Dificultades en la recuperación mejorada
Estos métodos se dividen en dos grandes clases: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos.
Los métodos químicos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante milenarios con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa : adsorción, intercambio iónico etc ... Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de noequilibrio.
Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables. Entre los fenómenos antes mencionados se tiene:
Adsorción y retención de surfactante
Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe ser ni demasiado hidrofIlíco ni demasiado lípofílico. Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons (para sales de sodio) producen tensiones ultrabajas con muchos crudos; no son sin embargo muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio notable.
Adsorción
La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han realizado estudios acerca de la influencia de la estructura sobre la adsorción, los cuales parecen indicar que una mayor ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la baja tensión y disminuir la adsorción.
Precipitación y retención
El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes desorbidos de las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones ultrabajas.
Fraccionamiento
Los surfactantes utilizados en RMP tienen que ser poco costosos; en general son sulfonatos de petróleo, que contienen una amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse entre el agua y el petróleo, con las especies de mayor peso molecular pasando al aceite. Como consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase agua posee un peso molecular cada vez mas bajo. Eso resulta en un cambio en la formulación y como consecuencia se pierden las condiciones fisicoquimicas para formulación óptima.
Efecto cromatográfico
La mezcla de surfactante puede también fraccionarse en el proceso de adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto significa que se empobrece poco a poco en especies más adsorbidas, es decir las de mayor peso molecular. El proceso es esencialmente semejante a una separación cromatográfica.
Intercambio iónico
Las rocas almacén contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada con arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en equilibrio con la salmuera connata. Al inyectar una nueva fase acuosa, se produce en general un nuevo equilibrio físico-quimico, el cual puede resultar en un intercambio de iones entre la solución inyectada y la roca.
Si tal fenómeno resulta en la desorción de cationes polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede producir la precipitación de una parte de los sulfonatos. En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salibnidad de la solución inyectada, es decir que cambia la formulación. Se ha pensado eliminar problema inyectando un cierto volumen de agua antes de inyectar la solución de surfactante. Tal proceso de pre-lavado (preflush) con un agua de salinidad semejante a la solución de surfactante a inyectar debe producir la desorción de los iones divalentes antes del contacto con la solución de surfactante. Paece que este metodo no ha
dado resultados del todo satisfactorios. Una dificultad suplementaria radica en las heterogeneidades del yacimiento, ya que la capacidad de intercambio iónico de la roca puede variar de un punto a otro, dependiendo de la naturaleza química de la roca.
Mantenimiento de la formulación óptima
Se ha discutido en otra parte que se obtiene una tensión interfacial ultra baja sólo cuando se cumple una condición muy estricta entre las variables de formulación: salinidad, tipo desurfactante, tipo y concentración del alcohol, tipo de aceite, y temperatura. Una desviación de 10% del valor de una sola de estas variables puede hacer subir la tensión de 0,0001 dina/cm hasta 0,1 dina/cm; en términos de recuperación esto significa pasar del éxito al fracaso. Las secciones anteriores han mostrado que existen muchos factores cuyo efecto no se puede controlar sin un conocimiento extremadamente preciso de las condiciones locales del yacimiento. Conocer de manera precisa la información adecuada sobre el yacimiento requeriría perforar numerosos pozos con fines de muestreo, lo que representa un costo demasiado alto.
Es por lo tanto necesario flexibilizar el proceso para que pueda tolerar un error de quizás 30-40% en la formulación. Ya que la formulación óptima misma está definida de manera muy precisa, la única forma es variar la formulación de manera continua de un extremo a otro del tapón de surfactante de tal forma que, a pesar de las alteraciones posibles, se encuentre exactamente a la formulación óptima en alguna parte del tapón. Para tales fines se ha desarrollado el método llamado del gradiente de salinidad, en el cual la salinidad del tapón del surfactante varia del frente a la cola de manera continua. En el frente la salinidad es netamente más alta que el valor calculado como óptimo, en la cola es netamente más bajo. A pesar de que las condiciones estén un poco alteradas por los fenómenos de transferencia, adsorción e intercambio iónico, alguna parte del tapón producirá una formulación capaz de exhibir una tensión ultrabaja y por lo tanto capaz de movilizar el petróleo.
Al empezar el tapón por la salinidad más alta se maximiza los fenómenos de adsorción al pasar el frente del tapón. Cuando la cola del tapón pasa encima de la misma roca, ya que la salinidad ha bajado. Esto permite reducir la dispersión cromatográfica de tapón de surfactante y su dilución.
Este proceso ha dado buenos resultados en ensayos pilotos y es probable que se vuelva el método clásico el día que se desarrollen las inyecciones de surfactante.
Problemas de emulsiones
En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite atrapada, la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el movimiento en el medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión interfacial ultra-baja, puede ser suficiente para producir emulsiones. Por otra parte, las emulsiones pueden resultar de procesos de no-equilibrio como la emulsionación espontánea en presencia de surfactantes, o cuando éste se forme in-situ al contactarse un crudo ácido con una solución alcalina.
La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las emulsiones son extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones a eso. En este caso la emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco de aceite. Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya que la emulsión formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de masa) que no se produce necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las emulsiones formadas pueden ser a menudo estables y viscosas y pueden taponar el yacimiento. Eso ha ocurrido en ciertos ensayos pilotos, y por lo tanto ha despertado suspicacia acerca del método alcalino.
Sin embargo debe notarse que la presencia controlada de una emulsión viscosa puede ser beneficiosa porque puede taponear las zonas de alta permeabilidad y así obligar el fluido inyectado a penetrar en las otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones cuando se quiere, es decir al principio de la inyección o en el frente del tapón, y por otra parte saber evitarlos después. La combinación de inyección alcalina y de surfactantes seguida de un tapón depolímero (llamado método ASP) debería permitir resolver este problema.
Problemas con polímeros
El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños. Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometido a esfuerzos de cizallamiento al atravezar cada poro, y eso
millones de veces consecutivamente. Tal "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de suefecto viscosante.
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 pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las demás zonas. Esto resulta en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en una baja recuperación. El fenómeno se agrava por si mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza el petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en consecuencia.
Si se pudieran tapar estas zonas después de haber movilizado el petróleo que contienen,los fluidos inyectados tendrían que penetrar en las zonas de menor permeabilidad.
Esto es lo que se está intentando hacer con espumas. Como se discutió al principio, Jamin descubrió que una espuma presenta una considerable resistencia al fluir en un capilar. Tal hechose explicó mediante la ley de Laplace y por la diferencia entre el ángulo de contacto de avance y el de retroceso. Obviamente el problema es mucho más complejo en un medio poroso de forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero cualitativamente es el mismo.
El estudio de las espumas y de la importancia del ángulo de contacto está todavía en sus primeros pasos, y se puede decir que no se ha aún llegado a obtener resultadosreproducibles de manera indiscutible. Esto no ha impedido que las compañias petroleras empiezan a emplear el fenómeno, mientras se sigue 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 pérdida de carga, es decir las zonas de baja permeabilidad. Además, el drenaje con vapor es mucho más 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 inyección 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 así 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 solución de surfactante cuya composición debe ser la más efectiva posible para el drenaje con solución caliente de surfactante subsiguiente. También 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 también que considerar que el vapor está en equilibrio con una fase salmuera y una ase aceite, y que el desempeño del surfactante puede sufrir las mismas alteraciones que para un drenaje con soluciones de surfactantes.
Además se debe notar que la temperatura de los fluidos puede variar desde mas de 200°C en cabeza del pozo inyector hasta 50-60°C en la zona del yacimiento todavía fría. Esto significa que se requiere un surfactante estable a alta temperatura y cuyas propiedades no varían con la temperatura, requisito difícil de cumplir cuando se conoce el efecto de la temperatura sobre los surfactantes, particularmente los no-iónicos. En conclusión se puede decir que todavía hace falta bastante trabajo de investigación y desarrollo para dominar esta técnica.
FUENTE: http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf
IMAGEN: http://webmagazine.lanxess.es/typo3temp/GB/f5c286df90.png
Los métodos químicos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante milenarios con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa : adsorción, intercambio iónico etc ... Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de noequilibrio.
Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables. Entre los fenómenos antes mencionados se tiene:
Adsorción y retención de surfactante
Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe ser ni demasiado hidrofIlíco ni demasiado lípofílico. Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons (para sales de sodio) producen tensiones ultrabajas con muchos crudos; no son sin embargo muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio notable.
Adsorción
La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han realizado estudios acerca de la influencia de la estructura sobre la adsorción, los cuales parecen indicar que una mayor ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la baja tensión y disminuir la adsorción.
Precipitación y retención
El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes desorbidos de las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones ultrabajas.
Fraccionamiento
Los surfactantes utilizados en RMP tienen que ser poco costosos; en general son sulfonatos de petróleo, que contienen una amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse entre el agua y el petróleo, con las especies de mayor peso molecular pasando al aceite. Como consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase agua posee un peso molecular cada vez mas bajo. Eso resulta en un cambio en la formulación y como consecuencia se pierden las condiciones fisicoquimicas para formulación óptima.
Efecto cromatográfico
La mezcla de surfactante puede también fraccionarse en el proceso de adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto significa que se empobrece poco a poco en especies más adsorbidas, es decir las de mayor peso molecular. El proceso es esencialmente semejante a una separación cromatográfica.
Intercambio iónico
Las rocas almacén contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada con arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en equilibrio con la salmuera connata. Al inyectar una nueva fase acuosa, se produce en general un nuevo equilibrio físico-quimico, el cual puede resultar en un intercambio de iones entre la solución inyectada y la roca.
Si tal fenómeno resulta en la desorción de cationes polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede producir la precipitación de una parte de los sulfonatos. En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salibnidad de la solución inyectada, es decir que cambia la formulación. Se ha pensado eliminar problema inyectando un cierto volumen de agua antes de inyectar la solución de surfactante. Tal proceso de pre-lavado (preflush) con un agua de salinidad semejante a la solución de surfactante a inyectar debe producir la desorción de los iones divalentes antes del contacto con la solución de surfactante. Paece que este metodo no ha
dado resultados del todo satisfactorios. Una dificultad suplementaria radica en las heterogeneidades del yacimiento, ya que la capacidad de intercambio iónico de la roca puede variar de un punto a otro, dependiendo de la naturaleza química de la roca.
Mantenimiento de la formulación óptima
Se ha discutido en otra parte que se obtiene una tensión interfacial ultra baja sólo cuando se cumple una condición muy estricta entre las variables de formulación: salinidad, tipo desurfactante, tipo y concentración del alcohol, tipo de aceite, y temperatura. Una desviación de 10% del valor de una sola de estas variables puede hacer subir la tensión de 0,0001 dina/cm hasta 0,1 dina/cm; en términos de recuperación esto significa pasar del éxito al fracaso. Las secciones anteriores han mostrado que existen muchos factores cuyo efecto no se puede controlar sin un conocimiento extremadamente preciso de las condiciones locales del yacimiento. Conocer de manera precisa la información adecuada sobre el yacimiento requeriría perforar numerosos pozos con fines de muestreo, lo que representa un costo demasiado alto.
Es por lo tanto necesario flexibilizar el proceso para que pueda tolerar un error de quizás 30-40% en la formulación. Ya que la formulación óptima misma está definida de manera muy precisa, la única forma es variar la formulación de manera continua de un extremo a otro del tapón de surfactante de tal forma que, a pesar de las alteraciones posibles, se encuentre exactamente a la formulación óptima en alguna parte del tapón. Para tales fines se ha desarrollado el método llamado del gradiente de salinidad, en el cual la salinidad del tapón del surfactante varia del frente a la cola de manera continua. En el frente la salinidad es netamente más alta que el valor calculado como óptimo, en la cola es netamente más bajo. A pesar de que las condiciones estén un poco alteradas por los fenómenos de transferencia, adsorción e intercambio iónico, alguna parte del tapón producirá una formulación capaz de exhibir una tensión ultrabaja y por lo tanto capaz de movilizar el petróleo.
Al empezar el tapón por la salinidad más alta se maximiza los fenómenos de adsorción al pasar el frente del tapón. Cuando la cola del tapón pasa encima de la misma roca, ya que la salinidad ha bajado. Esto permite reducir la dispersión cromatográfica de tapón de surfactante y su dilución.
Este proceso ha dado buenos resultados en ensayos pilotos y es probable que se vuelva el método clásico el día que se desarrollen las inyecciones de surfactante.
Problemas de emulsiones
En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite atrapada, la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el movimiento en el medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión interfacial ultra-baja, puede ser suficiente para producir emulsiones. Por otra parte, las emulsiones pueden resultar de procesos de no-equilibrio como la emulsionación espontánea en presencia de surfactantes, o cuando éste se forme in-situ al contactarse un crudo ácido con una solución alcalina.
La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las emulsiones son extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones a eso. En este caso la emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco de aceite. Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya que la emulsión formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de masa) que no se produce necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las emulsiones formadas pueden ser a menudo estables y viscosas y pueden taponar el yacimiento. Eso ha ocurrido en ciertos ensayos pilotos, y por lo tanto ha despertado suspicacia acerca del método alcalino.
Sin embargo debe notarse que la presencia controlada de una emulsión viscosa puede ser beneficiosa porque puede taponear las zonas de alta permeabilidad y así obligar el fluido inyectado a penetrar en las otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones cuando se quiere, es decir al principio de la inyección o en el frente del tapón, y por otra parte saber evitarlos después. La combinación de inyección alcalina y de surfactantes seguida de un tapón depolímero (llamado método ASP) debería permitir resolver este problema.
Problemas con polímeros
El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños. Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometido a esfuerzos de cizallamiento al atravezar cada poro, y eso
millones de veces consecutivamente. Tal "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de suefecto viscosante.
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 pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las demás zonas. Esto resulta en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en una baja recuperación. El fenómeno se agrava por si mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza el petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en consecuencia.
Si se pudieran tapar estas zonas después de haber movilizado el petróleo que contienen,los fluidos inyectados tendrían que penetrar en las zonas de menor permeabilidad.
Esto es lo que se está intentando hacer con espumas. Como se discutió al principio, Jamin descubrió que una espuma presenta una considerable resistencia al fluir en un capilar. Tal hechose explicó mediante la ley de Laplace y por la diferencia entre el ángulo de contacto de avance y el de retroceso. Obviamente el problema es mucho más complejo en un medio poroso de forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero cualitativamente es el mismo.
El estudio de las espumas y de la importancia del ángulo de contacto está todavía en sus primeros pasos, y se puede decir que no se ha aún llegado a obtener resultadosreproducibles de manera indiscutible. Esto no ha impedido que las compañias petroleras empiezan a emplear el fenómeno, mientras se sigue 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 pérdida de carga, es decir las zonas de baja permeabilidad. Además, el drenaje con vapor es mucho más 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 inyección 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 así 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 solución de surfactante cuya composición debe ser la más efectiva posible para el drenaje con solución caliente de surfactante subsiguiente. También 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 también que considerar que el vapor está en equilibrio con una fase salmuera y una ase aceite, y que el desempeño del surfactante puede sufrir las mismas alteraciones que para un drenaje con soluciones de surfactantes.
Además se debe notar que la temperatura de los fluidos puede variar desde mas de 200°C en cabeza del pozo inyector hasta 50-60°C en la zona del yacimiento todavía fría. Esto significa que se requiere un surfactante estable a alta temperatura y cuyas propiedades no varían con la temperatura, requisito difícil de cumplir cuando se conoce el efecto de la temperatura sobre los surfactantes, particularmente los no-iónicos. En conclusión se puede decir que todavía hace falta bastante trabajo de investigación y desarrollo para dominar esta técnica.
FUENTE: http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf
IMAGEN: http://webmagazine.lanxess.es/typo3temp/GB/f5c286df90.png
