Típicamente sólo 30 por ciento del petróleo de un pozo petrolero puede extraerse con los métodos tradicionales, por tanto, quedan enormes cantidades de petróleo por recuperar de los puntos de extracción actuales o incluso de los ya abandonados; esto se debe a que la mayor cantidad del petróleo se encuentra en el medio poroso o matriz, es decir, en la roca: llámese areniscas, calizas o carbonatos, por citar algunos ejemplos.
Existen tecnologías, procesos o mecanismos conocidos como: Recuperación Terciaria o Mejorada de Petróleo (EOR por sus siglas en inglés “Enhanced Oil Recovery”), cuya aplicación puede ayudar a recuperar entre 10 y 20 por ciento del petróleo original en sitio, lo cual podría parecer poco, pero resulta increíble para la industria petrolera de acuerdo con las tasas de recuperación y producción actuales.
La recuperación mejorada de petróleo se define
como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o
materiales para recuperar el aceite que no puede ser producido por medios
convencionales (recuperación primaria y secundaria).
Existen diferentes métodos de recuperación mejorada, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.
Se han propuesto también métodos de recuperación los cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. De igual manera se han sugerido y probado muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.
Los métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los miscibles.
1. Invasiones químicas
La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que
usualmente no se encuentran en los yacimientos.
1.1. Invasión con polímeros.
La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y
consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso
molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace
que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un
mejor desplazamiento y un barrido mas completo que en la invasión con agua
convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de empuja como
en la inyección de agua convencional.
1.2. Invasión con surfactantes.
El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a
40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de
una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la
eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las primeras investigaciones
en las invasiones con surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento
miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la
segregación por la gravedad.
Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el
tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de
polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para
protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la
precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más
populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.
1.3. Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad
La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el
sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias
químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato
de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el
petróleo del yacimiento.
1.4. Invasiones micelares.
La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un
método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos
livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias
pruebas de campo con resultados exitosos.
La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen
de solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un
preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución
micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y esta formada por
agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de
sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar la
viscosidad y el comportamiento de fase.
1.5. Inyección de espuma.
Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por
películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor
que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste en
inyectar aire, agua y un agente químico que la estabiliza, y se realiza a una
razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. La calidad de
la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el
volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican
primero en los poros mas grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros
pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones mas permeables se van
llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.
2. Desplazamientos miscibles.
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible
con el petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el
petróleo se mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve
en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como
un pistón.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un
hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones,
es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el
correspondiente equilibrio de fases.
2.1. Proceso de tapones miscibles
Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del
yacimiento al entrar en contacto con este. La figura 1 muestra un esquema del
desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua.
Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera
alternada. Asimismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la
miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas
desplazante.
2.2. Proceso con gas enriquecido o empuje con gas
condensante
En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o
butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una
zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los
componentes enriquecidos del gas. Para lograr la operación debe lograrse una
presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.
2.3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión
Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una
presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona
se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies
antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible.
2.4. Inyección alternada de agua y gas
Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y
gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de
tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.
2.5 Inyección usando solventes
Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el
petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los
primeros métodos que se empleo para extraer petróleo. Este consiste en inyectar
gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazarlo por medio de
otro tapón de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la
extracción del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del
petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la extracción.
Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes
orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG),
gas natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de
combustión y otros.
3. Empujes con gas
La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del
petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden
lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas
barridas y no barridas. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas
junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión
del yacimiento. A continuación se explican algunas de estas técnicas:
3.1. Inyección cíclica de gas
En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo,
luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases,
y posteriormente reabrirlo.
3.2. Inyección de agua carbonatada
Como se representa en la figura 2, este proceso consiste en introducir dióxido
de carbono al agua que se inyecta, con la finalidad de reducir la viscosidad y
facilitar la movilidad. Para remover el agua carbonatada se inyecta agua al
final.
Estos procesos son especialmente
útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de
estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe
mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en
los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de Recuperación Mejorada en
Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos.
A continuación se describen brevemente los distintos métodos de recuperación
térmica:
1. Inyección de agua caliente
Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo
inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo
inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las
formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza
la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se
desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso permite disminuir la
viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y
expandir el fluido por temperatura.
2. Inyección continua de vapor
Del mismo modo que la inyección de
agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y
producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el
tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro
de petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente
el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre
decreciente. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen
de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y
se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen
abiertos.
¿Por qué utilizar la Inyección Continua de Vapor?
Aumenta las reservas en un factor de 2 - 10
veces– comparado con la recuperación primaria de Primaria de crudo pesado.
Se obtienen ambas producciones, incremental y acelerada.
Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.
El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85%
3. Inyección alternada de vapor
Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor
preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en
fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la
formación. Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de producción hasta que
este deje de ser económicamente rentable. A este proceso también se le denomina
Inyección cíclica de Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela
accidentalmente en 1957 en una prueba de inyección continua de vapor en el
Campo Mene Grande.
El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro
durante el período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se
inicia una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja
frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte de del yacimiento.
4. Drenaje por gravedad asistido con vapor o sus siglas en ingles SAGD
Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor
cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta
el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo
productor.
El pozo superior es el inyector y el
pozo más profundo, el productor. El objetivo es introducir el vapor
continuamente y remover el vapor condensado que se va formando junto con el
petróleo que se va calentando. El vapor se introduce cerca del fondo del
yacimiento y tiende a elevarse, mientras que el petróleo calentado tiende a
caer hacia el fondo. La cámara de vapor que se va formando encima del
productor, se mantiene a una presión constante durante todo el proceso y está
rodeada por la arena petrolífera fría a través de la cual fluye el vapor hacia
la interfase y se condensa; esto permite que el petróleo drene por gravedad
hasta el pozo productor.
En este método existen diferentes esquemas de arreglos
de los pozos. A continuación se presentan algunos de ellos:
5. Thai, Toe-to-Heel Air Injection
Thai, que por sus siglas es Toe-to-Heel Air Injection, genera calor in situ en vez de inyectarlo desde superficie y dicho a grosso modo, Thai adopta una configuración especial de pozo vertical y horizontal con combustión en sitio.
THAI, puede ser utilizado en muchas zonas donde los métodos de vapor no puede:
• Depósitos más delgados y menos de 10 metros de espesor
• En caso de agua superior o inferior está presente
• Si el gas superior está ausente
• Áreas con "lentes de esquisto" que actúan como barreras al vapor
b
6. Capri
Capri es Thai más un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción; en otras palabras Capri hace el trabajo de una refinería pero en el subsuelo. Ahora bien, combinando ambos sistemas lo que se quiere es iniciar fuego subterráneo y hacer fluir el petróleo pesado, a la vez que se mejora la condición del crudo, en términos de densidad, antes de llegar a superficie
7. Combustión in situ
Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento
(aproximadamente 10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un
calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire
hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el
encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el
calentador, pero se continua con la inyección de aire para mantener el avance
del frente de combustión”[7], lo que permite que el fluido sea menos viscoso y
se pueda optimizar la producción de petróleo. Según Carol Marzuola[8],
(VenEconomía Vol.20 No. 10, Julio 2003) este método posee ciertas desventajas
ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante
la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del
yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30%
del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de combustión:
7.1. Combustión Convencional o “hacia adelante”
La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El
aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas.
Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el
depósito de las fracciones mas pesadas, en esa misma zona existe una
segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente y
que la tasa de producción sea más elevada.
5.2. Combustión en reverso
Según Berry y Parrish [10] , la zona de combustión se mueve en dirección
opuesta a la corriente del aire, a donde exista mas concentración de oxigeno.
Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas
hacia los productores, haciendo que ocurra la reducción de la viscosidad del
petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir fácilmente hacia los
productores. Es utilizado en petróleos viscosos.
7.3. Combustión húmeda
Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo
frió se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo
se mueva mas fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa
de inyección del aire.
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