lunes, 30 de junio de 2014

Inyección de dióxido de carbono

El dióxido de carbono en estado líquido (temperatura crítica 88°F y presión crítica de 1073 Ipc) es el agente miscible preferido para el recobro de petróleo, pero debido a su baja temperatura crítica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El desplazamiento miscible con C02 es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. Como resultado, la invasión con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad mucho más bajas que las requeridas en los procesos con gas vaporizante. La presión mínima de miscibilidad (PMM) se puede determinar en el laboratorio o bien, utilizando las correlaciones presentadas por Holm y Josendal. 
El C02 también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto que es muy importante en crudos pesados) y causa su hinchamiento, pero el principal mecanismo en el caso de petróleos livianos es el desplazamiento miscible. Se han propuesto varios esquemas de inyección con C02 y, a menos que la permeabilidad del yacimiento al agua sea muy baja, un esquema recomendable es la inyección de un tapón de C02 de 5% del VP, seguido por agua (de la forma WAG), hasta que cerca del 20% de C02 se haya inyectado. La Figura 9.17 es una representación esquemática del proceso en un yacimiento horizontal.
Este método se debe usar en yacimientos con crudos desde moderadamente livianos hasta livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la PMM; y si existe disponibilidad del C02, es una mejor selección que otros métodos miscibles en vista de su alta viscosidad y mayor densidad que el metano, por ejemplo. Debe hacerse notar que el C02 es soluble en agua, lo cual ocasiona algunas pérdidas y las soluciones ácidas pueden causar severos problemas de corrosión. Se han llevado a cabo cerca de 50 invasiones con C02, algunas de las cuales han resultado exitosas; sin embargo, el resultado final no está todavía claro, por lo que se puede concluir que el proceso es sumamente atractivo, pero que requiere una ingeniería cuidadosa.

sábado, 28 de junio de 2014

Inyección de alcohol

Se han realizado operaciones de campo en las cuales se inyecta alcohol como solvente en el petróleo, y se ha demostrado que, a pesar del alto costo, este método puede ser aplicado comercialmente. Este proceso difiere de los desplazamientos miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se desplazan si la concentración de alcohol en el tapón es suficientemente alta. Si ésta cae por debajo de ciertos niveles, se pierde la miscibilidad y el proceso se convertirá en una inyección de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para empujar el tapón de alcohol. El uso del alcohol isopropílico está limitado porque inicialmente es miscible con el petróleo 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. El uso de cantidades grandes de alcohol parece prometedor, pero es más costoso.

viernes, 27 de junio de 2014

Inyección usando solventes - II

El método mostrado en la Figura 9.16 utiliza varios procesos EOR cuyas principales funciones en el recobro de petróleo son la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación o algunos otros cambios en el comportamiento de fases que involucran el crudo. Estos métodos tienen también otros mecanismos de recobro muy importantes como la reducción de la viscosidad, el hinchamiento del petróleo y el empuje por gas en solución, pero el mecanismo primario es la extracción. Ésta puede lograrse con muchos fluidos como: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas natural licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

jueves, 26 de junio de 2014

Inyección usando solventes - I

Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son irascibles. Los agentes miscibles podrían mezclarse en todas las proporciones en el petróleo que será desplazado, pero la mayoría de ellos sólo exhibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se les denomina solventes. Muchos, de hecho, pueden ser
miscibles con el crudo en las condiciones adecuadas, pero la mayoría de los solventes comerciales son inmiscibles con una fase acuosa.

La inyección de solventes fue uno de los primeros métodos utilizados para ex- traer el petróleo del medio poroso en la década de 1960. Inicialmente, el interés estuvo concentrado en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazar el LPG por medio de un tapón de gas seco. Este proceso resultó cada vez menos atractivo a medida que el valor del solvente aumentaba. A finales de 1970, resurgió el in- terés debido al aumento de los precios del petróleo y a una mayor confianza en los procedimientos para estimar su recobro. Durante este período, el líder de los solventes fue el dióxido de carbono, aun cuando también fueron utilizados muchos otros fluidos.

miércoles, 25 de junio de 2014

Inyección alternada de agua y gas (Proceso WAG)

La inyección alternada de gas junto con el agua es una variante de los tapones miscibles. Fue propuesta por Caudle y Dyes como un proceso que permite controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento y mejorar la eficiencia de tarrido vertical al disminuir la razón de movilidad y, por lo tanto, aumentar la eficiencia de barrido volumétrico. 
En este proceso se inyectan tapones de agua y gas alternadamente, los cuales se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en una relación agua-gas determinada, de manera que el tapón de agua no alcance el banco de fluido miscible (gas) donde está ocurriendo el principal desplazamiento. La inyección alternada de agua y gas se espera que combine las ventajas de un desplazamiento miscible con las de inyección de agua. La Figura 9.15 muestra el esquema de una inyección WAG no convencional.

viernes, 20 de junio de 2014

Empuje con gas vaporizante o de alta presión

Este es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y, como en el caso de gas enriquecido, se necesitan múltiples contactos entre el petróleo del yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona de miscibilidad. Sin embargo, al contrario del método de gas enriquecido, donde los componentes livianos se condensan fuera del gas inyectado y dentro del petróleo, las fracciones intermedias hasta el hexano son transferidas del petróleo hacia el gas, hasta que se alcance la miscibilidad y la presión de operación sea alta, por encima de unas 2.900 Ipc. La Figura 9.14 muestra como se aplica el proceso en el yacimiento.
Los gases de combustión y el nitrógeno pueden ser sustitutos del gas pobre, con un incremento aproximado en los requerimientos de presión del orden de 4.350 Ipc. Si el líquido del yacimiento es rico en fracciones intermedias (C¡ al Ce), el frente del gas se saturará con los componentes livianos del petróleo y se volverá miscible. Es importante observar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo, sino en un punto más alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 para ser miscible. Esto deja un anillo de petróleo residual alrededor del pozo. En el proceso, la presión, el punto de miscibilidad y otros parámetros deben determinarse con precisión.
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 más económico que el proceso del tapón de propano o gas enriquecido. 
• No existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua. 
• El gas puede ser reciclado y reinyectado. 
Desventajas: 
• Requiere altas presiones de inyección. 
• Tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2 al C6. • La eficiencia areal y la segregación debido a la gravedad son pobres. 
• El costo del gas es alto y los sustitutos requieren altas presiones de inyección y ser separados de la corriente gaseosa una vez que ocurra la imipción y se comience a producir.

jueves, 19 de junio de 2014

Desplazamientos miscibles - III

Procesos con gas enriquecido o empuje con gas condensarte Ta] como se observa en la Figura 9.13, en este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano (10-20% VP), empujado por un gas pobre y agua. Estas fracciones son ampliamente transferidas al petróleo cercano a los puntos de inyección. A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo.
La inyección continua del gas enriquecido y la remoción de las fracciones livianas alrededor del pozo forman una zona rica en C2 y C4. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, esta banda de petróleo enriquecido se vuelva miscible con aquél, desplazando al petróleo que va adelante. Con excepción del propano líquido, que es miscible en el primer contacto con el petróleo del yacimiento, este proceso requiere de múltiples contactos entre el petróleo y el gas enriquecido para que se pueda desarrollar ese tapón miscible in situ. A pesar de que el costo del material del tapón es menor que el del tapón de propano, la presión de operación del proceso es mucho más alta que para el proceso de LPG: en el rango de 1.450 a 2.800 Ipc1 2- 25. 
Ventajas: 
• El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo residual contactado. 
• La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento. 
• El proceso es más económico que el de tapón de propano. 
• Se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre. 
• El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de diseño. 
Desventajas 
• Tiene una pobre eficiencia. 
• Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad. 
• El costo del gas es alto. 
• La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

miércoles, 18 de junio de 2014

Desplazamientos miscibles - II

A continuación se describen los diferentes procesos de desplazamientos miscibles. 

Proceso de tapones miscibles 

El desplazamiento de petróleo con un tapón miscible generalmente se refiere a la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con el petróleo del yacimiento. La Figura 9.12 muestra un esquema del proceso LPG; específicamente, en este caso, se inyecta un tapón (cerca del 2-5% del VP) de propano u otro LPG, el cual se empuja con gas natural, gas pobre o gas de combustión, seguido de agua.
A menudo el agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada (proceso WAG), lo cual mejora la razón de movilidad en la interfase del tapón de gas; el gas menos viscoso, en efecto, actúa como un fluido viscoso. Esta aproximación también se usa en otros procesos miscibles. El tapón será un líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F en el caso del propano). La presión debe ser tal que garantice la miscibilidad del tapón y el petróleo en el yacimiento, así como también entre la parte final del tapón y el gas desplazante, porque de otra manera no puede alcanzarse el desplazamiento miscible. Este último requerimiento es el que condiciona la presión de operación; además, si la formación no tiene una profundidad suficiente (menos de 1.600 pies), pueden ocurrir fracturas en la formación.
 Ventajas: 
• Todo el petróleo contactado se desplaza. 
• Se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad. 
• El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos. 
• Se puede utilizar como un método secundario o terciario. 
Desventajas: 
• El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy Inclinadas. 
• El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión. 
• El material del tapón es costoso.

martes, 17 de junio de 2014

Desplazamientos miscibles - I

Los métodos de desplazamientos miscibles son los que más han llamado la atención de los ingenieros de petróleo en su propósito de aumentar el recobro. Los conceptos básicos fueron propuestos en el año 1927, pero el desarrollo de campo no tuvo lugar sino hasta el año 1960. Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente.
Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe una interfase), el número capilar se hace 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. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha (denominada zona de mezcla o zona de transición) que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro, cuando los dos son miscibles en todas las proporciones; en esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG. El desplazamiento de un petróleo por un gas a alta presión es generalmente del tipo de múltiples contactos; esto es, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama ternario de equilibrio de fases.
El dióxido de carbono y el nitrógeno también se pueden usar como agentes miscibles de desplazamiento, en condiciones apropiadas (muy altas presiones de operación, crudos de alta gravedad API). Las soluciones micelares o microemulsiones pueden actuar como agentes miscibles de desplazamiento, en los cuales el petróleo no es desplazado completamente y lo mismo es válido para ciertos alcoholes. 
A pesar de que se han efectuado cientos de invasiones miscibles, muy pocas han resultado exitosas, debido a los problemas señalados y a otros que están relacionados con la geología de la formación (heterogeneidad del yacimiento) y con la disponibilidad del material adecuado. Entre los casos exitosos puede señalarse el de los yacimientos de Alberta en Canadá, con un gran buzamiento vertical y con el desplazamiento de petróleo buzamiento abajo. Así, con un empuje con la gravedad estabilizada se puede recuperar hasta un 90% del petróleo in situ. Una buena discusión sobre este tópico se presenta en el trabajo de Howes.

lunes, 16 de junio de 2014

Inyección de espuma

Las espumas son acumulaciones de burbujas de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabiliza, y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. 
La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma, habiéndose demostrado que la máxima calidad es 0,96, ya que se requiere un 4% de líquido para producirla. Las que tienen una calidad mayor de 0,8 se denominan secas, presentan una mejor dispersión de las dos fases y son más estables; por esas razones se han utilizado en la mayoría de las investigaciones. Leís que presentan una calidad menor de 0,7 se denominan húmedas y se caracterizan por la presencia de largas cadenas de burbujas cilindricas separadas por tapones de líquido. 
La inyección de espuma en el medio poroso crea un gran número de interfases elásticas que ejercen una fuerza tipo pistón sobre el petróleo que es desplazado. El proceso es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el flujo. Los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van llenando de la espuma y la eficiencia de barrido vertical se mejora. 
Como la estabilidad de la espuma no es perfecta, la mayoría de los métodos requieren una inyección continua de la misma. Aun cuando los factores de escala para extrapolar del laboratorio a las condiciones de campo no están bien definidos, se deben realizar experimentos en las condiciones del yacimiento para estimar mejor el comportamiento de este material químico.

sábado, 14 de junio de 2014

Invasiones micelares - II

En condiciones óptimas, una solución micelar (menos móvil que el petróleo in situ y el agua) puede desplazar el petróleo y el agua en forma miscible. El polímero amortiguador es una parte muy importante en el proceso, ya que debe ser menos móvil que el tapón para retardar la disolución de éste por el empuje de agua.
El diseño de este tipo de solución requiere en gran parte de un trabajo básico, pero una vez que el tapón amortiguador se ha diseñado, el proceso puede ser muy eficiente. Uno de los índices de comportamiento es la razón tapón-petróleo recobrado que, en el campo, ha excedido valores de 3.
Este método de recuperación normalmente debe considerarse para petróleos livianos (con viscosidades menores de 20 cp) y para yacimientos previamente invadidos con agua (baja salinidad); la presión del yacimiento no es crítica, pero la temperatura no debe ser tan alta como para causar la degradación del polímero/micelar.
El principal impedimento para desarrollar este proceso es el costo de los materiales y de los pozos, debido a que se deben emplear espaciamientos pequeños; es por eso que tales invasiones han tenido éxito en los yacimientos agotados y someros de Pennsylvania, donde los precios de los crudos son generalmente altos, pero los materiales son menos costosos. Este método es el único proceso que muestra ser efectivo para recuperar petróleo liviano de yacimientos de hidrocarburos invadidos por agua.

viernes, 13 de junio de 2014

Invasiones micelares - I

La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos. Una revisión del avance de este proceso fue presentado pui TIíomas y Faiuuq Al!26 en 1989 y Green y Willliite1 en 1998. 
La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar (cerca del 5% del VP) seguido por un volumen de solución de polímero (del orden del 50% del VP), el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. 
La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y está formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado; este último para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase. La solución, así preparada, se prueba con interacciones entre el petróleo del yacimiento y la salmuera, y también en invasiones de núcleos. La Figura 9.11 muestra un esquema del proceso.

miércoles, 11 de junio de 2014

Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad - II

Limitaciones: 

1. Se obtienen mejores resultados si el material alcalino reacciona con el petróleo del yacimiento; éste debe tener un número ácido mayor de 0,2 mg KOH/g de petróleo. 
2. La tensión interfacial entre la solución alcalina y el petróleo crudo debe ser menor de 0,01 dinas/cm. 
3. A altas temperaturas y en algunos ambientes químicos, se puede consumir excesivamente el álcali debido a reacciones con arcillas, minerales o sílica presente en la arena del yacimiento. 
4. Los carbonatos deben evitarse debido a que usualmente contienen anhidrita y yeso, los cuales reaccionan adversamente con las químicas cáusticas. La Figura 9.10 muestra el proceso. Tal como se observa, muchas veces se inyecta una solución de polímeros entre el tapón de cáustica y el agua de inyección para proteger la integridad de la solución alcalina, así como para mejorar la eficiencia de barrido. Ventajas: 
• El proceso es relativamente barato. 
• El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas. 
  Ventajas: 
• El proceso es relativamente barato. 
• El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas. 
 • El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo. 
• La conversión de inyección de agua a invasión con cáustica es relativamente fácil. 
Desventajas: 
• Los problemas de corrosión requieren la protección de tuberías y tanques, así como de la tubería de producción. 
• El proceso no es para yacimientos carbonatados. 
• El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los pozos de producción. 
• La mezcla y dispersión de la solución alcalina puede causar una respuesta pobre. 
• Alto consumo de cáustica. La Tabla 9.5 presenta los criterios de diseño para este proceso.

martes, 10 de junio de 2014

Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad - I

La inyección de soluciones alcalinas (o cáusticas) emplean un proceso de emulsificación in situ. Este método EOR requiere adicionar al agua de inyección ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento. A medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas (surfactantes) en la interfase petróleo-agua, las cuales permiten que el petróleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos: 
a. Reducción de la tensión interfacial como resultado de la formación in situ de surfactantes
b. Cambio de humectabilidad, de humectado por petróleo a humectado por agua 
c. Emulsiñcación y entrarnpamiento del petróleo para ayudar a controlar la movilidad 
d. Emulsiñcación y arrastre del petróleo 
e. Solubilización de las películas rígidas de petróleo en la interfase petróleo-agua 
f. Cambio de humectabilidad, de humectado por agua a humectado por petróleo. 
El proceso es muy complejo y no es fácil de entender, pero la recuperación mejorada se obtiene cambiando la mojabilidad de la roca y bajando la tensión interfacial, lo cual causa una emulsificación intermedia. 
Para petróleos livianos (> 30° API), el proceso requiere una concentración alta de agente alcalino (2-5%) y da como resultado una mayor eficiencia de desplazamiento. 
Para petróleos pesados (< 25° API) la concentración del álcali es más baja (0,1 -1,0%) y el agua de formación debe tener una concentración baja del ion calcio. En este caso, el proceso alcalino puede aplicarse a petróleos de alta viscosidad y puede mejorar tanto el desplazamiento como la eficiencia de barrido.

lunes, 9 de junio de 2014

Invasión con surfactantes - III

Durante varios años, se han logrado avances notables en el uso de sulfonatos de petróleo ccmosurfactantes, debido a que son más efectivos que los surfactantes convencionales y menos susceptibles a la adsorción por la superficie de la roca y a las interacciones con los minerales, principal limitación en los procesos de invasiones químicas. Se han realizado numerosas invasiones con surfactantes utilizando tapones de alta y baja concentración, y soluciones de polímeros como fluido desplazante
En general, los éxitos en el campo han estado limitados, y muchos problemas quedan aún por resolverse antes de que este tipo de invasión química pueda hacerse comercial. La Tabla 9.4 presenta los criterios de diseño para este proceso.

domingo, 8 de junio de 2014

Invasión con surfactantes - II

Los surfactantes utilizados son sulfonatos de petróleo derivados de petróleo crudo, poco costosos, fáciles de obtener en grandes cantidades y con alta actividad inter- facial. Los estudios realizados para entender y controlar la acción de los sulfonatos han demostrado que existe una correlación entre la eficiencia de desplazamiento y su peso equivalente (el peso equivalente es la razón del peso molecular con el número de grupos de sulfonatos presentes en la molécula): los sulfonatos con alto peso equivalente causan una gran reducción en la tensión interfacial, pero desafortunadamente no son solubles en agua y son rápidamente adsorbidos.
El primer problema se resuelve mezclándolos con otros de bajo peso equivalente, con lo que se logra el equilibrio entre la solubilidad y la reacción de tensión interfacial. El segundo, se ataca añadiendo un tapón de compuestos minerales que evita la adsorción in situ del surfactante en el medio poroso. El peso molecular óptimo de las mezclas de sulfonatos oscila entre 400 y 450, con un peso equivalente entre 375 y 475 lb/mol19 21. 
Tal como se observa en la Figura 9.9, generalmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.

sábado, 7 de junio de 2014

Invasión con surfactantes - I

Los surfactantes son compuestos orgánicos provenientes de petróleo crudo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial. El principal objetivo de este proceso es recobrar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso (VP), que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico.
Algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se llevaron a cabo con la idea de bajar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua a valores muy pequeños (menos que 0,001 dinas/cm), de modo que el petróleo atrapado se haga móvil y sea desplazado por el fluido inyectado. Es decir, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la segregación por gravedad.
A pesar de que las primeras aplicaciones realizadas en los años 20 fallaron, el interés por esta técnica resurgió en los años 70. La mayoría de las investigaciones señalan que la principal causa de falla es que las tensiones interfaciales no se reducen lo suficiente como para tener un efecto sobre el petróleo atrapado, por lo que es necesario reducir y mantener la tensión interfacial entre el petróleo y el tapón de solución de surfactantes en el orden de 0,01 a 0,001 dinas/cm durante el desplazamiento. 
Por otra parte, estudios de laboratorio han mostrado que esta gran reducción sólo puede alcanzarse en un rango muy pequeño de concentración de hidróxido de sodio (0,2-0,3 moles/litro), de modo que se requiere inyectar agua con una determinada salinidad antes de inyectar la solución de surfactante. Este preflujo desplazará la salmuera de la formación y evitará que se ponga en contacto con la solución de surfactante.

jueves, 5 de junio de 2014

Invasión con polímeros - III

La principal ventaja de los polímeros radica en su habilidad para mejorar el perfil de barrido vertical o conformación, debido a que tienden a aumentar la resistencia al flujo del agua en las zonas barridas y, como consecuencia, incrementan el flujo de agua en los estratos no barridos. Por otra parte, actúan también como agentes desplazantes para controlar la movilidad, si el bajo recobro que se espera aún los hace económicos, como ha ocurrido en las experiencias exitosas con petróleo de viscosidad moderada. Aun cuando han existido muchas fallas debidas a un diseño impropio, la invasión con polímeros ha logrado incrementos del recobro de petróleo en el orden de un 5%, en promedio. 
El mayor éxito se ha obtenido en crudos moderadamente viscosos, en el rango de 5 a 200 cp, cuando la permeabilidad de la formación es mayor de 20 md, y la temperatura no excede los 180°F. Sin embargo, en una inyección de agua avanzada los polímeros pueden ser ineficientes debido a la baja saturación de petróleo movible y como se indicó anteriormente, para garantizar el éxito de este proceso es necesario practicar cuidadosas pruebas de laboratorio y una selección geológica apropiada.

miércoles, 4 de junio de 2014

Invasión con polímeros - II

Los biopolímeros son relativamente insensibles a la salinidad y pueden tolerar efectos mecánicos de corte, lo cual los hace más fáciles de manejar en las bombas de inyección en el campo. Su principal desventaja es el taponamiento que originan en la formación y su susceptibilidad al ataque bacterial. Lo primero puede ser remediado por filtración y el ataque bacterial con el uso de bactericidas, pero estas medidas aumentan los costos. Además, su estabilidad a largo plazo, a temperaturas de yacimiento superiores a 160"F, necesita ser estudiada para tiempos y ambientes representativos de los proyectos de campo. Debido a las diferencias entre los polímeros y las características de las rocas y de los fluidos, la disponibilidad de agua de buena calidad puede influenciar fuertemente su selección.
Existen muchos factores que afectan la recuperación de petróleo al usar polímeros: la degradación de éstos debido a la alta salinidad del agua intersticial, la temperatura, el envejecimiento, la formación de geles, altos esfuerzos de corte y otros. La etapa en que se encuentre la inyección de agua al iniciarse la invasión, también es un factor muy importante. La Tabla 9.3 presenta los criterios de diseño para este proceso.

martes, 3 de junio de 2014

Invasión con polímeros - I

La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir al agua de inyección un tapón de polímeros, 200 a 1000 ppm, de un alto peso molecular (2 hasta 5 MM) antes de que ésta sea inyectada en el yacimiento. Dichas soluciones tienen la ventaja de ser muy viscosas aun cuando sean altamente diluidas. 
Esta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo del yacimiento que en la invasión con agua convencional9'10'l618. Con los polímeros, se forma un banco de petróleo que se empuja como en la inyección de agua convencional. La Figura 9.8 muestra un esquema de este proceso.
El proceso es engañosamente simple y tanto la selección del polímero como la concentración son los pasos cruciales en el diseño. Se requieren pruebas de laboratorio cuidadosas y aún después de esto, los resultados se deben relacionar con el campo. l/>s polímeros más utilizados son los solubles en agua e insoluhles en petróleo o alcohol. Actualmente, se usan tres tipos de polímeros: los poliacrilamidas, los polisacáridos y los polióxidos de etileno. Los dos primeros son los más aplicados en pruebas de campo, siendo los poliacrilamidas los más populares, debido a que, además de aumentar la viscosidad, alteran la permeabilidad de la ruca yacimiento en las zunas invadidas19, lo cual también baja la movilidad efectiva del agua inyectada. Con respecto a esto, hay que señalar que las cadenas de polímeros grandes pueden disminuir la movilidad del agua por un factor de 10 ó más, mucho más que lo que pueda indicar la viscosidad de la solución de polímeros. El resultado final será una reducción en la razón de movilidad y en consecuencia el mejoramiento de la eficiencia de barrido, todo lo cual conduce a un incremento en el recobro, aunque no se haya producido una disminución en la saturación del petróleo residual. Debido a que estos polímeros son sensibles a la sal, es recomendable preparar sus soluciones en aguas con sólidos disueltos en cantidad inferior a 10.000 ppm. Por otra parte, los poliacrilamidas pueden ser mecánicamente degradados por esfuerzo cortante, por lo que se debe tener un cuidado especial en el manejo superficial para evitar este problema.

lunes, 2 de junio de 2014

Métodos no convencionales no térmicos

Los métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los miscibles. Los primeros incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las invasiones micelar/polímero y combinaciones. Los métodos miscibles incluyen los empujes miscibles a alta presión, usando un gas de hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono, así como el desplazamiento de hidrocarburos líquidos. Muchas variaciones son posibles en la aplicación de estos procesos: una importante ha sido la inyección alternada de agua y gas mejor conocida como proceso WAG (del inglés Water AUernating Gas). Otros métodos, que no caen estrictamente en las categorías de miscibles o químicos, incluyen empujes de gas inmiscible por dióxido de carbono, gases inertes y otros. 

Invasiones químicas 

La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos. Algunos, menos conocidos, utilizan amonio líquido, alcoholes y un amplio rango de surfactantes y álcalis. Aun cuando las invasiones químicas han tenido un éxito limitado, se consideran promisorias para el futuro.