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.

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.

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.