Nomenclatura - I

2. Problemas - Combustión húmeda

Se va a llevar a cabo un proceso de WAG en un yacimiento que ha sido previamente invadido con agua hasta alcanzar la saturación de petróleo residual. Las ecuaciones siguientes dan las permeabilidades relativas del petróleo y

1. Problemas - Combustión húmeda

1. A continuación se presentan datos de 6 yacimientos de petróleo. De acuerdo con los parámetros de selección estudiados, identifique el proceso EOR apropiado para cada yacimiento. Puede existir más de una respuesta. Justifique la que Ud. seleccione.

Combustión húmeda - III

Según Farouq Alí y Thomas un importante avance en la tecnología de producción de petróleo es el rápido incremento en el uso de pozos horizontales para la inyección y producción de fluidos. Señalan que un número de procesos EOR (como el SAGD) y proyectos de campo utilizan en forma inteligente los pozos horizontales para recuperar petróleo en condiciones aparentemente adversas.

Lamentablemente, se han perforado muchos pozos horizontales sin pensar, previamente, cómo pueden utilizarse en procesos de EOR. Sin embargo, no hay duda de que en el futuro los procesos EOR se desarrollarán para utilizar los pozos horizontales y los verticales existentes, así como las condiciones de yacimiento en muchos de estos campos.

Combustión húmeda - II

La Figura 9.28 muestra los cambios en perfiles de temperatura en el yacimiento a medida que la relación aire-agua (RAA) varía, según Smith y Perkins52. El perfil para una RAA = 0 corresponde a la combustión convencional seca. Para un valor moderado de RAA, en el orden de 4 PC/MPCN, la temperatura de la zona de combustión permanece alta, pero la temperatura de la zona detrás del frente de combustión se reduce significativamente: el calor ha sido transferido hacia adelante y se ha utilizado eficientemente en el desplazamiento del petróleo. Con valores grandes de RAA, en el orden de 7 PC/MPCN , se dará la modalidad de combustión parcialmente apagada; para valores mayores, se tendrá la combustión totalmente apagada y la frustración del propósito original.

Existen más de 100 yacimientos sometidos a la combustión in situ, con poca claridad de éxito. El petróleo recobrado se encuentra en el orden del 50% y la relación airepetróleo, definida como los pies3 normales de aire necesarios para producir un pie normal de petróleo, se encuentra en el rango de 1.000-3.000, que representa los valores bajos más típicos de la combustión húmeda. 

La Tabla 9.9 presenta los criterios de diseño para el proceso de combustión in Recientemente, se ha planteado el método denominado THA1, parecido al SAGD, pero a diferencia de éste usa combustión in situ, combinando pozos verticales y horizontales. Con dicho método se logra producir petróleo mejorado in situ, lo que puede resultar económico en el futuro. Además de los métodos señalados anteriormente, se han propuesto muchos otros para el recobro adicional de petróleo; algunos, no térmicos, se han utilizado para petróleos pesados. 

Al respecto, Selby, Alikhan y Farouq Alí, en su obra: Potential of Non-Thermal Methods for Heauy Oil Recovery, presentan una extensa revisión de los mencionados métodos. Muy pocas pruebas de campo han resultado exitosas por las razones señaladas anteriormente; pero, se puede concluir que la invasión inmiscible de dióxido de carbono se mantiene como uno de los métodos más promisorios para recuperar el petróleo de yacimientos que contienen crudos moderadamente pesados.

Combustión húmeda - I

La combustión húmeda, también conocida como proceso COFCAW (combinación de combustión convencional más inyección de agua), constituye una solución para la segunda limitación del proceso convencional, es decir, la utilización ineficiente del calor almacenado detrás del frente de combustión. En la combustión seca convencional, más de la mitad del calor generado se encuentra entre el pozo inyector de aire y el frente de combustión. Se han realizado muchos intentos para transferir este calor delante de la zona quemada. El agua, debido a su alta capacidad calorífica y a su calor latente de vaporización, puede utilizarse ventajosamente con este propósito.

Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, ya sea alternada o simultáneamente con el aire, se logra la recuperación del calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente. Con el objeto de presentar la idea del proceso en su forma más simple, considérese el flujo unidimensional sin pérdidas de calor lateralmente y sin conducción de calor en la dirección de flujo, tal como se presenta en la Figura 9.27, la cual puede compararse con los diagramas similares mostrados para una combustión convencional.

Muchos factores favorables que en varios casos reducen la relación aire-petróleo se alcanzan con la combustión húmeda, ya que al reducirse la viscosidad del petróleo frío se extiende la zona del vapor o zona caliente a una distancia mayor delante del frente de combustión, lo que permite que el petróleo se mueva y se opere a menos presión y con menos combustible. La velocidad con que se mueve la zona de combustión depende de la cantidad del petróleo quemado y de la tasa de inyección del aire. El empuje con vapor, seguido de un fuerte empuje por gas, es el principal mecanismo que actúa en el recobro del petróleo.

Combustión en reverso

Otra variación de la combustión in situ que recibió mucha atención en el período 1955-1965 es la combustión en reverso51. En este caso, como en el anterior, existe un pozo inyector de aire y un pozo productor. Pero esta vez la formación se enciende en los productores, no en los inyectores como ocurre en la combustión hacia adelante. La Figura 9.26 muestra lo que sucede en el proceso de una combustión en reverso.

Según Berry y Parrish, la zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, en la dirección hacia donde aumenta la concentración de oxígeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas (en el rango de 500-700°F) hacia los productores, dando como resultado un mejoramiento del petróleo producido debido a que la viscosidad del petróleo se reduce por un factor de 10.000 o más. Dicha reducción hace que el petróleo fluya más fácilmente hacia los productores. El proceso tiene, por lo tanto, una mejor aplicación en petróleos muy viscosos. 

La combustión en reverso no es tan eficiente como la convencional, debido a que una fracción deseable del petróleo se quema como combustible mientras que la fracción no deseable permanece en la región detrás del frente de combustión. Además, requiere el doble de la cantidad de aire que una convencional. Otra desventaja de este proceso es la fuerte tendencia a la combustión espontánea: dependiendo de la naturaleza del petróleo, cuando se expone al aire a temperatura ambiente por 10 a 100 días, el crudo se oxidará y si no existen pérdidas del calor, la temperatura aumentará y se producirá la combustión espontánea, aun en crudos poco reactivos. Un crudo a 150°F puede producir la ignición espontáneamente en 5 a 40 días y si la temperatura aumenta por encima de los 200°F, puede ocurrir en menos de 10 días. Si ocurre cerca del pozo inyector, se iniciará un proceso de combustión convencional que utilizará el oxígeno de la combustión en reverso y, por lo tanto, el proceso se detendrá.

Combustión convencional o "hacia adelante" - III

Una ventaja del proceso de combustión convencional es que la parte quemada del crudo en la forma de coque es menor, dejando la arena limpia detrás del frente de combustión. Sin embargo, tiene dos limitaciones: primero, el petróleo producido debe pasar a través de una región fría y si éste es altamente viscoso, ocurrirá un bloqueo de los líquidos, lo cual puede ocasionar la finalización del proceso; segundo, el calor almacenado fuera de la zona quemada no es utilizado eficientemente debido a que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante. Este proceso finaliza cuando se detiene la inyección de aire, porque la zona quemada se haya extinguido o porque el frente de combustión alcance los pozos de producción. En la Figura 9.25, también se observa que los vapores livianos y gases de combustión tienden a ocupar la porción superior de la zona de producción, lo que disminuye la efectividad de este método.

Combustión convencional o "hacia adelante" - II

Las diferentes interacciones que ocurren durante el proceso se muestran en la Figura 9.23, donde se observan las siguientes zonas: 1. Zona de aire inyectado y zona de agua: Esta zona se extingue a medida que el frente de combustión avanza. 2. Zona de aire y agua vaporizada: El agua inyectada o formada se convertirá en vapor en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona no quemada de la formación ayudando a calentarla. 3. Zona de combustión: Esta zona avanza a través de la formación hacia los pozos productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la cantidad de petróleo quemado y de la tasa de inyección de aire. Se desarrollan temperaturas que van desde los 600°F hasta los 1.200°F.

4. Zona de craqueo: Las altas temperaturas que se desarrollan delante de la zona de combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se vaporicen, dejando un carbón residual formado por las fracciones más pesadas, también denominado "coque", que actúa como combustible para mantener el avance del frente de combustión. 

5. Zona de vapor o vaporización: Aproximadamente a los 400°F se desarrolla una zona de vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos livianos vaporizados y vapor. 

6. Zona de condensación o de agua caliente: En esta zona, debido a su distancia del frente de combustión, el enfriamiento causa que los hidrocarburos livianos se condensen y que el vapor la convierta en una zona de agua caliente (50 a 200°F). Esta acción desplaza el petróleo miscible, el vapor condensado lo adelgaza, y los gases de combustión ayudan a que se desplace hacia pozos productores. 

7. Banco de petróleo: En esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que contiene petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura inicial). 8. Gases fríos de combustión: El banco de petróleo se enfriará a medida que se mueve hacia los pozos productores y la temperatura caerá hasta un valor muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El C02 contenido en los gases de combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual produce el hinchamiento y la reducción de su viscosidad.

Combustión convencional o "hacia adelante" - I

Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe una inyección de agua junto con el aire. Tal como se muestra en la Figura 9.24 la combustión es hacia adelante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

El aire (aire enriquecido con oxígeno, o aun oxígeno puro) se inyecta para oxidar el petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo, abrasión, erosión, y otros; además, se crea más restricción al flujo de petróleo en el yacimiento debido a la alta saturación de gas. 

A medida que el proceso de combustión avanza, se genera calor dentro de una zona de combustión muy estrecha, hasta una temperatura muy elevada (alrededor de 1200°F). Inmediatamente delante de la zona de combustión, ocun-e el craqueo del petróleo, que origina el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se queman para mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón, y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante antes de su avance. Está claro que el petróleo localizado cerca de los pozos productores se encuentra a la temperatura original del yacimiento por un período largo, y así se va haciendo móvil y puede ser producido. 

Generalmente existe una segregación por gravedad severa en la zona de combustión y, como resultado, la misma es más horizontal que vertical. Una vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En contrapartida, la viscosidad del petróleo se reduce notablemente, de manera que la tasa de producción de petróleo alcanza un máximo. El enfriamiento de los productores puede ser necesario y la corrosión, un problema inherente a la combustión in situ, se vuelve cada vez más severa. Cuando se usa oxígeno enriquecido, la ruptura prematura del oxígeno también es un problema.

Combustión in situ

La combustión in situ o "invasión con fuego", es un método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica. Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento. El primero se denomina Combustión Convencional o "hacia adelante", debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; en el segundo, denominado Combustión en Reverso o en "contracorriente", la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la combustión húmeda, mejor conocida como proceso COFCAW, en el cual se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire. 

El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD)

Butler desarrolló este proceso específicamente para la recuperación in situ del bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas. El proceso se aprovecha de la segregación vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales, con el pozo productor horizontal localizado en el mismo plano vertical, tal como se presenta en la Figura 9.23. El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo, el productor. El objetivo es introducir el vapor continuamente y remover el vapor condensado que se va formando junto con el petróleo que se va calentando. La Figura 9.23 muestra el proceso: el vapor se introduce cerca del fondo

del yacimiento y tiende a elevarse, mientras que el petróleo calentado tiende a caer hacia el fondo. La cámara de vapor que se va formando encima del productor, se mantiene a una presión constante durante todo el proceso y está rodeada por la arena petrolífera fría a través de la cual fluye el vapor hacia la interfase y se condensa; esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. 

Según Farouq Alí y Thomas2 el proceso SAGD ha resultado altamente exitoso en una serie de pruebas en Canadá, donde la producción del yacimiento se ha mantenido por encima de 2000 BPD. También señalan una variación interesante no térmica del SAGD, el proceso VAPEX, en el cual se inyecta un gas liviano, como el etano, en lugar del vapor. Este proceso aún no ha sido probado en el campo. 

Para el año 2000 fue aprobado un proyecto de SAGD en Christina Lake-Canadá que espera alcanzar una producción entre los 50.000 y 70.000 BPD, cuando esté operando completamente en el 2009. Además, la empresa Pan Canadian planifica la perforación de 700 pozos horizontales. En Venezuela se han iniciado con éxito aplicaciones de este proceso en los campos de la Costa Bolívar.

Inyección Cíclica o Alternada de Vapor Criterios de Diseño

Inyección alternada de vapor - II

Este método EOR se aplica en yacimientos de caídos pesados para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo, facilitando su movimiento a través de la formación y aumentando la producción de los pozos. 

Después que el pozo se abre a producción y que se bombea, la tasa de petróleo aumenta y se mantiene así por un período largo (70 BPD en promedio durante seis meses) hasta que el rendimiento se vuelve antieconómico o hasta que el petróleo se toma demasiado frío (viscoso) para ser bombeado. Luego se repite todo el proceso muchas veces, debido a que es económico y conveniente. Este método se utiliza en yacimientos poco profundos, con pozos perforados en espaciados cortos.

Generalmente, después de este proceso se inicia una inyección continua de vapor por dos razones: para continuar el calentamiento y la mejora de las condiciones del petróleo y para contrarrestar la declinación de la presión del yacimiento, de tal forma que pueda continuar la producción. Cuando comienza la inyección continua, algunos de los pozos originalmente inyectores se convierten en productores. 

La inyección cíclica de vapor tiene su mejor aplicación en crudos altamente viscosos, con un buen empuje del yacimiento. Generalmente el comportamiento (esto es, la razón petróleo-vapor: pie3 de petróleo producido por pie de vapor inyectado) declina a medida que se aumentan los ciclos, lo cual no se realiza si ocurren fracturas. La recuperación de petróleo frecuentemente es baja, ya que sólo se afecta una parte del yacimiento.

Mundialmente, la inyección cíclica de vapor se ha aplicado a miles de pozos en yacimientos con características variables y petróleos viscosos. La mayoría de las evaluaciones publicadas presentan buenos índices económicos y factibilidad técnica de aplicación en gran escala. La Tabla 9.8 presenta los criterios de diseño para este proceso.

Inyección alternada de vapor - I

La inyección alternada de vapor fue descubierta accidentalmente en Venezuela en el año 1957, cuando la empresa Shell Oil Company desarrollaba una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande. Luego fue empleada en California en el año 1960 y actualmente ha pasado a ser una técnica económicamente confiable. Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo, un volumen preestablecido de vapor por un período que va de una a tres semanas. Después de la inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días, con el propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente alrededor del pozo. Luego se abre nuevamente el pozo a producción hasta que el proceso deje de ser económicamente rentable. La Figura 9.21 muestra un esquema del proceso.

El nombre del método se debe a la altemabilidad que existe entre las etapas de inyección de vapor y de producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de inyección, remojo y producción, y el tiempo que duran constituyen un "ciclo" en el proceso, por lo que también se le denomina Inyección Cíclica de Vapor o Remojo con Vapor (Figura 9.22). El ciclo, también conocido como huff and puff, puede repetirse hasta que la respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del yacimiento y al aumento de la producción de agua.

Inyección Continua de Vapor. Criterios de Diseño

Tabla 9.7 Inyección Continua de Vapor. Criterios de Diseño

Inyección continua de vapor

En principio, como la inyección de agua, éste es un método de empuje en arreglos, con pozos de inyección y producción5' 39>44 En este caso, el comportamiento depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir gran proporción del calor inyectado. Como se observa en la Figura 9.20, el vapor se inyecta continuamente en el pozo inyector, lo cual genera en la formación una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente.

A fin de reducir las pérdidas de calor, cuando ocurre la ruptura del vapor se debe reducir la tasa de inyección del vapor hasta un valor conveniente. Otras medidas pueden incluir intervalos de cierre de la producción del vapor, la recompletación de pozos y, aun, perforar productores interespaciados. Un poco más tarde se descontinúa el va- por y se inyecta agua caliente o fría, o los inyectores se cierran, mientras que los productores se mantienen abiertos. Existen otras opciones para manejar las inyecciones continuas de vapor en etapas maduras. La posibilidad de aplicar la inyección continua de vapor depende de varias condiciones que se describen en la Tabla 9.7. El recobro de petróleo por inyección continua de vapor puede ser alto, por encima del 50% en muchos casos, pero la relación petróleo-vapor es más baja que la de la inyección cíclica de vapor debido a que las pérdidas de calor son mayores.

Inyección de agua caliente

La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría39 42. Durante el proceso (Figura 9.19), la zona vecina al pozo inyector se va calentando y, a su vez, parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

El tamaño de lazona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentaday a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura. Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son: 

1. Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad 

2. Reducción del petróleo residual por altas temperaturas 

3. Expansión térmica del petróleo

La principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente. Exceptuando los efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua.

Métodos no convencionales térmicos

Los métodos de recuperación térmica, particularmente la inyección cíclica y continua de vapor, han demostrado ser los procesos de recuperación mejorada de mayor éxito en los últimos años. Aproximadamente, el 60% de la producción diaria de EOR en Estados Unidos, Canadá y Venezuela proviene principalmente de procesos de inyección de vapor. El objetivo básico en la aplicación de tales métodos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo cual son especialmente adecuados para petróleos viscosos (5-15o API), aunque también se usan en petróleos hasta de 45° API. Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos son: la reducción de la saturación de petróleo residual a consecuencia de la expansión térmica, el aumento de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razón de movilidad, destilación con vapor, craqueo térmico, y otros. En general, se clasifican en dos tipos: los que implican la inyección de fluidos en la formación, como la inyección de agua caliente y la inyección de vapor, en sus dos modalidades, cíclica y continua; y los que utilizan la generación del calor en el propio yacimiento. 

A estos últimos se les conoce como procesos in silu, destacándose entre ellos la combustión in situ. Seguidamente se presenta una breve descripción de los distintos métodos de recuperación térmica.

Inyección de agua carbonatada

Esta técnica de recobro, que se presenta en la Figura 9.18, consiste en agregar dióxido de carbono al agua de inyección, con el objeto de lograr una razón de movilidad favorable entre la fase desplazante y la fase desplazada por efecto de la reducción de la viscosidad del petróleo al mezclarse con el C02 del agua. La zona de agua carbonatada se desplaza posteriormente mediante la inyección de agua.

Inyección cíclica de gas

La inyección cíclica de gas es un proceso de recuperación mejorada que consiste en la inyección de un volumen determinado de gas (tapón) en un pozo productor. Después de esta inyección, el pozo se cierra durante un período (tiempo de remojo) para permitir el equilibrio de las fases en la formación y, posteriormente, se reabre la producción. El más común de estos procesos es la inyección cíclica de C02, también conocido como "C02 huffand puff' y, a pesar de que fue propuesto inicialmente como una alternativa a la inyección cíclica de vapor en la recuperación de crudos pesados, se han desabollado varias pruebas de campo en yacimientos de crudos livianos y medianos. Los mecanismos de producción atribuidos a la inyección cíclica de C02 son: 

a. Reducción de la viscosidad del crudo b. Hinchamiento del petróleo 

c. Empuje por gas en solución 

d. Disminución de la tensión interfacial 

e. Cambios en la mojabilidad del medio poroso

Entre las ventajas que presenta la inyección del gas natural con respecto al C02 están: que no genera cambios de mojabilidad en el medio poroso que constituye la formación y que no requiere de inversiones importantes para su manejo.

Empujes con gas

La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más prometedores para recobrar el petróleo residual que queda en las zonas barridas y no barridas de los yacimientos después de la inyección de agua. Debido a la disminución de la tensión interfacial y a las mejoras de la movilidad del crudo, los desplazamientos miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido. En 1941, Pirson36 propuso la utilización del dióxido de carbono a altas presiones y, posteriormente, se ha planteado usarlo junto con agua, con el objetivo de reducir la viscosidad del petróleo y provocar su hinchamiento. También, en los procesos de desplazamientos miscibles se emplea el C02 como un tapón controlador de empuje. 

Otras variantes de estos procesos se logran utilizando gases pobres y gases de combustión, obtenidos a partir del quemado de gas natural en motores de combustión interna, los cuales contienen un 87% de nitrógeno, 13% de C02 y, en algunos casos, muy bajéis proporciones de gases inertes. Las técnicas se basan en que el C02 se disuelve en el petróleo y le reduce viscosidad, mientras que el nitrógeno aumenta la presión del yacimiento. Se ha reportado que este método, en condiciones inmiscibles, puede generar incrementos de producción de petróleo con márgenes económicamente atractivos aun a bajos precios del crudo. A continuación se presentan algunas de estas aplicaciones, en ciertos casos también utilizadas como técnicas de estimulación de pozos:

Inyección de nitrógeno - II

La inyección de este gas también puede alternarse con la inyección de agua (proceso WAG) para incrementar la eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo3'5. La Tabla 9.6 presenta los criterios de diseño para los procesos miscibles.

Inyección de nitrógeno - I

Los procesos de recuperación mejorada por inyección de nitrógeno constituyen un método viable si el yacimiento cumple con ciertos requisitos, condiciones que se describen de manera resumida a continuación: El crudo del yacimiento: 

• Debe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano (Cg-C,,) o hidrocarburos livianos. Éstos se caracterizan por ser crudos livianos con gravedades API > 35°. 

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

• Está saturado de metano (C,) 

El yacimiento: 

• Debe estar a una profundidad igual (o mayor) a los 5.000 pies, a fin de mantener las altas presiones de inyección O 5.000 Ipc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el N2 sin fracturar la formación. En general, cuando se inyecta N2 en un yacimiento, éste forma un frente miscible por vaporización de componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, ahora enriquecido en cierta magnitud, continúa su movimiento desde los pozos inyectores y así va contactando cruda fresco y vaporizando más componentes, lo cual lo enriquece a medida que avanza el frente.

Como consecuencia, el primer frente de gas puede alcanzar tan alto grado de enriquecimiento que se convierte en solución o se hace miscible con el crudo de la formación. En esta etapa, la inferíase entre el crudo y el gas desaparece, formándose una mezcla homogénea de ambos fluidos. Con la inyección contínua de nitrógeno se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo un banco de crudo hacia los pozos productores.