Inyección de agua carbonatada

Esta técnica de recobro, que se presenta en la Figura 9.18, consiste en agregar dióxido de carbono al agua de inyección, con el objeto de lograr una razón de movilidad favorable entre la fase desplazante y la fase desplazada por efecto de la reducción de la viscosidad del petróleo al mezclarse con el C02 del agua. La zona de agua carbonatada se desplaza posteriormente mediante la inyección de agua.

Inyección cíclica de gas

La inyección cíclica de gas es un proceso de recuperación mejorada que consiste en la inyección de un volumen determinado de gas (tapón) en un pozo productor. Después de esta inyección, el pozo se cierra durante un período (tiempo de remojo) para permitir el equilibrio de las fases en la formación y, posteriormente, se reabre la producción. El más común de estos procesos es la inyección cíclica de C02, también conocido como "C02 huffand puff' y, a pesar de que fue propuesto inicialmente como una alternativa a la inyección cíclica de vapor en la recuperación de crudos pesados, se han desabollado varias pruebas de campo en yacimientos de crudos livianos y medianos. Los mecanismos de producción atribuidos a la inyección cíclica de C02 son: 

a. Reducción de la viscosidad del crudo b. Hinchamiento del petróleo 

c. Empuje por gas en solución 

d. Disminución de la tensión interfacial 

e. Cambios en la mojabilidad del medio poroso

Entre las ventajas que presenta la inyección del gas natural con respecto al C02 están: que no genera cambios de mojabilidad en el medio poroso que constituye la formación y que no requiere de inversiones importantes para su manejo.

Empujes con gas

La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más prometedores para recobrar el petróleo residual que queda en las zonas barridas y no barridas de los yacimientos después de la inyección de agua. Debido a la disminución de la tensión interfacial y a las mejoras de la movilidad del crudo, los desplazamientos miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias de barrido. En 1941, Pirson36 propuso la utilización del dióxido de carbono a altas presiones y, posteriormente, se ha planteado usarlo junto con agua, con el objetivo de reducir la viscosidad del petróleo y provocar su hinchamiento. También, en los procesos de desplazamientos miscibles se emplea el C02 como un tapón controlador de empuje. 

Otras variantes de estos procesos se logran utilizando gases pobres y gases de combustión, obtenidos a partir del quemado de gas natural en motores de combustión interna, los cuales contienen un 87% de nitrógeno, 13% de C02 y, en algunos casos, muy bajéis proporciones de gases inertes. Las técnicas se basan en que el C02 se disuelve en el petróleo y le reduce viscosidad, mientras que el nitrógeno aumenta la presión del yacimiento. Se ha reportado que este método, en condiciones inmiscibles, puede generar incrementos de producción de petróleo con márgenes económicamente atractivos aun a bajos precios del crudo. A continuación se presentan algunas de estas aplicaciones, en ciertos casos también utilizadas como técnicas de estimulación de pozos:

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.