseoso.



El desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. La invasin con CO2 se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad mucho ms bajas que las requeridas en los procesos con gas vaporizante. El CO2 reduce la viscosidad del petrleo y causa su hinchamiento. Un esquema recomendable es la inyeccin de un tapn de CO2, seguido por agua (de la forma WAG), hasta que cerca del 20% del CO2 se haya inyectado (Fig. 2.10).

Fig. 2.10 Proceso de inyeccin de CO2

Este mtodo se debe usar en yacimientos con crudos desde moderadamente livianos hasta livianos (API > 25), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la PPM; si existe disponibilidad del CO2, es una mejor seleccin que otros mtodos miscibles en vista de su alta viscosidad y mayor densidad que el metano. El CO2 es soluble en agua, lo que ocasiona algunas prdidas y las soluciones cidas pueden causar problemas de corrosin. 2.8 INYECCION DE NITROGENO Constituyen un mtodo viable si el yacimiento cumple con los siguientes requisitos:

El crudo del yacimiento:

Debe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano (C2 C6) o hidrocarburos livianos (API >35)

Tiene un factor volumtrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento.

Est saturado de metano (C1).



El yacimiento:

Debe estar a una profundidad 5000 pies, a fin de mantener las altas presiones de inyeccin ( 5000 psi) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el nitrgeno sin fracturar la formacin.

Cuando se inyecta N2 en un yacimiento, este forma un frente miscible por vaporizacin de componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, ahora enriquecido en cierta magnitud, contina su movimiento desde los pozos inyectores y as va contactando crudo fresco y vaporizando ms componentes, lo cual enriquece a medida que avanza el frente. El primer frente de gas puede alcanzar un alto grado de enriquecimiento que se convierte en solucin o se hace miscible con el crudo de la formacin. En esta etapa, la interfase entre el crudo y el gas desaparece, formndose una mezcla homognea de ambos fluidos. Con la inyeccin continua de nitrgeno se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo un banco de crudo hacia los pozos productores. La inyeccin de este gas tambin puede alternarse con la inyeccin de agua (proceso WAG) para incrementar la eficiencia de barrido y la recuperacin de petrleo. 3) EMPUJES CON GAS La inyeccin continua de gas se destaca como uno de los mtodos ms prometedores para recobrar el petrleo residual que queda en las zonas barridas y no barridas de los yacimientos despus de la inyeccin de agua. Debido a la disminucin de la tensin interfacial y a las mejoras de la movilidad del crudo, los desplazamientos miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido. Pirson propuso la utilizacin del CO2 a altas presiones y posteriormente se plante usarlo junto con agua, con el objetivo de reducir la viscosidad del petrleo y provocar su hinchamiento, tambin se emplea el CO2 como un tapn controlador de empuje. Otras variantes de estos procesos se logra utilizando gases pobres y gases de combustin, obtenidos a partir del quemado de gas natural en motores de combustin interna, los cuales contienen un 78% de nitrgeno, 13% de CO2 y en algunos casos muy bajas proporciones de gases inertes. Las tcnicas se basan en que el CO2 se disuelve en el petrleo y le reduce viscosidad, mientras que el nitrgeno aumenta la presin del yacimiento.



3.1 INYECCION CICLICA DE GAS Consiste en la inyeccin de un volumen determinado de gas (tapn) en un pozo productor. Despus de esta inyeccin, el pozo se cierra durante un periodo (tiempo de remojo) para permitir el equilibrio de las fases en la formacin y, posteriormente se reabre la produccin. El ms comn de estos procesos es la inyeccin cclica de CO2 (CO2 hull and full). Los mecanismos de produccin de la inyeccin cclica de CO2 son:

a) Reduccin de la viscosidad del petrleo b) Hinchamiento del petrleo c) Empuje por gas en solucin d) Disminucin de la tensin interfacial e) Cambios en la mojabilidad del medio poroso

Entre las ventajas que presenta la inyeccin de gas natural con respecto al CO2 estn: no genera cambios de mojabilidad en el medio poroso que constituye la formacin y no requiere de inversiones importantes para su manejo. 3.2 INYECCION DE AGUA CARBONATADA Esta tcnica consiste en agregar CO2 al agua de inyeccin, con el objeto de lograr una razn de movilidad favorable entre la fase desplazante y la fase desplazada por efecto de la reduccin de la viscosidad del petrleo al mezclarse con el CO2 del agua. La zona de agua carbonatada se desplaza posteriormente mediante la inyeccin de agua (Fig. 2.11).

Fig. 2.11 Inyeccin de agua carbonatada



4) INYECCION MICROBIAL La tecnologa de la recuperacin de petrleo a partir de microbios esta aun en su etapa de desarrollo. Pruebas de laboratorio han demostrado que algunos microorganismos producen qumicos que pueden incrementar la movilidad del petrleo en el reservorio. Se ha demostrado tambin que estos organismos pueden ser desplazados a travs del medio poroso, y que se pueden adaptar a vivir bajo una variedad de condiciones medioambientales. Los qumicos que pueden ser producidos por microorganismos incluyen surfactantes, cidos, solventes y dixido de carbono. Se consideran como buenos prospectos para inyeccin microbial los reservorios con temperaturas menores a 160F, saturacin residual mayor a 25-30% y permeabilidad mayor que 100 md.

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