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.

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.

Clasificación de los métodos EOR - Gráfica

Métodos no convencionales de recobro adicional (según Farouq Alí y Thomas2).

Clasificación de los métodos EOR

Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no. Una posible clasificación de estos métodos de alta tecnología la presentan Farouq Alí y Thomas2, la cual se muestra en la Figura 9.7 donde los dos grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los primeros se usan con preferencia para los crudos pesados. Los métodos no térmicos se utilizan para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo. 

La geología de los yacimientos y las propiedades de los fluidos determinan cual método se debe usar, aun cuando los conocimientos fundamentales puedan descartarlos11. Se han propuesto también métodos de EOR que no aparecen en la Figura 9.7, los cuales son, a menudo, combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. Igualmente, se han sugerido y probado en los laboratorios muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes. A continuación se discuten los métodos EOR más prácticos, con algunos comentarios relacionados con su aplicabilidad. Es importante notar que se han publicado muchos parámetros de selección que ayudan a definir el método más apropiado para un yacimiento dado. No obstante, tales guías deben utilizarse con precaución, no olvidando que la experiencia y el conocimiento son el insumo más importante en el diseño de los proyectos de EOR. Por otra parte, hay que tener en cuenta que la mineralogía y la geología de la formación son factores relevantes en la determinación del éxito en el campo.

Aumentar el número capilar - gráfica

Aumentar el número capilar

En 1969, Taber, señala todas las implicaciones del número capilar sobre la disminución del petróleo residual. Después, otros autores han presentado correlaciones entre estas dos variables, tal como la reportada por Hagoort que se muestra en la Figura 9.6. Se observa que a medida que aumenta el número capilar, disminuye la saturación de petróleo residual; esto se logra reduciendo la viscosidad del petróleo o aumentando el gradiente de presión, y, más aún, disminuyendo la tensión interfacial. 

En sus primeros trabajos, Reed mostró que la saturación de petróleo residual se disminuye significativamente sólo cuando se alcanzan tensiones interfaciales muy bajas, en el orden de 10*2 dinas/cm. Taber también notó que un valor crítico deAp/aL tiene que ser excedido para causar una reducción dé la saturación de petróleo residual, concluyendo que la tensión interfacial debe reducirse por un factor alrededor de 1.000 para asegurar una ganancia significativa en la recuperación de petróleo. 

Esto es factible en condiciones de laboratorio, pero es extremadamente difícil en condiciones de campo. Nótese también que si la tensión interfacial es cero, el número capilar se vuelve infinito, y la interfase entre el fluido desplazante y el fluido desplazado desaparece. En otras palabras, el petróleo se desplaza misciblemente y en estas condiciones la eficiencia de desplazamiento será 100% en aquellos poros donde el fluido desplazante contacte el petróleo. 

Se ha observado que la recuperación de petróleo está dominada por la razón de movilidad y el número capilar; así mismo, que un cambio en la tensión interfacial podría afectar la presión capilar y, por lo tanto, las permeabilidades efectivas y, finalmente, a MyNc. En realidad, la situación es mucho más compleja debido a las emulsiones, las interacciones roca-fluido y otros factores difíciles de cuantificar (flujo de finos, efecto de temperatura, compactación y otros) que están involucrados en la mayoría de los procesos de EOR. También, la humectabilidad juega un papel muy importante.

Mejorar la razón de movilidad - II