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.

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.

Proceso cíe invasión usando soluciones alcalinas (según Klins)

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.

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.

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.

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.