Recuperación Mejorada (2/2) - Métodos
INYECCION DE AGUA
La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada hace mas de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el uso de esta técnica no fue muy usada hasta la década de los cuarenta.
Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular.
Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente preferida a la agua fresca, y en algunos casos sé prohibe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección.
La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección.
La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción.
INYECCION DE GAS (INMISCIBLE)
El gas puede ser inyectado al reservorio de petróleo, no solo para incrementar la recuperación de petróleo, sino también para reducir la declinación de la tasa de producción de petróleo y conservar el gas para venta posterior. La reinyección del gas natural producido es una técnica que ha sido usada hace mas de 80 años.
La inyección de gas para incrementar la productividad del pozo es usualmente definido como "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación mejorada.
El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza al petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado.
En un reservorio que es delgado y no tiene buzamiento, el gas es usado para desplazar petróleo de la misma manera que el agua puede ser usada en un patrón de inyección. Este proceso es denominado "inyección dispersa de gas" y usualmente no resulta en una alta recuperación, ya que el gas puede canalizar entre el pozo inyector y productor sin desplazar mucho petróleo. La recuperación de petróleo por inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectúe a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos. La presión requerida para la miscibilidad depende de la composición del petróleo y el gas inyectado.
INYECCION DE GAS A ALTA PRESION (MISCIBLE)
La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas inyectado se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea simple. El proceso de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo virtualmente a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.
Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas.
La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión es aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio está limitadas a un mínimo de 5,000 pies. El petróleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente bajosaturado con respecto al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del petróleo no debe ser menor de 40ºAPI.
La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una función de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son las obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente a la baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión incrementará la recuperación de petróleo, esto incrementará también los requerimientos del gas y costos de inyección.
INYECCION DE GAS ENRIQUECIDO
La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido con hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es inyectado y los hidrocarburos intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del reservorio.
El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presión principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y del petróleo al gas en el proceso de alta presión.
Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a alta presión, pero la cantidad de gas enriquecido incrementará con una disminución en la presión del reservorio. La mínima presión para el proceso es de aproximadamente 1,500 a 2,000 psi. Ya que el gas muerto (no enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser inyectado como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para gas enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.
PROCESO SLUG MISCIBLE
Este proceso consiste de la inyección de un líquido que es miscible con el petróleo del reservorio, seguido por la inyección de gas seco que es miscible con el slug solvente. El agua puede ser inyectada alternadamente con el gas para mejorar la eficiencia de barrido. Los líquidos que pueden ser usados para el slug miscible incluyen hidrocarburos livianos tales como el propano y dióxido de carbono que desarrollan miscibilidad a medida que se mezcla con el petróleo del reservorio.
La mínima presión para el proceso es la presión a la cual el slug y el gas desplazante se convierten en miscibles; esta puede ser tan baja como 1,100 psia. La temperatura del reservorio debe ser menor que la temperatura crítica del slug.
El patrón de barrido para el proceso es controlado principalmente por la relación de movilidad del gas seco al petróleo; esta relación es desfavorable comparada con una inyección convencional de agua. El tamaño requerido por el slug esta influenciado por factores que incluyen heterogeneidad del reservorio y distancia del pozo inyector al productor. Cualquier incremento en la presión de inyección sobre el mínimo requerido tenderá a reducir el tamaño requerido del slug por la mejora de la relación entre las fases. Los típicos tamaños del slug son del 5% del volumen poroso del reservorio. Ya que la eficiencia de barrido es pobre para crudos viscosos, 5 cp, han sido sugeridos como una aproximación del límite superior para la viscosidad del crudo en el reservorio.
INYECCION DE DIOXIDO DE CARBONO
La inyección de CO2 es uno de los procesos más usados. A presiones requeridas para recuperación miscible, el CO2 dentro del reservorio es ya sea líquido (a bajas temperaturas) o un fluido supercrítico. Aunque el CO2 no es miscible con muchos petróleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adición al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la recuperación de petróleo al reducir la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del reservorio se hinche.
La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 MCF por barril de petróleo recuperado. La factibilidad económica del proceso esta determinado por los precios locales del CO2.
Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para diseñar proyectos de inyección de CO2. El comportamiento de fase de la mezcla CO2 y petróleo es bastante complejo. Cuando altas concentraciones de CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia de masa de los componentes entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia de cuatro fluidos separados y fase sólida.
Usualmente dos fases predominarán: Una fase volátil y rica en CO2 y una fase menos volátil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a 120ºF, las dos fases son líquidas; a medida que la presión se reduce, los vaporee se liberan primariamente de la fase rica en CO2. Por encima de 120ºF, el sistema completo estará en la fase vapor a alta presión y altas concentraciones de CO2; a medida que la presión se reduce en el sistema, la fase líquida rica en hidrocarburos puede condensar del gas.
INYECCION CICLICA DE VAPOR
El proceso de inyección cíclica de vapor es a veces llamada "huff and puff" o "steam soak". El método es muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción.
Un proceso típico involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua por día en la forma de vapor. La inyección continua por dos o tres semanas, después de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre lo suficiente largo para que el vapor condense pero no para disipar la presión substancialmente. Después del periodo de cierre, el pozo será producido por un periodo de tiempo entre unos meses a aproximadamente un año.
El ciclo de inyección seguido por producción será repetido varias veces, usualmente en cada ciclo se producirá menos petróleo que en el ciclo previo. Algunos proyectos de inyección cíclica de vapor han sido convertidos a inyección continua de vapor después de unos cuantos ciclos de inyección.
Crudos muy pesados (menores de 10ºAPI) usualmente no pueden ser producidos económicamente ya sea por inyección cíclica o inyección continua; la cantidad de calor requerido para una adecuada reducción de la viscosidad del petróleo puede ser excesiva.
Entre las ventajas de la inyección cíclica de vapor incluye el bajo costo de probar el proceso en el campo y los costos de desarrollo que son menores que los procesos termales alternativos. Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing mientras el vapor esta siendo inyectado.
La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor.
INYECCION CONTINUA DE VAPOR
Este tipo de proceso es similar a los patrones de inyección de agua. Este proceso puede ser usado cuando la viscosidad es muy alta para un desplazamiento eficiente mediante agua.
El espaciamiento entre pozos es frecuentemente menor que para una inyección de agua. Por ejemplo un espaciamiento de cinco acres no es muy usual para este proceso, sin embargo espaciamiento tan pequeños como ¼ de acre ha sido usado en reservorios someros.
Los costos de capital son mayores que los de la inyección cíclica pero la recuperación es mayor. El proceso no puede ser usado para profundidades mayores a 5,000 pies, donde la presión hidrostática puede exceder la presión crítica del vapor (3,202 psia).
Las pérdidas de calor pueden ser excesivas si la zona productiva es mayor de 10 pies. Si la viscosidad es alta, puede ser necesario precalentar el pozo con vapor antes de iniciar la inyección. Electricidad también puede ser usada para el precalentamiento, empleando al reservorio de hidrocarburo como una resistencia.
El calor que es liberado cuando el vapor se condensa es llamado el calor latente de vaporización. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de los proyectos de inyección continua y el contenido de calor latente de vapor disminuye con un incremento de la presión alcanzando cero en el punto crítico. De esta manera los proyectos a baja presión tienden a comportarse mejor que proyectos a alta presión.
Se debe tener en cuenta para diseño de un proyecto, optimar la calidad del vapor y la tasa de inyección. La calidad del vapor es definida como la fracción de la masa de agua que es vapor. Un incremento en la calidad del vapor, incrementará la tasa a la cual el reservorio es calentado, pero incrementará la tendencia a la canalización del vapor.
Un adecuado suministro de agua de alta calidad es esencial. La cantidad requerida es usualmente cercana a 5 barriles de agua por barril de petróleo producido por vapor. Ya que el vapor condensa en el reservorio, puede no ser factible usar inyección de vapor en formaciones que contienen arcillas que son sensibles al agua fresca.
El proceso forma una región saturada de vapor en la región cerca al pozo. Dentro de esta región la temperatura es cercana o igual a la del vapor inyectado. Detrás de la zona saturada con vapor, el vapor se condensa para formar un banco de agua caliente. Dentro de la zona de vapor, el petróleo es desplazado por vapor destilado y gas (vapor). Los factores que contribuyen al desplazamiento del petróleo desde la zona de agua caliente incluyen reducción de la viscosidad del petróleo, expansión térmica y reducción de la saturación residual del petróleo. También pueden ocurrir cambios en la permeabilidad relativa.
COMBUSTION EN SITIO
Existen dos tipos de procesos de combustión en sitio: Combustión "forward" y combustión "reverse". Los dos procesos se muestran a continuación:
Para el proceso "forward" el reservorio es "incendiado" en uno o mas pozos de inyección de aire. El frente de combustión se propaga a través del reservorio hacia el pozo de producción mas cercano.
Para el proceso "reverse" el frente del fuego se mueve desde el pozo de producción hacia el pozo de inyección de aire. Ya que el petróleo producido se mueve a través del frente de combustión, ocurrirá un craqueo térmico y se producirá parte de este como vapor. Este proceso es aplicable principalmente a petróleos de muy alta viscosidad. No se han reportado proyectos comercialmente exitosos, pero la investigación sobre el proceso continúa.
INYECCION ALCALINA
Una agua de inyección puede ser convertida para inyección alcalina adicionando de uno a cinco por ciento en peso de hidróxido de sodio al agua. Otros agentes alcalinos que han sido usados incluyen ortosilicato de sodio, metasilicato de sodio y carbonato de sodio; el PH de la solución inyectada se encuentra en el rango de 11 a 13.
El proceso químico y físico que ocurre durante la inyección alcalina no son completamente comprendidos. Los químicos inyectados reaccionan con los componentes ácidos del petróleo, disminuyendo la tensión superficial entre las fases petróleo y agua. Otros procesos que contribuyen a la recuperación de petróleo incluyen emulsificación y entrampamiento de petróleo en la fase agua y cambios en la mojabilidad de la roca.
Un petróleo debe contener componentes ácidos para que este reaccione con la solución para inyección alcalina. La acidez del petróleo se especifica como "número ácido" y se define como el número de mg., de hidróxido de potasio requeridos para neutralizar un gramo de petróleo. El número ácido debe ser determinado sobre una muestra de petróleo que este libre de cualquier aditivo químico o gases ácidos disueltos (H2S o CO2). Se considera que el número ácido mínimo para que un petróleo responda a la inyección alcalina sea del orden de 0.2 a 0.5 mg/g.
INYECCION DE POLIMERO
Las soluciones polímeras han sido usadas en tres formas para incrementar la recuperación de petróleo o reducir la producción de agua:
(1) Tratamiento con polímeros cerca al pozo ha sido efectuado en pozos de producción e inyección. Los tratamientos en pozos de producción son diseñados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que producen cantidades excesivas de agua. Los tratamientos en pozos de inyección son diseñados para reducir el volumen de agua que ingresa a zonas de alta permeabilidad.
(2) Soluciones polímeras que son usadas para taponar zonas de alta permeabilidad a una distancia prudencial del pozo. Esta técnica involucra la inyección de la solución polímera con un catión metálico inorgánico que efectuará una unión (cross-link) entre las moléculas del polímero inyectado y las moléculas que rodean la superficie de la roca.
(3) Las soluciones polímeras pueden ser inyectadas con el propósito de reducir la movilidad de los fluidos desplazantes, para así mejorar la eficiencia a la cual el petróleo del reservorio es desplazado. Esta aplicación es la que se describe a continuación.
INYECCION MICROBIAL
La tecnología de la recuperación de petróleo a partir de microbios esta aun en su etapa de desarrollo. Pruebas de laboratorio han demostrado que algunos microorganismos producen químicos que pueden incrementar la movilidad del petróleo en el reservorio.
Se ha demostrado también que estos organismos pueden ser desplazados a través del medio poroso, y que se pueden adaptar a vivir bajo una variedad de condiciones medioambientales.
Los químicos que pueden ser producidos por microorganismos incluyen surfactantes, ácidos, solventes y dióxido de carbono. Se consideran como buenos prospectos para inyección microbial los reservorios con temperaturas menores a 160ºF, saturación residual mayor a 25-30% y permeabilidad mayor que 100 md.
La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada hace mas de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el uso de esta técnica no fue muy usada hasta la década de los cuarenta.
Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular.
Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente preferida a la agua fresca, y en algunos casos sé prohibe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección.
La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección.
La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción.
INYECCION DE GAS (INMISCIBLE)
El gas puede ser inyectado al reservorio de petróleo, no solo para incrementar la recuperación de petróleo, sino también para reducir la declinación de la tasa de producción de petróleo y conservar el gas para venta posterior. La reinyección del gas natural producido es una técnica que ha sido usada hace mas de 80 años.
La inyección de gas para incrementar la productividad del pozo es usualmente definido como "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación mejorada.
El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza al petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado.
En un reservorio que es delgado y no tiene buzamiento, el gas es usado para desplazar petróleo de la misma manera que el agua puede ser usada en un patrón de inyección. Este proceso es denominado "inyección dispersa de gas" y usualmente no resulta en una alta recuperación, ya que el gas puede canalizar entre el pozo inyector y productor sin desplazar mucho petróleo. La recuperación de petróleo por inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectúe a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos. La presión requerida para la miscibilidad depende de la composición del petróleo y el gas inyectado.
INYECCION DE GAS A ALTA PRESION (MISCIBLE)
La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas inyectado se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea simple. El proceso de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo virtualmente a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.
Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas.
La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión es aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio está limitadas a un mínimo de 5,000 pies. El petróleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente bajosaturado con respecto al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del petróleo no debe ser menor de 40ºAPI.
La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una función de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son las obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente a la baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión incrementará la recuperación de petróleo, esto incrementará también los requerimientos del gas y costos de inyección.
INYECCION DE GAS ENRIQUECIDO
La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido con hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es inyectado y los hidrocarburos intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del reservorio.
El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presión principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y del petróleo al gas en el proceso de alta presión.
Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a alta presión, pero la cantidad de gas enriquecido incrementará con una disminución en la presión del reservorio. La mínima presión para el proceso es de aproximadamente 1,500 a 2,000 psi. Ya que el gas muerto (no enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser inyectado como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para gas enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.
PROCESO SLUG MISCIBLE
Este proceso consiste de la inyección de un líquido que es miscible con el petróleo del reservorio, seguido por la inyección de gas seco que es miscible con el slug solvente. El agua puede ser inyectada alternadamente con el gas para mejorar la eficiencia de barrido. Los líquidos que pueden ser usados para el slug miscible incluyen hidrocarburos livianos tales como el propano y dióxido de carbono que desarrollan miscibilidad a medida que se mezcla con el petróleo del reservorio.
La mínima presión para el proceso es la presión a la cual el slug y el gas desplazante se convierten en miscibles; esta puede ser tan baja como 1,100 psia. La temperatura del reservorio debe ser menor que la temperatura crítica del slug.
El patrón de barrido para el proceso es controlado principalmente por la relación de movilidad del gas seco al petróleo; esta relación es desfavorable comparada con una inyección convencional de agua. El tamaño requerido por el slug esta influenciado por factores que incluyen heterogeneidad del reservorio y distancia del pozo inyector al productor. Cualquier incremento en la presión de inyección sobre el mínimo requerido tenderá a reducir el tamaño requerido del slug por la mejora de la relación entre las fases. Los típicos tamaños del slug son del 5% del volumen poroso del reservorio. Ya que la eficiencia de barrido es pobre para crudos viscosos, 5 cp, han sido sugeridos como una aproximación del límite superior para la viscosidad del crudo en el reservorio.
INYECCION DE DIOXIDO DE CARBONO
La inyección de CO2 es uno de los procesos más usados. A presiones requeridas para recuperación miscible, el CO2 dentro del reservorio es ya sea líquido (a bajas temperaturas) o un fluido supercrítico. Aunque el CO2 no es miscible con muchos petróleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adición al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la recuperación de petróleo al reducir la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del reservorio se hinche.
La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 MCF por barril de petróleo recuperado. La factibilidad económica del proceso esta determinado por los precios locales del CO2.
Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para diseñar proyectos de inyección de CO2. El comportamiento de fase de la mezcla CO2 y petróleo es bastante complejo. Cuando altas concentraciones de CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia de masa de los componentes entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia de cuatro fluidos separados y fase sólida.
Usualmente dos fases predominarán: Una fase volátil y rica en CO2 y una fase menos volátil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a 120ºF, las dos fases son líquidas; a medida que la presión se reduce, los vaporee se liberan primariamente de la fase rica en CO2. Por encima de 120ºF, el sistema completo estará en la fase vapor a alta presión y altas concentraciones de CO2; a medida que la presión se reduce en el sistema, la fase líquida rica en hidrocarburos puede condensar del gas.
INYECCION CICLICA DE VAPOR
El proceso de inyección cíclica de vapor es a veces llamada "huff and puff" o "steam soak". El método es muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción.
Un proceso típico involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua por día en la forma de vapor. La inyección continua por dos o tres semanas, después de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre lo suficiente largo para que el vapor condense pero no para disipar la presión substancialmente. Después del periodo de cierre, el pozo será producido por un periodo de tiempo entre unos meses a aproximadamente un año.
El ciclo de inyección seguido por producción será repetido varias veces, usualmente en cada ciclo se producirá menos petróleo que en el ciclo previo. Algunos proyectos de inyección cíclica de vapor han sido convertidos a inyección continua de vapor después de unos cuantos ciclos de inyección.
Crudos muy pesados (menores de 10ºAPI) usualmente no pueden ser producidos económicamente ya sea por inyección cíclica o inyección continua; la cantidad de calor requerido para una adecuada reducción de la viscosidad del petróleo puede ser excesiva.
Entre las ventajas de la inyección cíclica de vapor incluye el bajo costo de probar el proceso en el campo y los costos de desarrollo que son menores que los procesos termales alternativos. Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing mientras el vapor esta siendo inyectado.
La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor.
INYECCION CONTINUA DE VAPOR
Este tipo de proceso es similar a los patrones de inyección de agua. Este proceso puede ser usado cuando la viscosidad es muy alta para un desplazamiento eficiente mediante agua.
El espaciamiento entre pozos es frecuentemente menor que para una inyección de agua. Por ejemplo un espaciamiento de cinco acres no es muy usual para este proceso, sin embargo espaciamiento tan pequeños como ¼ de acre ha sido usado en reservorios someros.
Los costos de capital son mayores que los de la inyección cíclica pero la recuperación es mayor. El proceso no puede ser usado para profundidades mayores a 5,000 pies, donde la presión hidrostática puede exceder la presión crítica del vapor (3,202 psia).
Las pérdidas de calor pueden ser excesivas si la zona productiva es mayor de 10 pies. Si la viscosidad es alta, puede ser necesario precalentar el pozo con vapor antes de iniciar la inyección. Electricidad también puede ser usada para el precalentamiento, empleando al reservorio de hidrocarburo como una resistencia.
El calor que es liberado cuando el vapor se condensa es llamado el calor latente de vaporización. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de los proyectos de inyección continua y el contenido de calor latente de vapor disminuye con un incremento de la presión alcanzando cero en el punto crítico. De esta manera los proyectos a baja presión tienden a comportarse mejor que proyectos a alta presión.
Se debe tener en cuenta para diseño de un proyecto, optimar la calidad del vapor y la tasa de inyección. La calidad del vapor es definida como la fracción de la masa de agua que es vapor. Un incremento en la calidad del vapor, incrementará la tasa a la cual el reservorio es calentado, pero incrementará la tendencia a la canalización del vapor.
Un adecuado suministro de agua de alta calidad es esencial. La cantidad requerida es usualmente cercana a 5 barriles de agua por barril de petróleo producido por vapor. Ya que el vapor condensa en el reservorio, puede no ser factible usar inyección de vapor en formaciones que contienen arcillas que son sensibles al agua fresca.
El proceso forma una región saturada de vapor en la región cerca al pozo. Dentro de esta región la temperatura es cercana o igual a la del vapor inyectado. Detrás de la zona saturada con vapor, el vapor se condensa para formar un banco de agua caliente. Dentro de la zona de vapor, el petróleo es desplazado por vapor destilado y gas (vapor). Los factores que contribuyen al desplazamiento del petróleo desde la zona de agua caliente incluyen reducción de la viscosidad del petróleo, expansión térmica y reducción de la saturación residual del petróleo. También pueden ocurrir cambios en la permeabilidad relativa.
COMBUSTION EN SITIO
Existen dos tipos de procesos de combustión en sitio: Combustión "forward" y combustión "reverse". Los dos procesos se muestran a continuación:
Para el proceso "forward" el reservorio es "incendiado" en uno o mas pozos de inyección de aire. El frente de combustión se propaga a través del reservorio hacia el pozo de producción mas cercano.
Para el proceso "reverse" el frente del fuego se mueve desde el pozo de producción hacia el pozo de inyección de aire. Ya que el petróleo producido se mueve a través del frente de combustión, ocurrirá un craqueo térmico y se producirá parte de este como vapor. Este proceso es aplicable principalmente a petróleos de muy alta viscosidad. No se han reportado proyectos comercialmente exitosos, pero la investigación sobre el proceso continúa.
INYECCION ALCALINA
Una agua de inyección puede ser convertida para inyección alcalina adicionando de uno a cinco por ciento en peso de hidróxido de sodio al agua. Otros agentes alcalinos que han sido usados incluyen ortosilicato de sodio, metasilicato de sodio y carbonato de sodio; el PH de la solución inyectada se encuentra en el rango de 11 a 13.
El proceso químico y físico que ocurre durante la inyección alcalina no son completamente comprendidos. Los químicos inyectados reaccionan con los componentes ácidos del petróleo, disminuyendo la tensión superficial entre las fases petróleo y agua. Otros procesos que contribuyen a la recuperación de petróleo incluyen emulsificación y entrampamiento de petróleo en la fase agua y cambios en la mojabilidad de la roca.
Un petróleo debe contener componentes ácidos para que este reaccione con la solución para inyección alcalina. La acidez del petróleo se especifica como "número ácido" y se define como el número de mg., de hidróxido de potasio requeridos para neutralizar un gramo de petróleo. El número ácido debe ser determinado sobre una muestra de petróleo que este libre de cualquier aditivo químico o gases ácidos disueltos (H2S o CO2). Se considera que el número ácido mínimo para que un petróleo responda a la inyección alcalina sea del orden de 0.2 a 0.5 mg/g.
INYECCION DE POLIMERO
Las soluciones polímeras han sido usadas en tres formas para incrementar la recuperación de petróleo o reducir la producción de agua:
(1) Tratamiento con polímeros cerca al pozo ha sido efectuado en pozos de producción e inyección. Los tratamientos en pozos de producción son diseñados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que producen cantidades excesivas de agua. Los tratamientos en pozos de inyección son diseñados para reducir el volumen de agua que ingresa a zonas de alta permeabilidad.
(2) Soluciones polímeras que son usadas para taponar zonas de alta permeabilidad a una distancia prudencial del pozo. Esta técnica involucra la inyección de la solución polímera con un catión metálico inorgánico que efectuará una unión (cross-link) entre las moléculas del polímero inyectado y las moléculas que rodean la superficie de la roca.
(3) Las soluciones polímeras pueden ser inyectadas con el propósito de reducir la movilidad de los fluidos desplazantes, para así mejorar la eficiencia a la cual el petróleo del reservorio es desplazado. Esta aplicación es la que se describe a continuación.
INYECCION MICROBIAL
La tecnología de la recuperación de petróleo a partir de microbios esta aun en su etapa de desarrollo. Pruebas de laboratorio han demostrado que algunos microorganismos producen químicos que pueden incrementar la movilidad del petróleo en el reservorio.
Se ha demostrado también que estos organismos pueden ser desplazados a través del medio poroso, y que se pueden adaptar a vivir bajo una variedad de condiciones medioambientales.
Los químicos que pueden ser producidos por microorganismos incluyen surfactantes, ácidos, solventes y dióxido de carbono. Se consideran como buenos prospectos para inyección microbial los reservorios con temperaturas menores a 160ºF, saturación residual mayor a 25-30% y permeabilidad mayor que 100 md.
Fuente:
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/EOR107.html
