Métodos No Convencionales No Térmicos Aplicados Para la

Recuperación de Crudos Pesados.

Los métodos no térmicos abarcan los procesos térmicos y los miscibles.

Los primeros incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las invasiones

micelar/polímero y combinaciones.

Los métodos miscibles incluyen los empujes miscibles de alta presión,

usando un gas de hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono, así como el

desplazamiento de hidrocarburos líquidos.

Invasiones Químicas

La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que

usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran

polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos.

Invasión con Polímeros

La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y

consiste en añadir al 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 más 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.

Las propiedades de los polímeros juegan un rol determinante en la eficiencia

del proceso.

Se toman en consideración los factores que favorecen la inyección de

polímeros tales como:

Condiciones apropiadas para la inyección de agua.

Alta saturación del petróleo movible.

Alto capacidad de almacenamiento.

De igual manera existen aquellos factores que desfavorecen el proceso:

Fracturas extensivas.

Empuje fuerte de agua.

Capa de gas.

Alto contraste de permeabilidad.

Agua de formación altamente salina.

Problema de inyectabilidad severo.

Alto contenido de arcillas hinchables y calcio.

Para el caso de estudio se pudo corroborar los factores que teóricamente se

consideran mejorados mediante la inyección de polímeros y se obtuvo un

incremento en el petróleo recuperado de 11,6% en comparación con el valor

obtenido mediante procesos de inyección de agua previos al proyecto de

inyección de polímeros.

Descripción del proceso.

Los altos pesos moleculares de polímeros solubles en agua en

concentraciones diluidas (ppm) aumentan significativamente la viscosidad del

agua en un factor de 10 a 50 (CAUDLE and ERICSON, 1954) y también reduce la

permeabilidad de la roca relativa al agua, en otras palabras, disminuye la razón de

movilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos.

De esta manera, la eficiencia de barrido volumétrico puede mejorar y se

puede lograr un porcentaje mayor de petróleo recuperado con un proceso de

inyección de polímeros, sin embargo, el porcentaje de petróleo residual

permanece constante para diferentes viscosidades, de manera que la mejora en la

recuperación de crudo es que el mismo es obtenido más temprano y con menor

corte de agua, en consecuencia, en la práctica esto se traduce en menores costos

de levantamiento en comparación que con inyección de agua solamente.

En la inyección de polímeros, una píldora de 0,3 o PV más alta de solución

de polímero es inyectado dentro del yacimiento con una inyección previa de una

píldora de salmuera de baja salinidad (agua fresca). La píldora de polímero es

seguida por otra píldora de agua fresca y seguidamente por inyección de agua.

Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros adversamente,

la solución polimérica (La salinidad del agua disminuye la viscosidad de la solución

polimérica) es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad

(preflush) como ya se mencionó.

La solución es usualmente inyectada como un slug, seguido por un agua de

baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el agua de baja

salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de la solución

polimérica con agua de alta salinidad.

Para disminuir el contraste de movilidad entre la solución polimérica y el

agua detrás de esta, la concentración polimérica puede ser gradualmente reducida

al final del slug.

El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que

sea más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polimérica probablemente

no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que

debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual.

Una de las variables importantes a considerar se refiere a la reología de

líquidos pseudo plásticos: Para el agua y el petróleo en la mayoría de los casos, la

viscosidad es un valor constante. Sin embargo, para soluciones poliméricas este

no es el caso. La viscosidad es una función de la tasa y esfuerzo de corte, de

manera que la misma puede variar de rango dado que depende de la geometría

de flujo y de la velocidad de flujo que a su vez está relacionado con la distribución

de los canales de flujo de las rocas, obteniéndose mayores tasas de corte para

distribución de granos más estrechos y tasas más bajas para granos más

alargados.

Usualmente las zonas de más altas permeabilidades son invadidas por el

influjo de agua durante operaciones secundarias o energía natural por agua y en

las zonas con menor permeabilidad no hay inyección por lo que el crudo queda en

estas partes del yacimiento. Durante el proceso de inyección de polímeros una

cantidad pobre de eficiencia de barrido vertical puede ser mejorada, porque las

soluciones poliméricas primero fluyen por los caminos preparados por el agua y

después debido a su alta viscosidad tienden a bloquear estas partes del

yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmóvil comienza a fluir.

El gradiente de presión en el yacimiento aumenta, y especialmente en la zona

donde el fluido se encontraba inicialmente inmóvil aumenta en un proceso de

inyección de polímeros.

El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien en

una secuencia de etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta

secuencia es reducir la cantidad total de polímero usado y prevenir, o por lo

menos reducir, la digitación viscosa de fluido de baja concentración dentro de

regiones de concentraciones más altas. La digitación viscosa ocurre porque cada

reducción de la concentración del polímero es acompañada por una reducción de

la viscosidad aparente de la solución

Propiedades y Características de los Polímeros en el medio poroso

Flujo de Polímeros a través del medio poroso

Retención del polímero

Cuando un polímero fluye a través de los poros de la roca, es medible la cantidad

de polímero retenido. La retención es causada principalmente por la adsorción

sobre la superficie del material poroso y el entrampamiento mecánico en poros

que son relativamente pequeños en comparación con la molécula de polímero en

solución. Este fenómeno, en procesos EOR, es instantáneo e irreversible. Sin

embargo no es del todo cierto, ya que pequeñas cantidades de de polímero

pueden ser removidas del medio poroso. Los valores de retención medidos en

campo se encuentran entre 20 a 400lbm de polímero/ acre-ft de volumen bruto,

siendo el nivel de retención deseable menor que 50 lbm/Acre-ft. La retención

causa perdida de polímero de la solución, lo cual puede causar que la eficiencia

en el control de la movilidad sea destruida. La retención también puede causar

retraso en la tasa de propagación del polímero.

PV inaccesible

Las moléculas de polímeros son más grandes que las moléculas de agua y son

más grandes que algunos poros en el medio poroso. Debido a esto, los polímeros

no fluyen a través de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera. La

fracción del espacio poroso que no está en contacto con la solución polimérica se

denomina PV (Pore Volume) inaccesible y ha sido observado en todos los tipos de

medio poroso tanto para policrilamidas como para biopolímeros y es considerado

una característica general del flujo de polímeros.

Reducción de la permeabilidad

Los polímeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. La reducción de

la permeabilidad depende del tipo de polímero, la cantidad de polímero retenido, la

distribución del tamaño de poro, y el tamaño promedio del polímero con relación a

los poros de la roca. La reducción de la permeabilidad es determinada

experimentalmente por el primer desplazamiento de solución polimérica a través

del medio poroso y después el desplazamiento del polímero con la salmuera y se

mide la permeabilidad de la salmuera después que todo el polímero ha sido

desplazado

Características de inyectividad de polímeros en procesos eor.

El mantenimiento de las condiciones de movilidad es esencial en este

proceso. Desafortunadamente, incrementando la inyección de viscosificantes se

puede reducir la inyectividad, decaimiento lento del líquido, y retardando la

producción de petróleo de los patrones de inyección. Se pueden estimar la pierdas

de inyectividad asociadas con la inyección de soluciones poliméricas si las

fracturas no están abiertas y estimar el grado de extensión de la fractura si la

misma está abierta. Para ello, es necesario examinar las 3 propiedades principales

de los polímeros que afectan la inyectividad:

1) Residuos en el polímero.

2) Reología del polímero en el medio poroso.

3) Degradación mecánica del polímero.

Ventana de aplicación para la aplicación de polímeros como método

de recuperación mejorada.

Dado que la inyección de polímeros no es siempre sustentable para todos

los yacimientos, se deben tener presentes ciertos criterios de selección, que darán

la indicación de si este proceso es posible del todo.

Características del yacimiento

La mineralogía es importante con respecto a la compatibilidad de las

soluciones poliméricas; por ejemplo, en formaciones arcillosas la mezcla de

polímeros con agua deben ser evaluadas debido a los fenómenos de absorción de

agua de algunas arcillas y en formaciones carbonatadas la disolución de los

carbonatos con las altas temperaturas pueden cambiar las propiedades de la

solución polimérica.

La profundidad del yacimiento es un factor crítico solo cuando este tiene

que ver con la temperatura del yacimiento, la presión de inyección y la presión de

fractura.

Temperaturas menores a 200°F aseguran una solución polimérica estable, sin

embargo estos valores pueden variar dependiendo del tipo de polímero y

producto; los aspectos que se ven modificados por la temperatura tienen que ver

con la tendencia a flocular, la aceleración de reacciones de descomposición y la

adsorción de la roca.

La Presión del yacimiento no es crítica si esta permite que la presión de

inyección sea menor que la presión de fractura y no es tan alta que requiera

equipos de bombeo costosos.

La porosidad del yacimiento debe ser de media a alta (más alta que 18%)

para asegurar una buena capacidad de almacenamiento.

La permeabilidad absoluta es considerada buena entre 50 y 250 md.

Valores de permeabilidad moderada (entre 15 y 50md) causan presiones de

inyección más altas. Valores de permeabilidad considerados muy buenos (entre

250 y 1000md) y excelentes (mayores que 1000md) aseguran mayores recobros

con una inyección de agua convencional y hacen que la inyección de polímeros

sea costosa y difícil de justificar.

El concepto de variación de la permeabilidad conectada con la

heterogeneidad del yacimiento es mejor que la permeabilidad solamente para

determinar áreas de aplicabilidad de inyección de polímeros. Los yacimientos

heterogéneos son buenos candidatos para este proceso por dos razones: 1ro, las

soluciones poliméricas reducen la permeabilidad de la roca. 2do, la solución tiene

una tendencia de desviar hacia áreas del yacimiento que no han sido barridas y

áreas donde la inyección de agua resulta en un barrido insatisfactorio.

Características de fluidos

La viscosidad del crudo que directamente controla la proporción de

movilidad del agua y del petróleo no debe ser mayor que 150 a 200 cp.

Viscosidades menores que 100cp son preferibles, sin embargo, viscosidades muy

bajas solo permiten pequeñas mejoras. En crudos con altas viscosidades las

variaciones de la movilidad del polímero pueden ser considerables. Los métodos

térmicos de recuperación son competitivos cuando las viscosidades del crudo son

altas.

La proporción de agua-petróleo al principio del proyecto deberían ser bajas,

inclusive cero. Esto significará una mayor saturación de crudo movible. La

aplicación de inyección de fluidos desde el comienzo de una recuperación

secundaria en vez de inyección de agua permitirá mejores cambios.

VENTAJAS

Mejoran el barrido vertical

Son muy viscosas cuando son altamente diluidas

Mejoran la razón de movilidad agua-petróleo

Son los más aplicables en pruebas de campo

Factor económico

DESVENTAJAS

Son sensibles a la salinidad

Taponamiento que se origina en la formación

Susceptible al ataque bacterial

Son muy costosas al momento de tener problemas

Efecto de esfuerzos y altas temperaturas

Recobros y Costos

En ciertos casos, la inyección de polímeros puede ser económicamente

atractiva, ya que grandes cantidades de petróleo se queda en el yacimiento que

después por de un waterflooding. Los costos están directamente relacionados con

las cantidades de polímeros inyectados, el tipo de producto y agentes adicionales

para el mantenimiento de las propiedades y estabilidad de los mismos.

Existen algunos métodos importantes para estimar el incremento inicial de

petróleo recuperado a partir de inyección de polímeros. La técnica consiste en

comparar el petróleo recuperado esperado mediante inyección continua de agua

con el petróleo recuperado esperado usando las propiedades de flujo modificado

por inyección de polímeros.

La técnica es basada en la correlación de cuatro variable

V= Variación de la permeabilidad

Swi= Saturación de agua Inicial

M= Razon de movilidad del agua-petróleo

ER= recuperación fraccional de petróleo en sitio, a una razón de movilidad

especificada, WOR

Estas variables pueden relacionarse mediante gráficos de correlación de

V,M,Sw, y ER para WOR de 1,5,25 y 100.

Relación entre la cantidad de polímero inyectado y sus beneficios

económicos

Las pruebas piloto con polímeros en campos petroleros demuestran que la

cantidad de polímero inyectado tiene un efecto importante en el resultado del

desplazamiento.

Cuanto mayor sea la cantidad de polímero inyectado, mayor es el

incremento en la recuperación de petróleo.

Invasión con surfactante

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.

Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada

inyección de un fluido diferente se llama "tapón" (en inlgés slug – babosa – para

indicar que se mueve lentamente como un bloque). En tal sucesión de tapones

cada uno debe idealmente desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada

nuevo fluido debe empujar el fluido que lo antecede. 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.

Diferentes Tapones Existentes en el Proceso

La figura 14 indica los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector y

un pozo productor, en el medio de tal proceso. Los números corresponden a

estados del yacimiento antes, durante o después del pase del tapón de

surfactante. (1) es la zona que corresponde al estado inicial del yacimiento

después del drenaje con agua. La saturación de aceite es típicamente 30%,

apenas un poco superior a SOr. Se puede decir que el aceite se encuentra en

forma de glóbulos desconectados atrapados en los poros por fuerzas capilares. (2)

Esta zona corresponde al banco de aceite, es decir a un estado en el cual ambos

fluidos presentan continuidad. En esta zona se produce un flujo difásico. La

saturación de aceite es notablemente más alta que en la zona (1) y esto se debe a

que el tapón de surfactante (3) está empujando hacia adelante una cierta cantidad

de aceite movilizado. Cuando el banco de aceite alcanza el pozo productor,

empieza la recuperación mejorada de aceite.

Si el método se aplica en lugar de la recuperación secundaria, la saturación

en aceite en (1) es mucho mayor que SOr y el banco de aceite se extiende en todo

el yacimiento; sin embargo, la saturación es mucho más alta delante del tapón de

surfactante, típicamente del orden de 50-60%. (3) El frente del tapón del

surfactante es la zona donde la solución acuosa de surfactante entra en contacto

con el aceite atrapado y la moviliza.

La condiciones fisico-químicas cerca de la formulación óptima hacen que

las emuslioens formadas sean muy inestables, y que las gotas coalescan

inmediatamente al contactarse. En consecuencia, los glóbulos de aceite

movilizados coalescen entre sí y con los glóbulos atrapados para formar una fase

aceite continua.

Hay evidencia de que, mediante el proceso de coalescencia e

interconexión, el aceite se desplaza más rápidamente que el agua y que por lo

tanto el banco de aceite se forma delante del tapón de surfactante. Esto es lógico

si se examinan los fenómenos involucrados; de una parte la saturación de aceite

aumenta considerablemente en la zona de movilización y por lo tanto la

permeabilidad relativa aumenta también y el aceite se desplaza más rápidamente

que el agua.

Este desplazamiento produce un aumento de saturación en el banco de

aceite y la relación WOR en este depende de las movilidades relativas. (4) En un

proceso que funciona idealmente, todo el aceite está movilizado al pasar el frente

del tapón de surfactante. La zona (4) actúa por lo tanto sólo como una reserva

para compensar las pérdidas de surfactante por adsorción sobre la roca o

transferencia hacia el aceite.

Desde el punto de vista práctico, permite también que el surfactante penetre

en las zonas menos permeables, y permite compensar ciertas inestabilidades.

El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco y por lo tanto el

tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el

proceso. Además de reducirse en tamaño este tapón puede diluirse con el agua

de la formación y el fluido que lo sigue, es decir que lo empuje.

Peor aún el fluido que empuja el tapón de surfactante puede producir

digitaciones, es decir inestabilidades. (5) Para evitar o reducir al máximo la

degradación del tapón de surfactante cuando este progresa en el yacimiento, se

empuja con un fluido viscoso, que es una solución de polímeros hidrosolubles de

tipo poliacrilamida o polisacárido. Ya que el tapón de surfactante es más viscoso

que el agua (por el surfactante), y que en el frente se producen emulsiones (que

aumentan la viscosidad), es imprescindible disponer de un fluido de viscosidad de

por lo menos 50 cp para evitar inestabilidades de tipo digitación producidas por

una relación desfavorable de las movilidades.

Por razones económicas no se puede sin embargo inyectar polímeros hasta

tanto el tapón de surfactante haya llegado al pozo productor. Se usa en general un

tapón de 10-20% de volumen de poro, y la concentración de polímero va bajando

lentamente en la cola del tapón, es decir que la transición con la zona (6) es

continua. (6) Finalmente se empuja el tapón de polímero con una inyección de

agua. Se toman las precauciones necesarias para que los fenómenos de

digitación y penetración del agua en el tapón del polímero sean lo menos severos

posibles. Se usa un tapón de polímero con "cola decreciente" y una velocidad de

inyección baja.

Figura 14: Diferentes estados del yacimiento durante un proceso de

recuperación mejorada con surfactante

Parámetros que se deben cumplir para la aplicación de la tecnología

Para el empleo de este tipo de tecnología es necesario cubrir una serie de

parámetros que garanticen el rendimiento del proceso, puesto que, en el caso de

una inadecuada inyección de surfactantes podría ocasionar grandes pérdidas

económicas. En este sentido, el yacimiento debe presentar una profundidad menor

a 9000 ft, esto debido a los cambios de presión y temperatura que afectan la

absorción del tensioactivo. Tanto el espesor, la porosidad y la transmisibilidad del

reservorio se consideran parámetros no críticos.

Por otra parte, la heterogeneidad del yacimiento hace que el rango de

permeabilidad sea mayor a 10md, asimismo, la saturación residual de petróleo

debe ser mayor al 35%, con el objeto de aumentar la eficiencia de recobro a partir

de la implementación de este mecanismo. El tipo de formación donde

preferiblemente se inyecta este proceso son arenas, puesto que un alto contenido

de arcillas reduce la eficiencia de barrido.

La temperatura es un factor primordial al momento de emplear esta

recuperación mejorada, ya que los surfactantes son moléculas químicas que

tienden a degradarse y perder su capacidad de absorción con el aumento de la

temperatura. El rango de aplicación es menor a 2000F. La salinidad del medio

acuoso para que se logre la compatibilidad del fluido inyectado en el reservorio

debe ser menor a 50000 ppm.

Aunado a lo anterior, cuando se enmarcar las características que deben

poseer los fluidos en el reservorio para la aplicación de un recobro mejorado por

medio de la aplicación de tensioactivos, se tiene que la gravedad del crudo debe

ser mayor a 20º API, la viscosidad del crudo menor a 35 cp, puesto que

hidrocarburos con cadenas de compuestos más livianas tiende a disminuir con

mayor facilidad su tensión interfacial.

Recobros y Costos Esperados

La aplicación de técnicas de recuperación mejorada se encuentran

relacionadas con el precio internacional del crudo, ya que esto representa una

inversión adicional para la extracción del hidrocarburo; sin embargo, en el

transcurso del tiempo se ha observado el agotamiento de numerosos yacimientos

y por ende el uso de estas tecnologías es cada vez es más importante y presenta

un mayor auge a nivel mundial. De esta manera, los costos estimados para la

inyección de surfactantes son elevados, ya que depende del precio de los

procesos de fraccionamiento y sulfatización del tensioactivo.

Por otra parte, según Donaldson, los recobros de este proceso se esperan entre el

orden de 30-40% del petróleo original en sitio (POES).

Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad

Los álcalis son óxidos, hidróxidos y carbonatos de los metales alcalinos.

Actúan como bases fuertes (pH>7) y son muy hidrosolubles. De tacto jabonoso,

pueden ser lo bastante corrosivos como para quemar la piel, al igual que los

ácidos fuertes.

Ejemplos son el amoníaco, hidróxido amónico, hidróxido y óxido cálcico,

hidróxido de potasio, hidróxido y carbonato potásico, hidróxido de sodio,

carbonato, hidróxido, peróxido y silicatos sódicos y fosfato tri-sódico.

La inyección de soluciones alcalinas es un fenómeno que se conoce como

formación de escamas y consumo de álcali.

Consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de

0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para lograr

un pH entre 8 y 10.

A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos reaccionan con

la fase acuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son surfactantes

similares a los jabones, y a menudo se llaman así.

Estos jabones poseen propiedades surfactantes y son susceptibles de

modificar la mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial. En ciertos

casos se obtienen tensiones bajas (0,01-0,001 dina/cm) para condiciones

particulares semejantes al caso de la formulación óptima en el drenaje con

surfactante.

Al adsorberse los jabones sobre la matrix rocosa, producen una mojabilidad

por el aceite que tiende a aumentar la permeabilidad relativa de esta a baja

saturación porque promueve la continuidad de dicha fase.

Por otra parte se produce a menudo emulsiones que pueden ser

detrimentales (taponamiento) o favorables (reducción de movilidad en fracturas).

Finalmente hay evidencia de que la viscosidad interfacial tiende a aumentar

en presencia de una fase acuosa alcalina, probablemente por el aumento de la

adsorción de moléculas anfífilas de gran tamaño. Tal fenómeno está ligado con un

aumento de estabilidad de las emulsiones y en ciertos casos esto parece mejorar

la eficiencia de recuperación.

Debido a que el drenaje alcalino involucra surfactantes naturales in-situ,

cuya composición es poco conocida, es más difícil interpretar los fenómenos que

con un drenaje con surfactantes sintéticos. Sin embargo, varios estudios

fundamentales han mostrado recientemente que la tenomenología es la misma, y

que el pH juega el papel de variable de formulación al controlar la proporción

relativa de ácido sin neutralizar y de sal. De acuerdo con tal resultado es probable

que se emplee en el futuro soluciones alcalinas de surfactantes sintéticos, las

cuales producirán un anfifilo ternario: ácidos naturales, sus sales de sodio y el o

los surfactantes sintéticos.

Ventajas

El proceso es relativamente barato.

El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas.

Es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo.

La conversión de inyección de agua a invasión con caustica es

relativamente fácil.

Desventajas

Los problemas de corrosión requieren la protección de tuberías y tanques,

así como de la tubería de producción.

El proceso no es para yacimientos carbonatados.

El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los posos

de producción.

La mezcla y dispersión de la solución alcalina pueden causar una respuesta

pobre.

Alto consumo de caustica.

Limitaciones

Se obtienen mejores resultados si el material alcalino reacciona con el

petróleo del yacimiento; este debe tener un numero acido mayor de 0,2 mg

KOH/g de petróleo.

La tensión interfacial entre la solución alcalina y el petróleo debe ser menor

de 0,01 dinas/cm.

Condiciones de aplicación

Gravedad API 13-35

Viscosidad <200>

Composición Necesarios ácidos

orgánicos

Saturación de

petróleo

>35%

Litología Preferiblemente

arenisca

Espesor de arena No crítico

Permeabilidad

Promedio

>20 mD

profundidad <9000>

Temperatura <200>

Salinidad <>

Porosidad No critico

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 más grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños

son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van llenando

de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.

Desplazamiento Miscible

El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del

tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante

completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es la ausencia de la

interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento es aproximadamente

un 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. El fluido

inmiscible hace la función particular de un pistón.

Proceso de tapones miscibles

Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después

del primer contacto con el crudo presente en el yacimiento.

El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada,

esto mejora la movilidad en la interfase del tapón de gas. El tapón será líquido si la

temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica

(207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por

encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación.

Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se

desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable

a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario

como terciario.

Sin embargo, este proceso no es recomendable debido a que registra una

eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas, el tamaño

del tapón es difícil de mantener por la (dispersión) y el material del tapón es muy

costoso.

Inyección de gas enriquecido

Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano,

empujado por un gas pobre. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación

los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el

petróleo. Esto produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto

con el hidrocarburo.

Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo

enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la

delantera.

El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo

residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse

nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión

menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se

reducen los problemas de diseño.

El aspecto negativo de este proceso es que si las formaciones son gruesas

ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la

desaparición del tapón.

Empuje con gas vaporizante o de alta presión

Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta

presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples

contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme

la zona miscible.

Cabe destacar 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.

Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento

cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse

nuevamente, 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 y el gas puede ser reciclado y reinyectado.

Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, 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 son pobres(por la

gravedad) y es costoso.

Inyección alternada de agua y gas

Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es

controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar

tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente

recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta

relación agua – gas.

Inyección usando solventes

Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización,

condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con

fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos

refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire,

nitrógeno, gases de combustión, entre otros.

Inyección de alcohol

Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es

de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata,

por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del

nivel necesario para aumentar la miscibilidad.

Empuje 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 en 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.

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 pozo

productor. Después de esta inyección, el pozo se cierra durante un periodo

(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 dióxido de carbono, también conocido como "huff and puff" y,

a pesar de que fue propuesto inicialmente inicialmente como una alternativa a la

inyección cíclica de vapor en la recuperación de crudos pesados, se han

desarrollado varias pruebas de campo en yacimientos de crudos livianos y

medianos.

Inyección de agua carbonatada

Esta técnica de recobro, consiste en agregar dióxido de carbono al agua de

inyección, con el objeto de lograr una razon 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 dióxido de carbono del agua. La zona de agua

carbonatada se desplaza posteriormente mediante la inyección de agua.

Anexos

Invasión con polímeros

Invasión con surfactantes.

Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad