Inyección de agua caliente

La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría39 42. Durante el proceso (Figura 9.19), la zona vecina al pozo inyector se va calentando y, a su vez, parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

El tamaño de lazona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentaday a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura. Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son: 

1. Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad 

2. Reducción del petróleo residual por altas temperaturas 

3. Expansión térmica del petróleo

La principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente. Exceptuando los efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua.

Métodos no convencionales térmicos

Los métodos de recuperación térmica, particularmente la inyección cíclica y continua de vapor, han demostrado ser los procesos de recuperación mejorada de mayor éxito en los últimos años. Aproximadamente, el 60% de la producción diaria de EOR en Estados Unidos, Canadá y Venezuela proviene principalmente de procesos de inyección de vapor. El objetivo básico en la aplicación de tales métodos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo cual son especialmente adecuados para petróleos viscosos (5-15o API), aunque también se usan en petróleos hasta de 45° API. Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos son: la reducción de la saturación de petróleo residual a consecuencia de la expansión térmica, el aumento de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razón de movilidad, destilación con vapor, craqueo térmico, y otros. En general, se clasifican en dos tipos: los que implican la inyección de fluidos en la formación, como la inyección de agua caliente y la inyección de vapor, en sus dos modalidades, cíclica y continua; y los que utilizan la generación del calor en el propio yacimiento. 

A estos últimos se les conoce como procesos in silu, destacándose entre ellos la combustión in situ. Seguidamente se presenta una breve descripción de los distintos métodos de recuperación térmica.

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.