Inyección usando solventes - II

El método mostrado en la Figura 9.16 utiliza varios procesos EOR cuyas principales funciones en el recobro de petróleo son la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación o algunos otros cambios en el comportamiento de fases que involucran el crudo. Estos métodos tienen también otros mecanismos de recobro muy importantes como la reducción de la viscosidad, el hinchamiento del petróleo y el empuje por gas en solución, pero el mecanismo primario es la extracción. Ésta puede lograrse con muchos fluidos como: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas natural licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

Inyección usando solventes - I

Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son irascibles. Los agentes miscibles podrían mezclarse en todas las proporciones en el petróleo que será desplazado, pero la mayoría de ellos sólo exhibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se les denomina solventes. Muchos, de hecho, pueden ser

miscibles con el crudo en las condiciones adecuadas, pero la mayoría de los solventes comerciales son inmiscibles con una fase acuosa.

La inyección de solventes fue uno de los primeros métodos utilizados para ex- traer el petróleo del medio poroso en la década de 1960. Inicialmente, el interés estuvo concentrado en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazar el LPG por medio de un tapón de gas seco. Este proceso resultó cada vez menos atractivo a medida que el valor del solvente aumentaba. A finales de 1970, resurgió el in- terés debido al aumento de los precios del petróleo y a una mayor confianza en los procedimientos para estimar su recobro. Durante este período, el líder de los solventes fue el dióxido de carbono, aun cuando también fueron utilizados muchos otros fluidos.

Inyección alternada de agua y gas (Proceso WAG)

La inyección alternada de gas junto con el agua es una variante de los tapones miscibles. Fue propuesta por Caudle y Dyes como un proceso que permite controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento y mejorar la eficiencia de tarrido vertical al disminuir la razón de movilidad y, por lo tanto, aumentar la eficiencia de barrido volumétrico. 

En este proceso se inyectan tapones de agua y gas alternadamente, los cuales se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en una relación agua-gas determinada, de manera que el tapón de agua no alcance el banco de fluido miscible (gas) donde está ocurriendo el principal desplazamiento. La inyección alternada de agua y gas se espera que combine las ventajas de un desplazamiento miscible con las de inyección de agua. La Figura 9.15 muestra el esquema de una inyección WAG no convencional.

Empuje con gas vaporizante o de alta presión

Este es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y, como en el caso de gas enriquecido, se necesitan múltiples contactos entre el petróleo del yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona de miscibilidad. Sin embargo, al contrario del método de gas enriquecido, donde los componentes livianos se condensan fuera del gas inyectado y dentro del petróleo, las fracciones intermedias hasta el hexano son transferidas del petróleo hacia el gas, hasta que se alcance la miscibilidad y la presión de operación sea alta, por encima de unas 2.900 Ipc. La Figura 9.14 muestra como se aplica el proceso en el yacimiento.

Los gases de combustión y el nitrógeno pueden ser sustitutos del gas pobre, con un incremento aproximado en los requerimientos de presión del orden de 4.350 Ipc. Si el líquido del yacimiento es rico en fracciones intermedias (C¡ al Ce), el frente del gas se saturará con los componentes livianos del petróleo y se volverá miscible. Es importante observar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo, sino en un punto más alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 para ser miscible. Esto deja un anillo de petróleo residual alrededor del pozo. En el proceso, la presión, el punto de miscibilidad y otros parámetros deben determinarse con precisión.

Ventajas: 

• El proceso de gas pobre alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100%. 

• La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento. 

• Es más económico que el proceso del tapón de propano o gas enriquecido. 

• No existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua. 

• El gas puede ser reciclado y reinyectado. 

Desventajas: 

• Requiere altas presiones de inyección. 

• Tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2 al C6. • La eficiencia areal y la segregación debido a la gravedad son pobres. 

• El costo del gas es alto y los sustitutos requieren altas presiones de inyección y ser separados de la corriente gaseosa una vez que ocurra la imipción y se comience a producir.

Desplazamientos miscibles - III

Procesos con gas enriquecido o empuje con gas condensarte Ta] como se observa en la Figura 9.13, en este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano (10-20% VP), empujado por un gas pobre y agua. Estas fracciones son ampliamente transferidas al petróleo cercano a los puntos de inyección. A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo.

La inyección continua del gas enriquecido y la remoción de las fracciones livianas alrededor del pozo forman una zona rica en C2 y C4. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, esta banda de petróleo enriquecido se vuelva miscible con aquél, desplazando al petróleo que va adelante. Con excepción del propano líquido, que es miscible en el primer contacto con el petróleo del yacimiento, este proceso requiere de múltiples contactos entre el petróleo y el gas enriquecido para que se pueda desarrollar ese tapón miscible in situ. A pesar de que el costo del material del tapón es menor que el del tapón de propano, la presión de operación del proceso es mucho más alta que para el proceso de LPG: en el rango de 1.450 a 2.800 Ipc1 2- 25. 

Ventajas: 

• El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo residual contactado. 

• La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento. 

• El proceso es más económico que el de tapón de propano. 

• Se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre. 

• El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de diseño. 

Desventajas 

• Tiene una pobre eficiencia. 

• Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad. 

• El costo del gas es alto. 

• La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

Desplazamientos miscibles - II

A continuación se describen los diferentes procesos de desplazamientos miscibles. 

Proceso de tapones miscibles 

El desplazamiento de petróleo con un tapón miscible generalmente se refiere a la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con el petróleo del yacimiento. La Figura 9.12 muestra un esquema del proceso LPG; específicamente, en este caso, se inyecta un tapón (cerca del 2-5% del VP) de propano u otro LPG, el cual se empuja con gas natural, gas pobre o gas de combustión, seguido de agua.

A menudo el agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada (proceso WAG), lo cual mejora la razón de movilidad en la interfase del tapón de gas; el gas menos viscoso, en efecto, actúa como un fluido viscoso. Esta aproximación también se usa en otros procesos miscibles. El tapón será un líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F en el caso del propano). La presión debe ser tal que garantice la miscibilidad del tapón y el petróleo en el yacimiento, así como también entre la parte final del tapón y el gas desplazante, porque de otra manera no puede alcanzarse el desplazamiento miscible. Este último requerimiento es el que condiciona la presión de operación; además, si la formación no tiene una profundidad suficiente (menos de 1.600 pies), pueden ocurrir fracturas en la formación.

 Ventajas: 

• Todo el petróleo contactado se desplaza. 

• Se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad. 

• El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos. 

• Se puede utilizar como un método secundario o terciario. 

Desventajas: 

• El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy Inclinadas. 

• El tamaño del tapón es difícil de mantener debido a la dispersión. 

• El material del tapón es costoso.

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.