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.

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.