Inyección de nitrógeno - II

La inyección de este gas también puede alternarse con la inyección de agua (proceso WAG) para incrementar la eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo3'5. La Tabla 9.6 presenta los criterios de diseño para los procesos miscibles.

Inyección de nitrógeno - I

Los procesos de recuperación mejorada por inyección de nitrógeno constituyen un método viable si el yacimiento cumple con ciertos requisitos, condiciones que se describen de manera resumida a continuación: El crudo del yacimiento: 

• Debe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano (Cg-C,,) o hidrocarburos livianos. Éstos se caracterizan por ser crudos livianos con gravedades API > 35°. 

• Tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento. 

• Está saturado de metano (C,) 

El yacimiento: 

• Debe estar a una profundidad igual (o mayor) a los 5.000 pies, a fin de mantener las altas presiones de inyección O 5.000 Ipc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el N2 sin fracturar la formación. En general, cuando se inyecta N2 en un yacimiento, éste forma un frente miscible por vaporización de componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, ahora enriquecido en cierta magnitud, continúa su movimiento desde los pozos inyectores y así va contactando cruda fresco y vaporizando más componentes, lo cual lo enriquece a medida que avanza el frente.

Como consecuencia, el primer frente de gas puede alcanzar tan alto grado de enriquecimiento que se convierte en solución o se hace miscible con el crudo de la formación. En esta etapa, la inferíase entre el crudo y el gas desaparece, formándose una mezcla homogénea de ambos fluidos. Con la inyección contínua de nitrógeno se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo un banco de crudo hacia los pozos productores.

Inyección de dióxido de carbono

El dióxido de carbono en estado líquido (temperatura crítica 88°F y presión crítica de 1073 Ipc) es el agente miscible preferido para el recobro de petróleo, pero debido a su baja temperatura crítica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El desplazamiento miscible con C02 es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. Como resultado, la invasión con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad mucho más bajas que las requeridas en los procesos con gas vaporizante. La presión mínima de miscibilidad (PMM) se puede determinar en el laboratorio o bien, utilizando las correlaciones presentadas por Holm y Josendal. 

El C02 también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto que es muy importante en crudos pesados) y causa su hinchamiento, pero el principal mecanismo en el caso de petróleos livianos es el desplazamiento miscible. Se han propuesto varios esquemas de inyección con C02 y, a menos que la permeabilidad del yacimiento al agua sea muy baja, un esquema recomendable es la inyección de un tapón de C02 de 5% del VP, seguido por agua (de la forma WAG), hasta que cerca del 20% de C02 se haya inyectado. La Figura 9.17 es una representación esquemática del proceso en un yacimiento horizontal.

Este método se debe usar en yacimientos con crudos desde moderadamente livianos hasta livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la PMM; y si existe disponibilidad del C02, es una mejor selección que otros métodos miscibles en vista de su alta viscosidad y mayor densidad que el metano, por ejemplo. Debe hacerse notar que el C02 es soluble en agua, lo cual ocasiona algunas pérdidas y las soluciones ácidas pueden causar severos problemas de corrosión. Se han llevado a cabo cerca de 50 invasiones con C02, algunas de las cuales han resultado exitosas; sin embargo, el resultado final no está todavía claro, por lo que se puede concluir que el proceso es sumamente atractivo, pero que requiere una ingeniería cuidadosa.

Inyección de alcohol

Se han realizado operaciones de campo en las cuales se inyecta alcohol como solvente en el petróleo, y se ha demostrado que, a pesar del alto costo, este método puede ser aplicado comercialmente. Este proceso difiere de los desplazamientos miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se desplazan si la concentración de alcohol en el tapón es suficientemente alta. Si ésta cae por debajo de ciertos niveles, se pierde la miscibilidad y el proceso se convertirá en una inyección de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para empujar el tapón de alcohol. El uso del alcohol isopropílico está limitado porque inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata y, por lo tanto, el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para mantener la miscibilidad. El uso de cantidades grandes de alcohol parece prometedor, pero es más costoso.

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.