Luisa Fernanda nieto BarreroBraulio Alejandro Ortega García

Agosto 18, 2015

REVISIÓN LITERATURA PROCESOS EOR

INTRODUCCIÓN

El petróleo es la fuente de energía con más demanda a nivel mundial. El agotamiento por la explotación convencional de las reservas, genera la necesidad de encontrar otras nuevas, para suplir la demanda de la industria, lo que lleva a las empresas a asumir el reto de implementar procesos de recuperación mejorada como los EOR. Una vez que el proceso de recuperación secundaria de petróleo se ha agotado, cerca de dos tercios del petróleo original in situ es dejado en el yacimiento.1 Los métodos de recobro mejorado convencionales como la inyección de agua y/o gas inmiscible, inyección de polímeros, recuperación térmica entre otros son muy usados y buscan explotar este remanente de crudo, esto por medio de la disminución de la viscosidad del crudo o desplazándolo por medio de la inyección de otro fluido. Muchas investigaciones se han llevado a cabo en las últimas décadas mostrando nuevos y prometedores métodos, como la inyección de agua de baja salinidad, inyección de espuma, recobro mejorado microbiano, drenaje gravitacional asistido con vapor, entre otros, que aunque presentan algunas limitantes suponen muchos beneficios a la hora de mejorar el factor de recobro. Además de esto hoy en día la tarea de elegir el método de recobro mejorado adecuado para un yacimiento con características y fluidos específicos, se facilita por medio del uso de distintos software desarrollados por expertos que tienen la capacidad de comparar las propiedades de cierto yacimiento con cientos de proyectos exitosos llevados a cabo en yacimientos con características similares, este proceso se conoce como screening y provee una predicción basada en modelos analíticos fundamentados en la literatura técnica.2

PROCESOS DE RECOBRO MEJORADO IOR – EOR.

El recobro de hidrocarburos en un yacimiento es factor de muchas variables, trabajar con la presión característica del yacimiento, temperatura y viscosidad de crudos livianos pesados y extra pesados que se resisten a salir a la superficie, es uno de los mayores retos en la industria del petróleo.Las soluciones a los pozos cuyo flujo natural ha disminuido, involucra perfiles de barrido, con un frente de desplazamiento que bien puede operar térmica o mecánicamente sobre el fluido arrastrado. Este procedimiento debe ser diseñado de acuerdo a diferentes análisis de yacimientos para no desperdiciar la eficiencia de los procedimientos planteados por una selección inadecuada de método de recobro o por un mal desarrollo de este. Por lo antes expuesto, el diseño, desarrollo e implementación de un programa EOR, debe ser acorde a las particularidades del pozo.

El factor de recobro es el porcentaje de petróleo o gas in-situ de un yacimiento, que puede ser recuperado mediante técnicas primarias o secundarias.Las técnicas de recuperación primaria son aquellas técnicas aplicadas a crudos livianos donde se presenta un desplazamiento debido a la energía natural del yacimiento. Durante cierto periodo al crudo se le facilita la salida, gracias al gradiente de presión que existe entre la boca y el fondo del pozo, algunas veces en estos casos la presión es mucho mayor que la hidrostática, lo cual trae como consecuencia que el crudo llegue hasta las superficies con solo un pequeño aporte energético del yacimiento.3 En la recuperación primaria intervienen fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales, por ende es caracterizado por sus ritmos productivos, la relación crudo-gas y la expansión de la capa de gas. Pero es necesario considerar las características en el aspecto geológico, propiedades roca-fluido y las instalaciones de producción del yacimiento explotado, ya que esto provee diferentes porcentajes de recobro.4

Los métodos de recuperación secundaria consisten en la inyección dentro del yacimiento, de un fluido con características fisicoquímicas especificas para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por medio de pozos inyectores, y desplazan o arrastran una parte del petróleo que no fue posible recuperar por medio de los métodos primarios, incrementando así, el factor de recobro del yacimiento.5

Mejorar el factor de recobro, permitir la extracción profunda y minimizar los impactos ambientales en los yacimientos ha generado a través de los tiempos la necesidad de formular e implementar nuevas técnicas mejoradas de recobro.Cabe resaltar que la recuperación de crudo se ve afectada por factores microscópicos y macroscópicos enlistados a continuación:

Factores Microscópicos:

Tensión interfacial aceite – agua. Interacción roca fluido.

Factores Macroscópicos:

Depósitos estratificados con diferentes permeabilidades (zonas de baja permeabilidad sin barrer).

Heterogeneidad areal. Anisotropía de la permeabilidad. Patrones de pozos.

La recuperación de petróleo es la multiplicación de la eficiencia de desplazamiento (ED) y la eficiencia de barrido (ES). Los métodos EOR se centran en aumentar la eficiencia de desplazamiento, ya sea mediante la reducción de la saturación de petróleo residual en las regiones de barrido, o en la eficiencia de barrido desplazando el aceite remante en regiones sin barrer.La saturación de aceite residual (Sor) es una función del número capilar, que es la relación de la viscosidad a la fuerza capilar. El numero capilar se puede reducir significativamente, ya sea por reducción de la tensión interfacial o alterando la humectabilidad d e la roca a una superficie mojada por agua. El gradiente de fractura y las caídas de presión en el pozo, son factores limitantes.6

El aceite de las regiones sin barrer puede ser recuperado por:

Aumento de la viscosidad del fluido de desplazamiento. Reducción de la viscosidad del aceite. Modificación de la permeabilidad del yacimiento. Alterando la humectabilidad de la roca.

En la actualidad, la tarea de elegir el método de recobro mejorado adecuado para un yacimiento con características y fluidos específicos, se facilita por medio del uso de distintos software desarrollados por expertos que tienen la capacidad de comparar las propiedades de cierto yacimiento con cientos de proyectos exitosos llevados a cabo en yacimientos con características similares, este proceso se conoce como screening y provee una predicción basada en modelos analíticos aceptados en la literatura técnica.El criterio de selección, o criterio screening, ha sido propuesto para todos los métodos de recuperación avanzada de petróleo, (métodos EOR Enhanced Oil Recovery). La data para proyectos EOR alrededor del mundo ha sido examinada y han sido estudiadas las características óptimas del sistema roca-fluido. El propósito del criterio screening, está basado tanto en resultados de campo como en mecanismos de recobro de petróleo. La producción de petróleo para proyectos EOR continúa supliendo e incrementando el porcentaje de petróleo del mundo. Cerca del 3% de la producción del mundo ahora viene de procesos EOR, y desde entonces este porcentaje ha incrementado, esto debido a que la producción de petróleo convencional continúa cayendo cada vez más.7

En la actualidad los métodos EOR se dividen en cinco categorías principales: los métodos basados en gas, métodos basados en agua, métodos térmicos,

otros, y la combinación de los anteriores mencionados, tal como se ilustra en la figura 1.

Los métodos basados en la inyección de gas incluyen la implementación de gas miscible e inmiscible, donde se encuentra la inyección de gases ácidos (CO2 y gases agrios), inyección de hidrocarburos gaseosos y la inyección de Nitrógeno. Estos métodos prefieren un reservorio de petróleo liviano, areniscas, y debe ser empinado para permitir una cierta estabilización del frente de desplazamiento.8

Figura 1. Clasificación Métodos EOR.

Los métodos basados en la inyección de agua incluyen la implementación de aditivos alcalinos, surfactantes, polímeros (tratamiento de gel, inyección de polímeros), agua micelar, agua de baja salinidad y procesos de imbibición dirigidos por gravedad y corriente. Para la implementación de estos métodos se recomienda buscar una eficiencia de barrido areal de al menos 50%, la formación debe ser relativamente homogénea, los cloruros de la formación deben ser <20.000 ppm y bivalentes iones (Ca ++ y Mg ++ deben ser <500 ppm). De igual manera, cuando la permeabilidad de la roca es <50 md, el polímero sólo podrá barrer fracturas efectivamente menos que se reduzca el peso molecular.8

Uno de los nuevos métodos utilizados recientemente en campos productores, es BrightWater Injection. En este método se inyecta agua con características químicas especificas que se activan a una profundidad determinada, al momento de activarse, las moléculas de BrightWater, se empiezan a expandir, bloqueando las gargantas de poro y direccionado la inyección de agua a zonas ricas en petróleo sin explotar. Esta modificación profunda del perfil del reservorio, dando como resultado un volumen de aceite adicional para ser barrido hacia los pozos productores.9

Los métodos térmicos incluyen la inyección de vapor (cíclico, dirigido, SAGD), combustión in-situ, agua caliente y calentamiento eléctrico.Algunas limitaciones de estos métodos incluyen la sostenibilidad de combustión, la necesidad de que la porosidad debe ser alta para reducir al mínimo las pérdidas de calor en la matriz de la roca, la eficiencia de barrido es pobre en formaciones gruesas, la inyección de vapor se limita a los depósitos de poca profundidad (20 ft) para limitar la pérdida de calor y el alto costo por barril incrementado por la implementación de la inyección de agua. Por lo tanto no se utiliza para los yacimientos carbonatados. 8

Igualmente encontramos la implementación de técnicas microbianas, encimas modificadas y la combinación de algunos métodos mencionados anteriormente.

Estudios recientes, arrojan una serie de nuevas tecnologías que permiten alcanzar mejores factores de recobro, entre ellos se encuentran:

Inyección de agua de Salinidad baja (LSWF)

Es una tecnología nueva, trabajada y estudiada por varios investigadores, algunos de los cuales no están de acuerdo con sus beneficios en el factor de recobro. Esta técnica supone incrementar el recobro mediante la disminución de la salinidad por reducción los sólidos en suspensión totales del agua de inyección, afectando la humectabilidad positivamente y conduciendo a la imbibición espontanea en núcleos de areniscas cuando el total de solidos se redujo por debajo de las 6,000 ppm y disminuyendo la tensión interfacial en núcleos de carbonatos cuando el total de solidos se redujo desde las 214,943 ppm hasta las 52,346 ppm.10

Agua Alternando Gas (WAG)

Consiste en alternar la inyección de agua y gas con el fin de estabilizar el frente de inyección. Esta técnica mejora el recobro disminuyendo la viscosidad de crudo, pero se debe tener muy clara la relación de inyección de agua y de gas, ya que inyectar por periodos inadecuados puede traer problemas como canalización y trapping capilar. Estos problemas pueden evitarse por medio de la simulación para encontrar parámetros adecuados. La inyección alternada de agua y gas está limitada por la segregación gravitacional vertical.11

Inyección de Espuma

Esta técnica supone que la viscosidad de la espuma se puede esperar que sea proporcional a la saturación del gas haciendo que los efectos adversos de la inyección de gas sean controlables durante el barrido del crudo.12

Recobro mejorado por Secuestrantes de dióxido de carbono

Esta tecnología ha renovado el interés por el recobro mejorado por dióxido de carbono. Los crecientes estudios sobre el cambio climático, proponen la reducción de los niveles de dicho compuesto, así que esta técnica pretende incrementar el factor de recobro secuestrando una gran cantidad de dióxido de carbono del medio ambiente. Entre sus ventajas esta la capacidad de infraestructura, la disponibilidad de pozos aptos para el procedimiento, condiciones geológicas favorables y la experiencia que se tiene de más de 30 años en la inyección de dióxido de carbono. La diferencia con la inyección de CO2 tradicional está en que el secuestro es la forma de maximizar el recobro con una cantidad mínima de fluido de inyección.7

Imbibición por surfactantes

Los surfactantes se pueden emplear para disminuir la tensión interfacial durante el flujo de agua. Trabajos recientes demuestran que estos son capaces de alterar la humectabilidad favorablemente en yacimientos humectados al aceite dado el fracturamiento de yacimientos de carbonatos. Entre los limitantes está el PH de la salmuera, para que pueda ocurrir la imbibición, el tiempo que se toma el proceso de imbibición en los yacimientos de carbonatos, y el elevado costo de los surfactantes.8

Control de Profundidad

Consiste en inyectar gel en dispersión coloide y/o partículas de gel profundamente dentro del yacimiento para desviar la inyección de agua hacia zonas no barridas, aumentado la producción de aceite y a su vez disminuyendo el corte de agua. Ayuda a corregir efectos de heterogeneidad severos en reservorio con flujo cruzado entre capas, redistribuyendo el agua y aumentando la eficiencia de barrido. Entre los limitantes de este proceso encontramos, la dificultad de transporte del coloide y el gel, la selección del tamaño de las partículas de gel adecuadas, y la dificultad del manejo de las partículas en el yacimiento.

Recobro Mejorado Microbiano (MEOR)

Consiste en inyectar microorganismos y nutrientes necesarios para su desarrollo a una profundidad medida cuidadosamente ya que los microorganismos son sensibles a diferentes factores y muchos de ellos no son capaces de vivir a temperaturas superiores a los 50°C. Una vez se inyectan se debe esperar a que las colonias crezcan y se multipliquen para que sus productos metabólicos como polímeros surfactantes, gases y ácidos mejoren el recobro. El efecto de los microorganismos puede deberse al aumento de presión del yacimiento debido al gas que generan, a la disminución de la tensión interfacial por el bio-surfactante que producen o a la modificación de la permeabilidad debido a la disolución del ácido proveniente de su metabolización. La adsorción de surfactante en el yacimiento y la biodegradación de la roca pueden impactar negativamente el desempeño del recobro microbiano.7

Drenaje Gravitacional asistido con vapor

Consiste en inyectar vapor a través de un pozo horizontal que empuja el crudo para producirlo en otro pozo horizontal paralelo localizado bajo el pozo inyector. El vapor inyectado reduce la viscosidad del crudo y contribuye a un barrido más eficiente. Los principales limitantes que tiene esta tecnología son la profundidad, el espesor neto de la formación y los factores a tener en cuenta son el régimen de flujo y la disminución de tensión interfacial del crudo por la destilación de vapor.10

La implementación de proyectos de recobro mejorado es costosa, dispendiosa y requiere de gran cantidad de personal. Costos substanciales están a menudo envueltos en la determinación de la calidad del yacimiento, la cantidad del crudo potencialmente recuperable, el trabajo de laboratorio asociado con el proceso de EOR y su correspondiente simulación numérica para predecir su desempeño. Uno de los primeros pasos en la consideración de un método EOR es seleccionar yacimientos con suficientes reservas recuperables y extensión areal de los mismos para que el proyecto sea rentable.11 Por esta razón, la tarea de elegir el método de recobro mejorado adecuado para un yacimiento con características y fluidos específicos, se facilita por medio del uso de distintos programas computacionales, desarrollados por expertos, que tienen la capacidad de comparar las propiedades del yacimiento en estudio, con cientos de proyectos exitosos llevados a cabo en yacimientos con características similares. El proceso de evaluación y desarrollo de un proceso EOR por medio de screening, se divide en varias etapas que se enlistan a continuación:

ETAPA 1 SCREENING PRELIMINAR Se recopila la descripción básica del yacimiento (propiedades roca-

fluido). Se compara el campo en estudio con campos análogos. Se selecciona el tipo de polímero potencial.

ETAPA 2A ANÁLISIS PRELIMINAR Screening preliminar de laboratorio (polímero-salmuera/compatibilidad) Se desarrolla la simulación básica inicial (reologia). Factibilidad económica, se determina la fuente inyectante (resultado

simulación). Identificación y análisis de incertidumbres clave e implicaciones

económicas.

ETAPA 2B ANÁLISIS DETALLADO Investigación detallada de laboratorio. Se finaliza la elección del polímero especifico. Se mejora la descripción del yacimiento y modelos detallados de

simulación. Se realiza un análisis económico ponderado por riesgo. Se diseña la prueba de campo.

ETAPA 3A PRUEBAS DE CAMPO Prueba de mezcla de polímero a gran escala. Se realiza la prueba de inyectividad. Se evalúa la practicidad y diseño del plan piloto, incluyendo medias de

diagnostico.

ETAPA 3B PILOTO DE CAMPO Se monitorea la operación del piloto. Se interpreta los resultados del plan piloto y se mejora la descripción del

yacimiento y modelos de simulación. Se actualiza el análisis económico.

ETAPA 4 APLICACIÓN COMERCIAL Se desarrolla el proyecto comercial y el plan de vigilancia. Se implementa el proyecto. Se actualizan las simulaciones para mejorar las operaciones de

producción.

Dentro de los diferentes programas utilizados en la actualidad para desarrollar procesos de screening, se encuentra SelectEORTM . Este software de origen canadiense es una herramienta robusta y analítica que ofrece una fácil evaluación y screening de procesos EOR. Esta herramienta es de bajo costo, eficiente en el tiempo y cuenta con el apoyo técnico de expertos en EOR.

SelectEORTM evalúa el potencial EOR de yacimientos de petróleo, puede ser aplicada a yacimientos en los que hay una cierta producción primaria, independientemente que tan baja sea.

Este software esta compuesto por:1. Screening: compara los datos del yacimiento con los proyectos EOR

comerciales exitosos.

2. Predicción: se basa en modelos analíticos y empíricos bien aceptados, derivados de literatura técnica.

Las características principales de esta herramienta se enlistan a continuación:

No requiere la historia de producción de petróleo de un yacimiento, solo requiere la tasa actual de producción y su declinación estimada.

Permite la entrada de las curvas de permeabilidad relativa y el coeficiente de heterogeneidad especifica según el coeficiente DP.

Permite estimar la presión mínima de miscibilidad, no solo para CO2

puro, si no también con impurezas. Genera informes personalizados. Proporciona supuestos y limitaciones para cada método.

Los procesos que se pueden evaluar, utilizado SelectEORTM son:

Inyección de Agua Dykstra Parson Craig – Geffen – Morse. Higgins – Leighton Dietz Bush – Helander

Predicción Química Inyección asistida de polímeros. Inyección de polímeros/surfactante. Inyección de polímeros/alcalino/surfactante.

Predicción de Inyección de Gas Inyección de gas inmiscible. Inyección de gas miscible.

Predicción Térmica Estimulación cíclica de vapor. Unidad de vapor. Drenaje gravitacional asistido por vapor. Combustión in-situ.

SelectEORTM agiliza el proceso de selección, reduciendo efectivamente el tiempo y costo requerido para la evaluación inicial de un proyecto EOR. Reduciendo las opciones de EOR en las primeras etapas de desarrollo, las evaluaciones detalladas, pueden centrarse específicamente en las opciones de recuperación de alto potencial.12

CONCLUSIONES

Con base en la información de la literatura proporcionada y otros resultados encontrados para la redacción de este artículo de revisión, podemos concluir

que los métodos de recuperación mejorada de petróleo son una alternativa sustituta a los métodos convencionales para aumentar el porcentaje del factor de recobro, que si bien es cierto, ninguna proporciona una efectividad del cien por ciento debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos, cualquier punto adicional a este generaría en las compañías petroleras millones en ganancias y ahorros económicos desde el punto de vista energético gracias a la reducción en la cantidad de energía necesaria para explotación.

En la actualidad se cuenta con distintas herramientas computacionales que facilitan la selección de los procesos de mejoramiento de recobro, éstos han sido desarrollados gracias a las investigaciones llevadas a cabo durante los últimos años, ofreciendo una predicción basada en criterios de literatura técnica y proyectos llevados a cabo con éxito.

Ante la problemática de la inestabilidad de los precios del petróleo debido a la baja en la demanda del crudo, es necesario redirigir las investigaciones hacia nuevas técnicas mejoradas que implementen procesos sostenibles desde el punto de vista ambiental y económico, al igual que potencializar las existentes como es el caso de las MEOR, mejorando la inyección de los cultivos microbiológicos y la de químicos, para que provean factores de recobro más eficientes que Permitan aprovechar las reservas existentes con menos cantidad de recursos.

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

1. Green D.W and Wilhite G.P. "Enhance Oil Recovery" 1998.

2. Departamento de EnergÌa, "Oil exploration and production program, Enhanced Oil Recovery”. 2005.

3. 3 Z. Shen, X. Huang, L. Zhang, Z. Hao, D. Lei, And J. Jin, "Artificial lift technique of multistage sliding vane pump used in thermal production well," Pet. Explor. Dev., vol. 40, no. 5, pp. 651-655. 2013.

4. A. R. Solaimany-Nazar and A. Zonnouri, "Modeling of asphaltene deposition in oil reservoirs during primary oil recovery," J. Pet. Sci. Eng., vol. 75, no. 3-4, pp. 251-259, 2011.

5. Revista Ecopetrol "Recobro mejorado". vol.4,pp. 1. 2014

6. Ahmad Aladasani. Baojun Bai. "Recent Developments and Updated Screening Criteria of Enhanced Oil Recovery Techniques" 2012.

7. J.J. Taber, F.D. Martin, R.S. Seright. "EOR Screening Criteria Revisited - Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects" 1997.

8. 8 Ahmad Aladasani. Baojun Bai. "Recent Developments and Updated Screening Criteria of Enhanced Oil Recovery Techniques" 2012.

9. Nalco Energy Web Page: http://sp-eu.nalco.com/BrightWaterInjection.

10.Carlos Andrés Espinosa B, Kelly Johana Torres. "Técnicas de recobro y recobro mejorado en yacimientos con crudos livianos, pesados y extrapesados." 2012.