Características ideales de un proceso EOR - IV

Por ejemplo, según Green y Willhite, en una inyección de agua donde S# es 0,60, y S„ es 0,30, la magnitud de estas eficiencias será:

Asi, para una inyección de agua típica, el recobro de petróleo o eficiencia de des- plazamiento total está en el orden de un tercio. Sin embargo, éste no es un valor univer- sal: algunos yacimientos tendrán un recobro mayor o menor, dependiendo de las ca- racterísticas del petróleo y del yacimiento. El resultado, no obstante, indica que una cantidad significativa de petróleo residual queda en la zona barrida del yacimiento des- pués de una inyección de agua, debido a dos factores: primero, una saturación de pe- tróleo residual que permanece en sitios barridos por el agua; segundo, una gran por- ción del yacimiento que no es contactada por el agua inyectada y el petróleo no es des- plazado de estas regiones a los pozos productores. Además, algo de petróleo de la zona barrida puede ser desplazado a las zonas no barridas, lo cual aumenta la saturación de petróleo en estas zonas. Es deseable en los procesos EOR que los valores de ED y Ev y, consecuentemen- te, r, se aproximen a I. Un proceso EOR ideal podría ser uno donde el primer tapón desplazante remueva todo el petróleo de los poros contactados por el fluido -►()), y en el cual el fluido desplazante contacte el volumen total del yacimiento y desplace el petróleo hacia los pozos productores. 

Un segundo tapón de fluido usado para desplazar el primer tapón podría comportarse en una forma similar, desplazando el primer tapón eficientemente, tanto macroscópica como microscópicamente. 

Como se ha visto, el desarrollo de un fluido desplazante mágico o de fluidos con propiedades que proporcionen estos resultados y que sean económicos es un objetivo muy difícil. Muchas reacciones entre el fluido desplazante y el petróleo conducen a un desplazamiento eficiente (bajo Sw). Las mismas incluyen: miscibilidad entre los fluidos, disminución de la tensión interfacial entre los fluidos, expansión volumétrica del petróleo y la reducción de la viscosidad del petróleo.

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela (según Moritis).

Localización de los laboratorios integrados de campo en el occidente de Venezuela

Localización de los laboratorios integrados de campo en el occidente de Venezuela (según Moritis)

Características ideales de un proceso EOR - III

Características ideales de un proceso EOR - II

Pruebas de campo y pilotos planificadas para ser iniciadas a partir del año 2007

Características ideales de un proceso EOR - I

La eficiencia de desplazamiento total de cualquier proceso de recobro de petróleo se considera que es igual al producto de las eficiencias microscópicas y macroscópicas de desplazamiento. Esto, expresado en forma de ecuación, es:

donde r es el factor de recobro (petróleo recobrado por proceso/petróleo in situ al comienzo del proceso); E0 es la eficiencia de desplazamiento microscópica expresada en fracción y Ev, la eficiencia de desplazamiento macroscópica también expresada en fracción. La eficiencia microscópica, E0, se relaciona con el desplazamiento o movilización del petróleo a escala de poros y es una medida de la efectividad del fluido desplazante para mover el petróleo en aquellos lugares de la roca donde dicho fluido contacta el petróleo. £D, entonces, refleja la magnitud de la saturación del petróleo residual, en las regiones contactadas por el fluido desplazante. 

Por su parte, la eficiencia macroscópica, Ev, denominada también eficiencia de barrido volumétrico, se relaciona con la efectividad del fluido desplazante para contactar el yacimiento volumétricamente. Es una medida de la efectividad del fluido desplazante para barrer, areal y verticalmente, el volumen de un yacimiento y para mover el petróleo desplazado hacia los pozos productores. 

Ambos, el barrido areal y el vertical deben ser considerados, y a menudo se utiliza Ev como el producto de las eficiencias de desplazamiento areal y vertical que refleja la magnitud de una saturación residual promedio, debido a que se basa en el petróleo residual que queda en las zonas barridas y no barridas del yacimiento.

Otras alternativas

Dos alternativas que no requieren la inyección insitu del vapor para producir petróleo pesado y bitumen son las operaciones mineras en superficie y la producción fría con pozos horizontales y multilaterales. Esta última también permite que el petróleo pesado se produzca económicamente sin la inyección de vapor in situ. En Venezuela, en la Faja del Orinoco, se han comenzado dos proyectos de este tipo: uno es el de Petrozuata CA, una asociación estratégica entre Conoco Inc. (50,1%) y PDVSA (49,9%) que produce cerca de 93.500 BPD de un crudo de 9o API; su objetivo es alcanzar los 125.000 BPD a finales del 2001. El otro, actualmente en producción, es Cerro Negro (41,67% Exxon Mobil Co., 41,65% PDVSA, y 1,66% Veba Oel AG), que produce 60.000 BPD de crudo diluido y se espera alcanzar una producción de 140.000 BPD en el 20017. Existen, además, otras dos asociaciones: Sincor (47% TotalFina, 38% PDVSA y 15% Statoil), que comenzó a producir a finales del 2000, y Petrolera Ameriven en Hamaca (40% Phillips Petroleum Co., 30% PDVSA, y 30% Texaco Inc.), a partir del 2001. La producción total de estas cuatro asociaciones, una vez que se alcancen sus respectivos objetivos, será de 650.000 BPD de un crudo entre 8-9° API.