Recopilación Por: Alvaro I. Martinez Murillo
El actual gobierno este 2022 a través de YPFB dijo que ejecutara el plan de exploración y contribuir a la reactivación del Upstream con resultados medibles para el 2024, a pesar de este esfuerzo Argentina pretenden contar con las importaciones de gas hasta 2026, Argentina prevé abastecer su mercado interno e incrementar sus exportaciones a Chile y a Estados Unidos Hasta ese año, se prevé que produzca 165 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) e importe menos de 7 MMm3/d, siendo Bolivia su principal proveedor. Pero para 2027, se calcula una producción de 170 MMm3/d y dejar de importar de Bolivia con un plan denominado “plan de promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” prevé sustituir importaciones de gas generando un ahorro por $us 5.629 millones y un ahorro fiscal de $us 1.172 millones hasta 2023.
En cuestión a los líquidos existen más de 40 pozos de petróleo crudo maduros con una media del 25% de factor de recuperación con un trabajo convencional técnico, YPFB como principal articulador operativo tiene que adaptar campos maduros para que el operador pueda recuperar petróleo en condiciones no convencionales en una primera etapa a muy corto plazo en estos pozos ya existentes y en una segunda etapa a mediano plazo un recovery en los nuevo mega campos con perforaciones no mayores a 2000 metros pero con la implementación de nuevas tecnologías para una menor inversión y mayor productividad ya que en los megacampos de gas de los que hacemos alarde en ninguno se está produciendo petróleo a pesar de contar con volúmenes actualmente nada despreciables con la implementación de pozos direccionales o pozos paralelos de menor profundidad a formaciones que contengan petróleo con una ventaja en el tiempo ya q se excluirá trámites ambientales, licitaciones, licencias etc. ya que estos capos cuentan con dichos permisos acelerando el proceso de perforación , completación y producción, en los campos maduros para una mayor estimulación en base a una fracturación hidráulica con bombas que cuenta YPFB o se encuentran en Bolivia sin necesidad de licitaciones o importaciones que pueden tardar meses, una tercera a mediano plazo etapa voltear la mirada a zonas no tradicionales para nuevas exploraciones en el área petrolera y gasífera para aumentar la renta petrolera antes del 2025.
Recuperación mejorada (EOR)
La recuperación mejorada se refiere a la recuperación de aceite obtenida al inyectar materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento, o materiales que comúnmente están en el yacimiento pero que son inyectados a condiciones específicas con el fin de alterar considerablemente el comportamiento físico-químico de los fluidos del yacimiento. Esta definición abarca todos los modos de procesos de recuperación (desplazamientos, remojo e intervenciones a pozo), y considera muchas sustancias para la recuperación de aceite. Es importante señalar que los métodos de EOR no se restringen a métodos de una etapa de producción dada (primaria, secundaria o terciaria). Estos métodos de recuperación permiten extraer volúmenes de petróleo que normalmente no se podrían obtener económicamente por los métodos convencionales de recuperación (primaria y secundaria). Existen casos de éxito en el mundo en donde el factor de recuperación ha superado el 70 por ciento del volumen original in-situ. Los hidrocarburos en los que se pueden aplicar técnicas de EOR tienen un amplio rango de características físico-químicas: desde crudos volátiles con altas gravedades API y baja viscosidad hasta crudos con gravedades API muy bajas y de viscosidad muy alta. Asimismo, pueden estar almacenados en depósitos con características geológicas diversas: desde yacimientos carbonatados de baja permeabilidad en profundidades considerables, hasta formaciones de arenas someras. Por lo anterior, los métodos de EOR pueden aplicarse casi en cualquier tipo de sistema roca-fluido.
Las condiciones del petróleo o gas en el yacimiento tales como la saturación, distribución y su composición, son algunos de los factores que deben considerarse en la implementación de los procesos de EOR. Por ejemplo, en un yacimiento que ha tenido recuperación secundaria (principalmente inyección de agua) se puede esperar que el aceite residual tenga saturaciones comúnmente del orden de 20-35 por ciento. En las zonas barridas por agua es común que el aceite remanente permanezca en forma de gotas aisladas atrapadas en los poros o como una película de aceite que cubre las paredes de los poros.
Por lo anterior, las técnicas de EOR están enfocadas a movilizar dichas gotas o manchas de aceite, de modo que se forme un banco de aceite que se pueda desplazar hacia los pozos productores.Asimismo, si un método de EOR adecuado es incorporado dentro de una estrategia de IOR, también es posible producir el aceite no barrido por el método de recuperación secundaria. Si los procesos de EOR se aplicaran después de la recuperación primaria, es decir como un proceso secundario, al inicio de este proceso la saturación de aceite podría ser tan alta (del orden de 25-55 por ciento) que el petróleo podría existir como una fase continua con permeabilidad relativa y condiciones de flujo que favorezcan más a la recuperación del aceite. Dependiendo del tipo de mecanismo primario de recuperación, se podría llegar a tener presencia de gas libre; en cuyo caso el proceso secundario de EOR formaría un banco de aceite que resultaría en una eficiencia de desplazamiento mayor, y menor saturación de aceite remanente al final del proceso secundario, comparándolo con lo que se obtendría si estas técnicas se aplicaran como proceso terciario.
Los métodos de recuperación mejorada se pueden clasificar en dos grandes grupos principales: térmicos (inyección de vapor, agua caliente y combustión) y no-térmicos (inyección de químicos como surfactantes, polímeros y álcalis e inyección de gases miscibles)
Los métodos térmicos se han usado ampliamente para el desplazamiento de petróleos livianos pesados, mientras que los procesos de desplazamiento con productos químicos y gases miscibles son usados en aceites que van de intermedios a ligeros. De todos los métodos de EOR, los térmicos tienen la menor incertidumbre y proporcionan cerca del 70 por ciento de la producción mundial proveniente de métodos de EOR.
La inyección de químicos es más compleja y, por lo tanto, tiene un mayor grado de incertidumbre, pero si la formulación del químico es apropiadamente diseñada y controlada para las condiciones de flujo en el yacimiento, los químicos pueden llegar a tener un alto potencial para alcanzar excelentes recuperaciones de petróleo. Sin embargo, es importante tener en cuenta que por lo general estos métodos se encuentran en etapas tempranas de madurez en su aplicación a nivel de campo por no decir que son teóricamente factibles y aplicables pero son contadas las experiencias prácticas.
Recuperación avanzada (IOR)
La recuperación avanzada se refiere a cualquier técnica de recuperación utilizada para incrementar la recuperación de petróleo con pozos de más de 40 años de producción como se dan en la mayoría de los pozos petroleros del país por cualquier medio posible. Dichas técnicas pueden incluir a la recuperación secundaria y los métodos de EOR; sin embargo, también abarcan un amplio rango de actividades de ingeniería petrolera, como estrategias operacionales relacionadas con incrementar la eficiencia de barrido con pozos de relleno; pozos horizontales; polímeros para el control de la movilidad; así como prácticas de caracterización y administración avanzada de yacimientos.
Posteriormente, se introdujo el concepto de recuperación avanzada o Improved Oil Recovery (IOR). En algunos países, IOR y EOR se utilizan como sinónimos; en otros el EOR es un subconjunto del IOR. El IOR, en sentido estricto, también abarca un amplio rango de actividades, como la implementación de técnicas mejoradas de caracterización de yacimientos, administración de yacimientos y perforación de pozos de relleno.
Una nueva propuesta de clasificación de métodos de IOR-EOR.
Existen muchas razones para creer que los avances tecnológicos continuarán; aún cuando eventualmente los recursos convencionales puedan agotarse, seguirán existiendo los recursos no-convencionales, los cuales son superiores en volumen. Es por esto que el conocimiento, la experiencia y la madurez de las tecnologías relacionadas con las actividades de EOR serán esenciales para el éxito de los métodos de recuperación. Sólo así se tendrá un desarrollo rentable de los recursos no convencionales y el máximo aprovechamiento económico de los recursos convencionales.
Planeación y administración
Proceso de selección
Una de las primeras etapas en la planeación de un proyecto de IOR-EOR consiste en la aplicación adecuada de un proceso de selección de métodos de recuperación que permita identificar los posibles problemas y descartar actividades innecesarias en la aplicación y seguimiento de un proyecto de recuperación mejorada. En el proceso de selección el primer paso es identificar el volumen remanente de hidrocarburos y la forma en la que éstos se encuentran distribuidos en el yacimiento, así como también determinar las razones por las cuales estos depósitos de hidrocarburos no son recuperables económicamente por métodos convencionales (flujo natural, producción artificial e inyección de fluidos bajo condiciones inmiscibles). Por lo anterior, es muy importante contar con suficiente información para caracterizar al yacimiento y los fluidos. Un modelo estático y uno dinámico, fundamentados en datos de campo como análisis de núcleos, registros geofísicos, sísmica, muestras de fluidos, datos de los históricos de producción y de presiones, entre otros, pueden llegar a contribuir a establecer el potencial de hidrocarburo recuperable. Una vez identificado un depósito potencial se debe aplicar un proceso de escrutinio de métodos de recuperación mejorada, del cual resultaron algunas opciones como candidatos. Dicho proceso no sólo debe considerar aspectos técnicos, tales como las propiedades del yacimiento y de los fluidos, sino también debe considerar la viabilidad económica del proyecto, la cual dependerá del tipo de método de recuperación a evaluar.
Materiales
Se pueden presentar limitaciones por el manejo de los fluidos de inyección.
• Agua. Este fluido es usado muy frecuentemente como un fluido de empuje o como un fluido de transporte o de desplazamiento a otros que ayudan en la recuperación de hidrocarburos. En el caso de procesos térmicos se utiliza para producir vapor. Para evaluar la disponibilidad del agua para un proyecto de IOR-EOR es importante considerar los requerimientos de este fluido en otros sectores que también pudieran requerir. Por ejemplo, se deben tomar en cuenta los requerimientos para la agricultura, industria y las demandas regionales de la población cercana. Asimismo, la disponibilidad de agua también depende de algunas épocas del año; las demandas para la agricultura pudieran ser más altas de lo normal, por ejemplo.
• Dióxido de carbono (CO2 ). Éste es un gas que se utiliza en métodos de recuperación mejorada, y en algunas ocasiones debido a su producción y transporte pueden resultar costosos; sin embargo, existen proyectos que cuentan con recursos naturales de CO2 en la cercanía y reducen los costos de adquisición y transporte. En los casos donde no se cuente con tales recursos, se puede hacer un estudio para evaluar la extracción de este gas de plantas de energía, plantas de gas amargo, plantas de amoniaco e hidrógeno u otros procesos industriales.
• Gases hidrocarburos. Estos gases son comúnmente utilizados y son muy eficientes, sin embargo su aplicación está fuertemente asociada a su disponibilidad y precio. Los más comunes son el gas metano y el gas LP.
• Productos químicos. En general estos productos tienen el inconveniente de depender fuertemente de los precios del hidrocarburo, y más aún cuando son diseñados para reducir la tensión interfacial entre los fluidos y para alterar la mojabilidad del sistema roca-fluidos. Otro inconveniente que se presenta con la aplicación de los químicos enfocados a reducir la tensión interfacial y alterar mojabilidad es que esta tecnología de recuperación no se considera suficientemente madura, a pesar de que se reconoce el potencial de estos químicos a nivel de laboratorio.
Economía del proyecto
Como en todos los proyectos de inversión, la rentabilidad económica de un proyecto de EOR es la principal motivación para llevarlo a cabo. En los proyectos de recuperación mejorada, los tiempos de ejecución y de recuperación económica son especialmente críticos, ya que se necesitan materiales costosos, métodos sofisticados para el monitoreo del proceso de recuperación, inversiones en instalaciones superficiales, y un tiempo considerable para que los beneficios económicos se presenten. Es por ello que el análisis económico debe ser una parte integral del diseño de proyectos y del desarrollo de los procesos de IOR-EOR. Una vez identificado el potencial de hidrocarburo recuperable, así como los métodos de recuperación candidatos, se debe aplicar un proceso de escrutinio que considere los aspectos económicos. De modo que en esta etapa los parámetros críticos pueden ser el tamaño del bache y el costo del fluido a inyectar. De hecho, en algunas aplicaciones de métodos de EOR posteriores a la inyección de agua la producción incremental del proyecto podría no ocurrir hasta que un volumen considerable del volumen poroso haya sido llenado con el fluido inyectado. Esto podría inclusive tomar varios años a partir del inicio del proyecto y en el caso de métodos químicos la respuesta del proyecto se puede obtener hasta que todo el bache de fluido que contenga el químico se haya inyectado por completo. Otro aspecto muy importante a considerar durante la planeación del proyecto es el de asegurar el financiamiento a lo largo de su vida, ya que además de los gastos de capital y la adquisición de los materiales de inyección también se podría requerir el financiamiento para cubrir los gastos de operación hasta que éstos sean solventados por los ingresos provenientes de la producción incremental. El análisis económico ayuda a identificar parámetros técnicos críticos en la rentabilidad del proyecto y con esto proporcionar la justificación para cumplir con las actividades necesarias y realizar modificaciones al mismo a fin de optimizar los resultados.
Pruebas piloto
Son pruebas que ayudan a reducir riesgos e incertidumbres a niveles aceptables al definir rangos para los parámetros considerados como críticos en el desempeño de algún método de recuperación. Estas pruebas permiten:
1) evaluar los efectos de la geología de los yacimientos en el desempeño del proceso, particularmente en la eficiencia de barrido;
2) calibrar modelos de simulación de yacimientos para predicciones a escala de campo;
3) mejorar los pronósticos de producción de los campos;
4) reducir riesgos técnicos y económicos;
5) proporcionar mejoras en estrategias de operación actuales para mejorar la economía/recuperación.
Implementación del proyecto
Para maximizar el éxito en la aplicación de un proyecto de EOR es necesario que se elabore la documentación de la administración del proyecto. En ésta se debe detallar el programa de trabajo con las expectativas del proyecto, de modo que sirva de referencia para el seguimiento de las actividades a lo largo de la vida del mismo. Las actividades de monitoreo del proyecto deben incluir la toma de datos de presiones y temperaturas en pozos observadores, el muestreo de fluidos de producción, la realización de actividades de control de calidad en los equipos de inyección de fluidos, así como también la inclusión de actividades normales que se presentan en la operación de un yacimiento en producción. Adicionalmente, se pueden implementar métodos y tecnologías avanzadas de monitoreo, como pueden ser la medición continua en el fondo del pozo de presiones, temperaturas, flujo de fluidos, tomografía a nivel de pozo y sísmica 4D. Grupo de trabajo y capacitación de personal La producción de hidrocarburos considera actividades intensivas en capital humano, y si además se considera que los requisitos generales de trabajo en la aplicación de métodos de EOR incluyen actividades que requieren personal altamente calificado y experimentado, entonces es vital que en la planeación se considere la capacitación del personal que llevará a cabo las actividades del programa de trabajo.
Actividades de perforación de pozos
Comúnmente los proyectos de IOR-EOR requieren incrementar el número de pozos productores e inyectores, por lo que es sumamente importante que en el diseño del proyecto se determine el patrón de inyección-producción apropiado que optimice el espaciamiento entre los pozos y reduzca al mínimo el número de pozos a perforar en el proyecto. Todo esto con el objetivo de obtener recuperaciones altas de hidrocarburos con bajos costos por actividad de perforación. Una vez estimado el número de pozos requeridos y los patrones de inyección se debe elaborar, en base a una buena administración de yacimientos, un programa de perforación que considere escenarios posibles de explotación del yacimiento y del precio de los hidrocarburos a lo largo de toda la vida del proyecto. En el programa de actividades de perforación se debe incluir un programa de logística que garantice la adquisición o renta de equipos de perforación y el equipo necesario para poner en marcha el funcionamiento de los pozos, de modo que se reduzcan los costos de equipos y se asegure la incorporación de producción por nuevos pozos en los tiempos adecuados de acuerdo al diseño del proyecto. Es muy importante hacer un análisis detallado que determine de forma clara si es más conveniente comprar o rentar equipo.
La necesidad de una estrategia nacional de IOR-EOR ante la necesidad de producción de crudo y el aumento de los precios de importaciones causados a agentes geopolíticos.
Considerando que la mayoría de los yacimientos relevantes del país son complejos, “brown fields”, maduros y/o marginales, resulta lógico afirmar que prácticamente todos nuestros yacimientos requerirán eventualmente incrementar su factor de eficiencia a través de métodos de EOR, desde el valioso en camiri hasta los más pequeños; los yacimientos más complejos y, en el largo plazo inclusive, los yacimientos en aguas profundas como los recientemente descubiertos pero excluidos. Es por esto que es de suma importancia establecer una estrategia y hacer las adecuaciones en las dependencias y entidades, así como en la industria y academia, para prepararnos para este reto.
Descripción de métodos de EOR
MÉTODOS TÉRMICOS
El mecanismo de producción consiste principalmente en la transferencia de energía térmica hacia el yacimiento. La temperatura del aceite se eleva drásticamente por lo que se expanden los fluidos; se evapora algo de líquidos; y se reducen las viscosidades (aumentando la movilidad). De forma general, estos métodos consisten en la inyección de vapor o agua caliente y la inyección de aire, ambos bajo diferentes esquemas. Comúnmente se aplican a yacimientos de petróleo pesados y viscosos, los cuales tienen densidades menores a 20°API y viscosidades entre 200-2000 cP, aproximadamente.
Inyección de agua caliente
Básicamente, el aceite es desplazado inmisciblemente por zonas de agua caliente y zonas de agua que se encuentran a temperatura del yacimiento. La recuperación de aceite incrementa debido al aumento de la movilidad del aceite (resultado de la reducción de su viscosidad), y a la reducción de la saturación de aceite residual a altas temperaturas (existe una alteración de la tensión interfacial y de la mojabilidad). Estos procesos de recuperación son aplicados a crudos relativamente viscosos.
Inyección continua de vapor
Este proceso consiste en la inyección continua de vapor al yacimiento, formando una zona de vapor que avanza lentamente hacia las zonas productoras. En otras palabras, se trata de un desplazamiento de aceite por agua condensada, bajo condiciones inmiscibles. El aceite es movilizado principalmente por la reducción de su viscosidad, que resulta de la elevación de la temperatura del yacimiento. La saturación de aceite en las zonas barridas por el vapor puede reducirse aproximadamente hasta en un 10 por ciento, resultando en factores de recuperación típicos que pueden estar en el rango de 50 a 60 por ciento del volumen original. De manera general, se puede decir que la inyección de vapor comúnmente se aplica en aceites pesados y viscosos, contenidos en yacimientos someros con altas saturaciones de aceite y buena permeabilidad.
En la Figura se ilustra un diagrama de un sistema de inyección de vapor, donde se puede observar la distribución de fluidos. Debido a la diferencia de densidades de los fluidos del yacimiento, el vapor inyectado tiende a segregarse hacia la cima de la formación (gravity override), propiciando una temprana irrupción de vapor en los pozos productores.50 Para reducir este fenómeno, los intervalos disparados del pozo inyector se deben de ubicar cerca de la base de la formación productora.
Inyección cíclica de vapor (Cyclic Steam Stimulation, CSS, por sus siglas en inglés)
Es un método de recuperación que se realiza en un pozo que opera alternadamente como inyector y productor. Este proceso considera ciclos que básicamente consisten en tres etapas. En la etapa inicial, el vapor se inyecta continuamente por un tiempo. Posteriormente el pozo es cerrado para que el calor inyectado se transfiera y distribuya en la vecindad del pozo (soaking). Finalmente el pozo es abierto a producción, donde inicialmente se observa un incremento de producción, por un periodo corto y posteriormente declinando lentamente durante un periodo que puede ir desde varios meses hasta un año aproximadamente. Este ciclo de tres etapas es repetido hasta que los ritmos de producción alcancen un límite económico. Puede proporcionar factores de recuperación del orden de 10 a 40 por ciento del volumen original in-situ. Este tipo de inyección preferentemente se aplica en aceites altamente viscosos. Con respecto a los mecanismos de producción que se presentan, se tiene que al transferir calor al yacimiento e incrementar la temperatura del aceite, se reduce la viscosidad de éste y se represiona la vecindad del pozo, mejorando así la productividad del pozo.
Combustión in-situ
Involucra la combustión parcial del aceite para generar calor dentro del mismo yacimiento. Se puede inyectar aire, aire enriquecido con oxígeno (O2 ) o solamente O2 . Se producen gases de combustión resultando en mejores condiciones de flujo.54 Se introducen al pozo quemadores o calentadores eléctricos para la ignición inicial; sin embargo, existen casos en donde también se presenta la ignición espontánea. La Figura 22 muestra un esquema del proceso de combustión in-situ y de su equipo superficial.
MÉTODOS DE INYECCIÓN DE GASES
Estos métodos tienen por objetivo incrementar el número capilar. Esto significa que la tensión interfacial entre el fluido inyectado y el aceite se reduce. Estos métodos recuperan aceite por transferencia de masa.
Inyección de gases miscibles
Algunos de los fluidos que se pueden utilizar en este proceso son gas natural, GLP (gases licuados de petróleo), dióxido de carbono (CO2 ), N2 y gases de combustión. Es importante señalar que existen varios tipos de miscibilidad:
• Miscibilidad al primer contacto. Ocurre cuando los fluidos son miscibles en cualquier proporción.
• Miscibilidad de contacto múltiple por condensación. La fracción de aceite intermedia en el yacimiento se “condensa” al gas inyectado, enriqueciendo la fase líquida en equilibrio y haciéndola cada vez más ligera.
• Miscibilidad de contacto múltiple por vaporización. Se puede explicar cuando se tiene un yacimiento con aceite ligero, rico en hidrocarburos intermedios, y se le inyecta gas seco o N2 . A través de los contactos sucesivos entre el aceite y el vapor, el cual se está enriqueciendo por la vaporización de la fracción intermedia, se alcanza una composición miscible.
Inyección de nitrógeno (N2)
Para un yacimiento de aceite dado, la miscibilidad con N2 ocurre a una presión mayor que si fuera con gas natural. Por consiguiente, la inyección de gas miscible con N2 se limita a yacimientos profundos de aceite volátil con presiones altas. Por otro lado, la inyección inmiscible de N2 se lleva a cabo para desplazar verticalmente el aceite en casos donde predomine el efecto de gravedad. Aún en este caso, el N2 extrae parte de la fracción ligera del aceite, produciendo en superficie esta mezcla.
Inyección de gases de combustión
Como su nombre lo indica, los gases de combustión se refieren a los gases que se producen después de un proceso de combustión y es una mezcla de CO2 y otros gases.Los gases de combustión desplazan aceite por transferencia de masa de componentes intermedios del aceite al gas inyectado, y por la subsecuente condensación de los componentes intermedios con mayor peso molecular a la fase líquida.
Inyección de gases hidrocarburos
El gas natural inyectado es enriquecido con etano, propano o butano para incrementar su miscibilidad con el aceite del yacimiento. Cuando el proceso es miscible, se pueden usar tres métodos: El primero usa un gas licuado de petróleo (LP) en un bache de aproximadamente 5 por ciento del volumen poroso. El segundo método consiste en inyectar gas natural enriquecido con etano hasta hexano, seguido de gas seco y posiblemente agua en un bache de 10 – 20 por ciento del volumen poroso. El tercer método consiste en inyectar gas seco a alta presión para vaporizar los componentes ligeros del aceite que está siendo desplazado. La inyección miscible recupera aceite debido a que el volumen de aceite incrementa y disminuye la viscosidad del aceite.
Inyección de dióxido de carbono (CO2)
Cuando se inyecta CO2 en el yacimiento éste se vuelve soluble en el aceite residual a medida que los hidrocarburos ligeros se disuelven en el CO2 y el CO2 se disuelve en el aceite. Esto ocurre principalmente cuando la densidad del CO2 es alta (cuando está comprimido) y cuando el aceite contiene un volumen significativo de hidrocarburos ligeros. Por debajo de una presión dada el CO2 y el aceite dejarán de ser miscibles. A medida que la temperatura incrementa (y la densidad del CO2 disminuye), a medida que la densidad del aceite aumenta (la fracción ligera del aceite se reduce), la presión mínima necesaria para lograr la miscibilidad entre el aceite y el CO2 incrementará. Cuando se trata de un proceso miscible el CO2 puede desplazar al aceite de los poros, empujándolo hacia un pozo productor. A medida que el CO2 se disuelve en el aceite, provoca que el segundo se hinche y disminuya su viscosidad, ayudando a mejorar la eficiencia de desplazamiento. Cuando el proceso es inmiscible, la disolución del CO2 en el aceite reduce su viscosidad y también se incrementa su factor de volumen, aunque en menor grado. Dichos cambios contribuyen a mejorar la recuperación.
MÉTODOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS
Algunos químicos son inyectados con el objetivo de reducir la tensión interfacial (incrementar el número capilar), y/o disminuir la relación de movilidad a fin de mejorar el control sobre la movilidad (reducir la canalización). Los métodos de recuperación de esta categoría incluyen inyección de surfactantes, polímeros y álcalis.
Inyección de polímeros
Los polímeros tienen la función de incrementar la viscosidad del agua, de tal forma que la relación de viscosidades disminuye. Con este método se presenta una reducción de permeabilidad debido a la adsorción de las moléculas del polímero.67 Este método se aplica principalmente en formaciones de arenas con fluidos ligeros a intermedios, con porosidades buenas o intermedias. Debido a la movilidad de los polímeros, la permeabilidad no debe ser muy baja ni la viscosidad muy alta. La profundidad es un factor crítico, ya que se puede relacionar con la temperatura del yacimiento, la cual influye en la estabilidad de los químicos. Se recomienda que la temperatura sea menor a 93 °C, aproximadamente. La salinidad es otro parámetro que debe mantenerse por debajo del límite máximo permitido.
Inyección de surfactantes
Es aplicable en arenas con fluidos ligeros a intermedios en densidad, y con valores de viscosidades menores a las del caso de la inyección de polímeros. De igual manera, la temperatura del yacimiento debe ser menor a 93°C aproximadamente; y la temperatura, así como la salinidad son factores muy importantes que se deben considerar. El surfactante inyectado debe disminuir la tensión interfacial hasta movilizar el aceite residual con lo cual se crea un banco de aceite donde el aceite y agua fluyan como fases continuas. La tensión interfacial se debe de mantener en el frente de desplazamiento para evitar que el aceite movilizado sea re-atrapado. Asimismo, la retención del surfactante debe ser baja.
Inyección de polímeros micelares
Primero se inyecta un bache relativamente pequeño de solución micelar para “liberar” al aceite. Éste es seguido por un volumen más grande de solución acuosa con polímero para controlar la movilidad y así minimizar la canalización. Posteriormente se inyecta un bache de agua para mover los químicos y el banco de aceite resultante hacia los pozos productores. Una solución micelar consiste de gotas muy finas de agua dispersas en aceite, o de aceite en agua, producidas usando surfactantes, con la adición, de ser necesaria, de co-surfactantes y soluciones de varias sales.
HÍBRIDOS
Se le llama a la nueva generación de técnicas que proviene de la combinación de otras a fin de hacer el proceso general más eficiente y se minimice la retención o pérdida de químicos.
Inyección de salmuera de baja salinidad con surfactantes
Los surfactantes permiten disminuir las fuerzas capilares y cuando se combinan con salmuera de baja salinidad el re-entrampamiento de aceite puede ser evitado, que resultaría si sólo se inyectara la salmuera de baja salinidad. Este entrampamiento ocurriría si las fuerzas capilares fuesen altas.
Inyección de agua alternada con inyección de gas (WAG)
Consiste en la inyección de agua y baches de gas de manera simultánea o cíclica a fin de mejorar la eficiencia de barrido de los proyectos de inyección de agua e inyección de gas. Se trata de disminuir efectos de la digitación viscosa y tendencia del gas o vapor a segregarse (gas override). WAG resulta en una mejor eficiencia de desplazamiento microscópica durante la operación de inyección de gas y una mejor eficiencia de barrido durante la inyección de agua. La categoría más comúnmente usada para la clasificación de WAG es en relación a la diferencia entre inyección miscible e inmiscible. Los gases utilizados en los procesos de WAG son divididos en tres grupos: CO2 , gases hidrocarburos y gases no hidrocarburos. Otros tipos de procesos son: WAG Híbrido (HWAG), WAG simultáneo (SWAG), Alternancia de vapor con procesos de vapor (WASP) y WAG asistido por espuma (FAWAG).
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