INDICEPgs.

INTRODUCCIN.3

UNIDAD 7: MTODOS QUMICOS DE RECUPERACIN.4

7.1 Definiciones.57.2 Inyeccin de solventes77.3 Inyeccin de polmeros..9

UNIDAD 8: OTROS MTODOS DE RECUPERACIN DE HIDROCARBUROS.16

8.1 Definiciones..178.2 Inyeccin de gas..198.3 Inyeccin de espumas..218.4 Inyeccin de soluciones alcalinas238.5 Inyeccin de surfactantes24

CONCLUSIN.26

BIBLIOGRAFA..26

INTRODUCCION

A continuacin se presentaran dos temas muy importantes, el primero de ellos son los mtodos qumicos de recuperacin y el segundo son otros mtodos de recuperacin de hidrocarburos, como notaran estos dos temas estn relacionados entre s, ya que el nico fin se conocer estos mtodos es para saber cules son y en qu consiste cada uno de ellos para la recuperacin de hidrocarburos.

Existen diferentes mtodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyeccin de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son trmicos y no trmicos. Los trmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras los no trmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco xito en las aplicaciones de campo.

Se sabe que para tener un pozo productor el yacimiento tiene que estar asociado con algn tipo de energa que permita la expulsin de los hidrocarburos, esa energa inicialmente permite un drenaje natural de los fluidos de un yacimiento (petrleo, agua o gas) hacia los pozos, bajo el efecto de gradiente de presin y el yacimiento. Una vez que esa energa sea insuficiente y la presin inadecuada, los fluidos no se movern naturalmente y se quedaran estancados, en ese momento es que se decide la opcin de aplicar mtodos artificiales o de recuperacin secundaria, que consisten en incrementar de la presin del yacimiento mediante la inyeccin de gas o agua en la roca del yacimiento

UNIDAD # 7 METODOS QUIMICOS DE RECUPERACION

7.1 DEFINICIONES

Existen diferentes mtodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyeccin de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son trmicos y no trmicos. Los trmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras los no trmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco xito en las aplicaciones de campo.

Se han propuesto tambin mtodos EOR los cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la inyeccin alcalina con surfactantes y polmeros. De igual manera se han sugerido y probado muchas combinaciones de vapor con qumicos y solventes.

Invasiones qumicas

La mayora de los procesos qumicos involucran la inyeccin de materiales que usualmente no se encuentran en los yacimientos.

1. Invasin con polmeros.La invasin con polmeros es una modificacin de la inyeccin de agua y consiste en aadir el agua de inyeccin un tapn de polmeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, sta propiedad hace que mejore la razn de movilidad agua-petrleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido ms completo que en la invasin con agua convencional. Con polmeros, se forma un banco de petrleo que de empuja como en la inyeccin de agua convencional.

Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad est bien controlada, el tapn de surfactante se empuja con un determinado volumen de solucin de polmeros. Adems, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formacin por la precipitacin o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos ms populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.

2. Invasiones micelares.La invasin micelar o microemulsin es un proceso muy complejo, pero es un mtodo terciario de recuperacin de petrleo muy promisorio para petrleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos.

La tcnica consiste en la inyeccin de un tapn micelar seguido por un volumen de solucin de polmero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapn micelar para condicionar la roca. La solucin micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y est formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este ltimo se utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.

3. Desplazamientos miscibles.Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petrleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petrleo se mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petrleo que se encuentra delante como un pistn.

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.

4. Inyeccin usando solventesSe les llama solventes a la mayora de los fluidos que son miscibles con el petrleo de manera parcial. El proceso de inyeccin de solventes es uno de los primeros mtodos que se empleo para extraer petrleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petrleo (LPG) en pequeos tapones y desplazarlo por medio de otro tapn de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extraccin del crudo, disolucin, disminucin de la viscosidad, incremento del petrleo y el empuje por gas en solucin, siendo el principal la extraccin. Entre los fluidos ms utilizados en la operacin se encuentran: alcoholes orgnicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petrleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG), dixido de carbono, aire, nitrgeno, gases de combustin y otros.

7.2 INYECCION DE SOLVENTES

Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son miscibles. Los agentes miscibles podran mezclarse en todas las proporciones en el petrleo que ser desplazado, pero la mayora de ellos solo exhibe una miscibilidad parcial con el petrleo y por eso se les denomina solventes. Muchos, de hecho, pueden ser con el crudo en las condiciones adecuadas, pero la mayora de los solventes son inmiscibles con una fase acuosa.

La inyeccin de solventes fue uno de los primeros mtodos utilizados para extraer petrleo del medio poroso en la dcada de 1960. Inicialmente, el inters estuvo concentrado en inyectar gas licuado del petrleo (LPG) en pequeos tapones y desplazar el LPG por medio de un tapn de gas seco. Este proceso resulto cada vez menos atractivo a medida que el valor del solvente aumentaba. A finales de 1970, resurgi el inters debido al aumento de los precios del petrleo y a una mayor confianza en los procedimientos para estimar su recobro. Durante este periodo, el lder de los solventes fue el dixido de carbono, aun cuando tambin fueron utilizados muchos otros fluidos.

El mtodo mostrado en la figura 9.16 utiliza varios procesos EOR cuyas principales funciones en el recobro de petrleo son la extraccin, disolucin, vaporizacin, solubilizacin, condensacin o algunos otros cambios en el comportamiento de fases que involucran el crudo. Estos mtodos tienen tambin otros mecanismos de recobro muy importantes como la reduccin de la viscosidad, el hinchamiento del petrleo y el empuje por gas en solucin, pero el mecanismo primario es la extraccin. Esta puede lograrse con muchos fluidos como: alcoholes orgnicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petrleo (LPG), gas natural y gas natural licuado (LNG), dixido de carbono, aire, nitrgeno, gases de combustin y otros.

7.3 INYECCION DE POLIMEROS

En miras a aumentar el porcentaje de petrleo que es posible recuperar en los yacimientos se han implementado tcnicas alternas para mejorar las condiciones de produccin y obtener ms altos rangos de factores de recobro. La inyeccin de polmeros en el yacimiento mejora la eficiencia de barrido, incrementando la produccin en menor tiempo, lo que puede ser traducido en menores costos por tiempo de utilizacin de equipos en superficie, mejorando la economa de proceso, siempre y cuando este sea controlado bajo los estndares mnimos de regularidad. Las propiedades de los polmeros juegan un rol determinante en la eficiencia del proceso.

Se toman en consideracin los factores que favorecen la inyeccin de polmeros tales como: Condiciones apropiadas para la inyeccin de agua. Alta saturacin del petrleo movible. Alto capacidad de almacenamiento.

De igual manera existen aquellos factores considerados desfavorables para el proceso. Fracturas extensivas. Empuje fuerte de agua. Capa de gas. Alto contraste de permeabilidad. Agua de formacin altamente salina. Problema de inyectabilidad severo. Alto contenido de arcillas hinchables y calcio.

Para el caso de estudio se pudo corroborar los factores que tericamente se consideran mejorados mediante la inyeccin de polmeros y se obtuvo un incremento en el petrleo recuperado de 11,6% en comparacin con el valor obtenido mediante procesos de inyeccin de agua previos al proyecto de inyeccin de polmeros.

Introduccin

El control de la movilidad es un trmino genrico que describe cualquier proceso que intenta alterar las tasas relativas a las cuales los fluidos inyectados y desplazados se mueven a travs del yacimiento. Con esto se busca mejorar la eficiencia del barrido volumtrico del proceso de desplazamiento. Usualmente se habla en trminos de proporcin de movilidad, M, y un proceso de desplazamiento es considerado para tener un control de la movilidad si M 1,0. La eficiencia de barrido volumtrico aumenta si M se reduce.Donde:KrD: Permeabilidad de la fase desplazante, mD.Krd: Permeabilidad de la fase desplazada, mD.D: Viscosidad de la fase desplazante, cP.d: Viscosidad de la fase desplazada, cP.SD: Saturacin promedio de la fase desplazada. detrs del frente de la fase desplazante.Sd: Saturacin promedio de la fase desplazante adelante del frente de la fase desplazante.

Dado que no es fiable cambiar las propiedades del fluido desplazado cuando este es petrleo o la permeabilidad de la roca para los fluidos desplazados, la mayora de los procesos de control de movilidad buscan adicionar qumicos a los fluidos inyectados. Estos qumicos aumentan la viscosidad aparente de los fluidos inyectados y/o reduce la permeabilidad efectiva de la roca del fluido inyectado. Los qumicos usados son primordialmente polmeros cuando el fluido inyectado es agua y surfactantes que forman espuma cuando el fluido inyectado es gas.Cuanto antes se inicie un proyecto de polmero, mejor ser el rendimiento que tendr.

Inyeccin de polmeros.

Pesos moleculares de polmeros 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 tambin reduce la permeabilidad de la roca relativa al agua, en otras palabras, disminuye la razn de movilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos. De esta manera, la eficiencia de barrido volumtrico puede mejorar y se puede lograr un porcentaje mayor de petrleo recuperado con un proceso de inyeccin de polmeros, sin embargo, en la Fig. 1 se ver que el porcentaje de petrleo residual permanece constante para diferentes viscosidades, de manera que la mejora en la recuperacin de crudo es que el mismo es obtenido ms temprano y con menor corte de agua, en consecuencia, en la prctica esto se traduce en menores costos de levantamiento en comparacin que con inyeccin de agua solamente.

En la inyeccin de polmeros, una pldora de 0,3 o PV ms alta de solucin de polmero es inyectado dentro del yacimiento con una inyeccin previa de una pldora de salmuera de baja salinidad (agua fresca). La pldora de polmero es seguida por otra pldora de agua fresca y seguidamente por inyeccin de agua.

Ya que muchas veces el agua de formacin afecta a los polmeros adversamente, la solucin polimrica (La salinidad del agua disminuye la viscosidad de la solucin polimrica) es frecuentemente precedida por una solucin de baja salinidad (preflush) como ya se mencion. La solucin es usualmente inyectada como un slug, seguido por una 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 solucin polimrica con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de movilidad entre la solucin polimrica y el agua detrs de esta, la concentracin polimrica puede ser gradualmente reducida al final del slug.

El efecto primario del polmero es hacer densa al agua de tal manera que sea ms eficiente en desplazar el petrleo. La inyeccin polimrica probablemente no reduce la saturacin residual del petrleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser inyectada antes de alcanzar la saturacin residual.

Una de las variables importantes a considerar se refiere a la reologa de lquidos pseudo plsticos: Para el agua y el petrleo en la mayora de los casos, la viscosidad es un valor constante. Sin embargo, para soluciones polimricas este no es el caso. La viscosidad es una funcin de la tasa y esfuerzo de corte, de manera que la misma puede variar de rango dado que depende de la geometra de flujo y de la velocidad de flujo que a su vez est relacionado con la distribucin de los canales de flujo de las rocas, obtenindose mayores tasas de corte para distribucin de granos ms estrechos y tasas ms bajas para granos mas alargados.

Usualmente las zonas de ms altas permeabilidades son invadidas por el influjo de agua durante operaciones secundarias o energa natural por agua y en las zonas con menor permeabilidad no hay inyeccin por lo que el crudo queda en estas partes del yacimiento. Durante el proceso de inyeccin de polmeros una cantidad pobre de eficiencia de barrido vertical puede ser mejorada, porque las soluciones polimricas primero fluyen por los caminos preparados por el agua y despus debido a su alta viscosidad tienden a bloquear estas partes del yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmvil comienza a fluir. El gradiente de presin en el yacimiento aumenta, y especialmente en la zona donde el fluido se encontraba inicialmente inmvil aumenta en un proceso de inyeccin de polmeros.

El polmero no es inyectado a una concentracin constante, ms bien en una secuencia de etapas de reduccin de la concentracin. El objetivo de esta secuencia es reducir la cantidad total de polmero usado y prevenir, o por lo menos reducir, la digitacin viscosa de fluido de baja concentracin dentro de regiones de concentraciones ms altas. La digitacin viscosa ocurre porque cada reduccin de la concentracin del polmero es acompaada por una reduccin de la viscosidad aparente de la solucin.

PROPIEDADES Y CARACTERSTICAS DE LOS POLMEROS EN EL MEDIO POROSO

Flujo de polmeros a travs del medio poroso

1. Retencin del polmero. Cuando un polmero fluye a travs de los poros de la roca, es medible la cantidad de polmero retenido. La retencin es causada principalmente por la adsorcin sobre la superficie del material poroso y el entrampamiento mecnico en poros que son relativamente pequeos en comparacin con la molcula de polmero en solucin. Este fenmeno, en procesos EOR, es instantneo e irreversible. Sin embargo no es del todo cierto, ya que pequeas cantidades de de polmero pueden ser removidas del medio poroso. Los valores de retencin medidos en campo se encuentran entre 20 a 400lbm de polmero/ acre-ft de volumen bruto, siendo el nivel de retencin deseable menor que 50 lbm/Acre-ft. La retencin causa perdida de polmero de la solucin, lo cual puede causar que la eficiencia en el control de la movilidad sea destruida. La retencin tambin puede causar retraso en la tasa de propagacin del polmero.

Donde:= adsorcin de polmero.C= Concentracin de polmero en solucin.a1, b1= constantes.

2. PV inaccesible. Las molculas de polmeros son ms grandes que las molculas de agua y son ms grandes que algunos poros en el medio poroso. Debido a esto, los polmeros no fluyen a travs de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera. La fraccin del espacio poroso que no est en contacto con la solucin polimrica se denomina PV (Pore Volume) inaccesible y ha sido observado en todos los tipos de medio poroso tanto para policrilamidas como para biopolmeros y es considerado una caracterstica general del flujo de polmeros.

3. Reduccin de la permeabilidad. Los polmeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. La reduccin de la permeabilidad depende del tipo de polmero, la cantidad de polmero retenido, la distribucin del tamao de poro, y el tamao promedio del polmero con relacin a los poros de la roca. La reduccin de la permeabilidad es determinada experimentalmente por el primer desplazamiento de solucin polimrica a travs del medio poroso y despus el desplazamiento del polmero con la salmuera y se mide la permeabilidad de la salmuera despus que todo el polmero ha sido desplazado. En la prctica es conveniente describir la reduccin de la permeabilidad en trminos de la permeabilidad de la salmuera, esto se hace mediante la definicin de factor de resistencia.

Donde:Frr= Factor de resistencia residual de los poros de la matriz despus del contacto con una solucin polimrica particular.w= Movilidad de la salmuera antes de la inyeccin del polmerowp= Movilidad de la salmuera despus de la inyeccin del polmeroKw= permeabilidad inicial de la salmueraKwp= Permeabilidad de la salmuera despus que el polmero movible ha sido desplazado = Kp

Caractersticas de inyectividad de polmeros en procesos EOR.

El mantenimiento de las condiciones de movilidad es esencial en este proceso. Desafortunadamente, incrementando la inyeccin de viscosificantes se puede reducir la inyectividad, decaimiento lento del liquido, y retardando la produccin de petrleo de los patrones de inyeccin. Se pueden estimar la pierdas de inyectividad asociadas con la inyeccin de soluciones polimricas si las fracturas no estn abiertas y estimar el grado de extensin de la fractura si la misma est abierta. Para ello, es necesario examinar las 3 propiedades principales de los polmeros que afectan la inyectividad:

Residuos en el polmero. Reologa del polmero en el medio poroso. Degradacin mecnica del polmero.

Aplicacin de polmeros como mtodo de recuperacin mejorada.

Dado que la inyeccin de polmeros no es siempre sustentable para todos los yacimientos, se deben tener presentes ciertos criterios de seleccin, que darn la indicacin de si este proceso es posible del todo.Caractersticas del yacimiento

La mineraloga es importante con respecto a la compatibilidad de las soluciones polimricas; por ejemplo, en formaciones arcillosas la mezcla de polmeros con agua deben ser evaluadas debido a los fenmenos de absorcin de agua de algunas arcillas y en formaciones carbonatadas la disolucin de los carbonatos con las altas temperaturas pueden cambiar las propiedades de la solucin polimrica.La profundidad del yacimiento es un factor crtico solo cuando este tiene que ver con la temperatura del yacimiento, la presin de inyeccin y la presin de fractura.

Temperaturas menores a 200F aseguran una solucin polimrica estable, sin embargo estos valores pueden variar dependiendo del tipo de polmero y producto; los aspectos que se ven modificados por la temperatura tienen que ver con la tendencia a flocular, la aceleracin de reacciones de descomposicin y la adsorcin de la roca.

La Presin del yacimiento no es critica si esta permite que la presin de inyeccin sea menor que la presin de fractura y no es tan alta que requiera equipos de bombeo costosos.

La porosidad del yacimiento debe ser de media a alta (ms 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 inyeccin ms altas. Valores de permeabilidad considerados muy buenos (entre 250 y 1000md) y excelentes (mayores que 1000md) aseguran mayores recobros con una inyeccin de agua convencional y hacen que la inyeccin de polmeros sea costosa y difcil de justificar. El concepto de variacin de la permeabilidad conectada con la heterogeneidad del yacimiento es mejor que la permeabilidad solamente para determinar reas de aplicabilidad de inyeccin de polmeros. Los yacimientos heterogneos son buenos candidatos para este proceso por dos razones: 1ro, las soluciones polimricas reducen la permeabilidad de la roca. 2do, la solucin tiene una tendencia de desviar hacia reas del yacimiento que no han sido barridas y reas donde la inyeccin de agua resulta en un barrido insatisfactorio.

Caractersticas de fluidos

La viscosidad del crudo que directamente controla la proporcin de movilidad del agua y del petrleo no debe ser mayor que 150 a 200 cp. Viscosidades menores que 100cp son preferibles, sin embargo, viscosidades muy bajas solo permiten pequeas mejoras. En crudos con altas viscosidades las variaciones de la movilidad del polmero pueden ser considerables. Los mtodos trmicos de recuperacin son competitivos cuando las viscosidades del crudo son altas.

La proporcin de agua-petrleo al principio del proyecto deberan ser bajas, inclusive cero. Esto significar una mayor saturacin de crudo movible. La aplicacin de inyeccin de fluidos desde el comienzo de una recuperacin secundaria en vez de inyeccin de agua permitir mejores cambios.

Propiedades mejoradas mediante polmeros

El efecto de la inyeccin de polmero es mejorar la eficiencia de barrido vertical y areal, reduciendo el radio de movilidad del agua-crudo, y desviar el fluido inyectado hacia sectores del yacimiento ms amplio. El proceso no mejora la eficiencia de desplazamiento, ya que no tiene efectos en las fuerzas capilares existentes y en tensiones interfaciales.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLMEROS

Ventajas

Mejoran el barrido vertical Son muy viscosas cuando son altamente diluidas Mejoran la razn de movilidad agua-petrleo Son los ms aplicables en pruebas de campo Factor econmico

Desventajas

Son sensibles a la salinidad Taponamiento que se origina en la formacin Susceptible al ataque bacterial Son muy costosas al momento de tener problemas Efecto de esfuerzos y altas temperaturas

UNIDAD # 8 OTROS METODOS DE RECUPERACION DE HIDROCARBUROS

8.1 DEFINICIONES

Se sabe que para tener un pozo productor el yacimiento tiene que estar asociado con algn tipo de energa que permita la expulsin de los hidrocarburos, esa energa inicialmente permite un drenaje natural de los fluidos de un yacimiento (petrleo, agua o gas) hacia los pozos, bajo el efecto de gradiente de presin y el yacimiento. Una vez que esa energa sea insuficiente y la presin inadecuada, los fluidos no se movern naturalmente y se quedaran estancados, en ese momento es que se decide la opcin de aplicar mtodos artificiales o de recuperacin secundaria, que consisten en incrementar de la presin del yacimiento mediante la inyeccin de gas o agua en la roca del yacimiento

1. Inyeccin de espuma.Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por pelculas gruesas de lquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o lquido que la componen. La inyeccin de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente qumico que la estabiliza, y se realiza a una razn de movilidad menor que la inyeccin de gas o lquido solos. La calidad de la espuma se define como la razn 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 ms grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeos son invadidos luego, mientras que las secciones ms permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.

2. Inyeccin cclica de gasEn este proceso se introduce un tapn 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. Invasin con surfactantes.El principal objetivo de este proceso es recuperar el petrleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece despus de la recuperacin primaria o de una inyeccin de agua. Como beneficio secundario puede tambin mejorar la eficiencia de barrido volumtrico. En algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas caractersticas de la movilidad desfavorable y la segregacin por la gravedad.

4. Invasiones alcalinas o procesos de inversin de humectabilidadLa inyeccin de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificacin en el sitio, este mtodo de EOR requiere adicionar al agua de inyeccin de ciertas sustancias qumicas como hidrxido de sodio, silicato de sodio, soda custica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los cidos orgnicos que contiene el petrleo del yacimiento.

8.2 INYECCION DE GAS

Fue el primer mtodo empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperacin, disminuir la tasa de produccin del crudo y para conservar el gas que se utilizar para la venta. Se us a principios de los aos 1900, con el objetivo de mantener la presin dentro del yacimiento.

La inyeccin de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectu a alta presin o enriquecido con hidrocarburos livianos.

Un proceso de alta presin se refiere a la combinacin del petrleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formacin de una fase homognea simple, la menor presin para que ocurra la movilizacin del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mnimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos vara segn el proceso de inyeccin de gas a alta presin principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presin.

Factores importantes que intervienen en la cantidad de petrleo que se puede extraer mediante la inyeccin de gas:

Las propiedades de los fluidos del yacimiento. El tipo de empuje. La geometra del yacimiento. La continuidad de la arena. El relieve estructural. Las propiedades de la roca. Temperatura y presin del yacimiento.

TIPOS DE INYECCIN

La inyeccin del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyeccin de gas interna o dispersa y la inyeccin de gas externa.

1. Inyeccin de gas interna o dispersaConsiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyeccin se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.

Caractersticas:

Se utiliza en reservorios homogneos, con poca inclinacin y con poco espesor. Se necesita un gran cantidad de puntos de inyeccin, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de produccin. El ordenamiento estar sujeto al tipo de yacimiento. La permeabilidad efectiva del gas debera ser baja.

2. Inyeccin de gas externaEs el proceso de inyeccin de gas cerca del borde o cresta de produccin del reservorio, lugar donde est la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

Caractersticas:

Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petrleo mediante el empuje por la capa de gas. Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical. Deben tener alto buzamiento. Se ubican los pozos de produccin de tal manera que cubran gran parte del rea donde es inyectado el gas.

FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIN POR INYECCIN DE GAS

Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyeccin de agua y de gas:

Geometra del yacimiento Litologa Profundidad del Yacimiento Porosidad Permeabilidad Continuidad en las propiedades de las rocas Magnitud y distribucin de las saturaciones de los fluidos. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas

8.3 INYECCION DE ESPUMAS

Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por pelculas gruesas de lquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o lquido que la componen. La inyeccin de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente qumico que la estabiliza, y se realiza a una razn de movilidad menor que la inyeccin de gas o lquido solos. La calidad de la espuma se define como la razn 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 ms grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeos son invadidos luego, mientras que las secciones ms permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.

Taponamiento controlado con espumas

Cuando el yacimiento presenta fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, los fluidos inyectados, que sean soluciones acuosas o vapor, tienden a "escaparse" por este camino de menor prdida de carga, y por lo tanto no penetran en las dems zonas. Esto resulta en una psima eficiencia de barrido y por lo tanto en una baja recuperacin. El fenmeno se agrava por s mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza el petrleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en consecuencia. Si se pudieran tapar estas zonas despus de haber movilizado el petrleo que contienen, los fluidos inyectados tendran que penetrar en las zonas de menor permeabilidad. Esto es lo que se est intentando hacer con espumas. Como se discuti al principio, Jamin descubri que una espuma presenta una considerable resistencia al fluir en un capilar. Tal hecho se explic mediante la ley de Laplace y por la diferencia entre el ngulo de contacto de avance y el de retroceso. Obviamente el problema es mucho ms complejo en un medio poroso de forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero cualitativamente es el mismo. El estudio de la reologa de las espumas y de la importancia del ngulo de contacto est todava en sus primeros pasos, y se puede decir que no se ha an llegado a obtener resultados reproducibles de manera indiscutible. Esto no ha impedido que las compaas petroleras empiecen a emplear el fenmeno, mientras se siga trabajando para entenderlo. Un campo particularmente importante es el de las inyecciones de vapor. El vapor es un fluido mucho menos viscoso que los fluidos del yacimiento, y por lo tanto posee una tendencia extrema en escaparse por los caminos de menor prdida de carga, es decir las zonas de baja permeabilidad.

Adems, el drenaje con vapor es mucho ms sensible al efecto de la gravedad que el drenaje con agua, debido a la gran diferencia de densidad entre el vapor y los fluidos del yacimiento. Es por lo tanto de extrema importancia reducir los caminos preferenciales en la inyeccin de vapor. Al inyectar vapor con aditivos surfactantes se puede producir una espuma, la cual se introduce en los caminos preferenciales y tiende a taponarlos, obligando as el vapor a penetrar en las zonas menos permeables. Sin embargo el problema es extremadamente complejo porque el vapor termina siempre por condensarse a cierta distancia del pozo, resultando el sistema en una solucin de surfactante cuya composicin debe ser la ms efectiva posible para el drenaje con solucin caliente de surfactante subsiguiente. Tambin el problema se complica por el hecho de que el vapor es a la vez compresible y condensable. Se pueden producir espumas estables inyectando aire o un gas inerte, pero entonces se debe evitar que tales espumas penetren en las zonas poco permeables.

Hay tambin que considerar que el vapor est en equilibrio con una fase salmuera y una fase aceite, y que el desempeo del surfactante puede sufrir las mismas alteraciones que para un drenaje con soluciones de surfactantes.

Adems se debe notar que la temperatura de los fluidos puede variar desde ms de 200C en cabeza del pozo inyector hasta 50-60C en la zona del yacimiento todava fra. Esto significa que se requiere un surfactante estable a alta temperatura y cuyas propiedades no varan con la temperatura, requisito difcil de cumplir cuando se conoce el efecto de la temperatura sobre los surfactantes, particularmente los no-inicos.

En conclusin se puede decir que todava hace falta bastante trabajo de investigacin y desarrollo para dominar esta tcnica.

8.4 INYECCION DE SOLUCIONES ALCALINAS

Fenmeno que se conoce como formacin de escamas yconsumode lcali.

Este mtodo consiste en la inyeccin de soluciones custicas o alcalinas en la formacin. Estos reactivos qumicos reaccionan con loscidosorgnicos presentes naturalmente en los crudos;a medida que el agua alcalina y el petrleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas (Surfactantes) en la interface petrleo-agua,que traen como consecuencia la produccin del petrleo.

Es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petrleo. La mezcla y dispersin de la solucin alcalina pueden causar una respuesta pobre, adems requiere un alto consumo de caustica.

La Inyeccin de soluciones alcalinas, es un fenmeno que se conoce como formacin de escamas y consumode lcali. La produccin de petrleo, se lleva a cabo por:Reduccin de la tensin interfacial, Cambio de Humectabilidad,Emulsin y entrampamiento del petrleo,4Solubilizacin de las pelculas rgidas del petrleo.

A continuacin se tratar a detalle este mecanismo, exponiendo ventajas, desventajas, parmetros de aplicacin y casos de aplicacin en campos.

Ventajas

El proceso es relativamente barato. El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyeccin de gas. Es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petrleo. La conversin de inyeccin de agua a invasin con caustica es relativamente fcil.

Desventajas

Los problemas de corrosin requieren la proteccin de tuberas y tanques, as como de la tubera de produccin. El proceso no es para yacimientos carbonatados. El yeso y la anhidrita se pueden precipitar en los alrededores de los posos de produccin. La mezcla y dispersin de la solucin alcalina pueden causar una respuesta pobre. Alto consumo de caustica.

8.5 INYECCION DE SURFACTANTES

El objetivo principal de este mtodo es disminuir la tensin interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente despus de procesos de recuperacin por inyeccin de agua.

Este mtodo consiste en un proceso de inyeccin de mltiples batch, incluyendo la inyeccin de agentes qumicos con actividad superficial (tenso activos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos qumicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formacin. El tapn de surfactante desplaza la mayora del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petrleo que se propaga delante del batch o tapn de surfactante. En la siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho:

Esquema del proceso de inyeccin de surfactantes.

Los surfactantes ms empleados a nivel de campo son sulfanatos de petrleo o sintticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinacin con sulfanatos de petrleo.

An cuando las aplicaciones de este mtodo a nivel de campo han resultado exitosas, la mayora no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razn, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminucin de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyeccin de distintos aditivos qumicos de manera combinada para disminuir los costos y as aumentar la rentabilidad de la recuperacin.

CONCLUSION

Se sabe que para tener un pozo productor el yacimiento tiene que estar asociado con algn tipo de energa que permita la expulsin de los hidrocarburos, esa energa inicialmente permite un drenaje natural de los fluidos de un yacimiento (petrleo, agua o gas) hacia los pozos, bajo el efecto de gradiente de presin y el yacimiento. Una vez que esa energa sea insuficiente y la presin inadecuada, los fluidos no se movern naturalmente y se quedaran estancados, en ese momento es que se decide la opcin de aplicar mtodos artificiales o de recuperacin secundaria, que consisten en incrementar de la presin del yacimiento mediante la inyeccin de gas o agua en la roca del yacimiento

La etapa de produccin de los yacimientos comienza con el flujo de crudo de manera natural debido a la energa en los yacimientos, y luego se completa mediante la inyeccin de agua y de gas como procesos secundarios de recobro. Los mtodos de recuperacin terciaria despus de estos, pero no son extensamente utilizados debido a los altos costos y complejidad en el manejo de equipos.

Todos los procesos son empleados para maximizar el valor econmico a largo plazo de la reservas de hidrocarburos, a pesar de su escasa aplicacin por los recursos que se necesitan para su explotacin comercial.