Métodos de recuperación mejorada de petróleo

1. Resumen
3. Fundamentos
   teóricos
4. Métodos de
   recuperación mejorada con aditivos
   químicos
5. Procesos de
   recuperación mejorada por inyección de mezclas de
   aditivos químicos
6. Conclusiones
7. Referencias
   bibliográficas

RESUMEN

La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en
tres etapas. En las dos primeras etapas se logra recuperar un
promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), con lo
cual yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80%
del POES. Los elevados precios del
crudo en el mercado
internacional demandan un mayor aprovechamiento de los recursos
disponibles por lo que la recuperación mejorada se
convierte en la principal alternativa a esta demanda
mundial. Dichos métodos
de recuperación mejorada son variados y en este trabajo se
muestran los principales aspectos relacionados con los
métodos que hacen uso de aditivos químicos
(inyección de polímeros, surfactantes y soluciones
alcalinas) y los procesos de
recuperación por inyección de mezclas de
dichos aditivos (PS, AS y ASP).
Además, se hace una breve reseña de los
principales fenómenos involucrados durante el proceso de
explotación.

INTRODUCCIÓN

La explotación de un yacimiento de
petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En la
primera, el
petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el
efecto de gradiente de presión
existente entre el fondo de los pozos y el seno del
yacimiento.

Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o
cuando se están produciendo cantidades importantes de
otros fluidos (agua y
gas, por
ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en
inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el
crudo para mantener un gradiente de presión.

En estas dos primeras etapas se logra recuperar un
promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en
sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la
estructura del
reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, además
de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta
permeabilidad causantes de que el agua
inyectada fluya a través de canales potenciales de menor
resistencia y
dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la
formación.

Después de las recuperaciones primaria y
secundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de
60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados
para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes
cantidades de crudo remanente en los pozos.

Entre ellos encontramos métodos consistentes en
inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de
gases a altas
presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos
como parte de la tercera etapa de la recuperación de
crudos. También, bajo condiciones óptimas una
solución de surfactantes -que puede contener
cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros-
inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el
crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una
emulsión.

Existen otros métodos pertenecientes a la tercera
fase de recuperación conocidos como métodos de
recuperación mejorada con aditivos químicos, los
cuales han sido ampliamente estudiados por representar una
exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las
que el precio del
petróleo es bajo, donde el principal argumento
señalado es la baja rentabilidad
del proceso, debida principalmente a los costos de los
aditivos químicos.

FUNDAMENTOS
TEÓRICOS

Para el entendimiento del tema tratado se requiere del
conocimiento
de algunos aspectos teóricos fundamentales y su
relación con los diversos procesos de recuperación
mejorada. En primer lugar, se debe conocer que un reservorio es
esencialmente un medio poroso que consiste en un apilamiento
desordenado de partículas de roca (arenisca o caliza) que
se encuentran cementadas entre si, donde en la mayoría de
los casos se habla de un medio poroso consolidado (Salager,
2005).

En la mayoría de los casos el medio poroso
contiene ambos fluidos agua y aceite, ya que
los dos migran a la vez desde la roca madre hasta la roca
almacén.

En ciertos casos el medio poroso contiene solamente
aceite, pero durante los procesos de producción se inyecta agua
(waterflooding) y por tanto se puede considerar que la
situación de la mezcla de agua y aceite es general. Ahora
bien, cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en
un medio poroso, se encuentran distribuidos según las
leyes de la
hidrostática y de la capilaridad. Dicha
repartición depende de la dimensión de los poros,
del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y
de las saturaciones relativas, entre otras variables.

La ley fundamental
de la capilaridad o ecuación de Laplace relaciona
la diferencia de presión entre los lados de una interfase
(presión capilar Pc) con la curvatura
por medio de la siguiente ecuación:

(1)

donde s es la tensión
interfacial y H la curvatura promedio de la interfase. La
tensión interfacial es la energía libre de
Gibbs por unidad de área y depende de las
sustancias adsorbidas en la interfase. En este sentido, por medio
de la siguiente figura se puede notar que la presión es
superior del lado de la concavidad, es decir, en el interior de
las gotas de crudo:

Figura 1. Estructura de atrapamiento de
los glóbulos de petróleo por efecto
capilar.

Fuente: Salager, J. L.,
"Recuperación Mejorada del Petróleo".

Otro aspecto fundamental que guarda una estrecha
relación con el tema, es la mojabilidad, la cual describe
las interacciones entre los fluidos y la superficie rocosa. Este
parámetro constituye una característica importante
del equilibrio trifásico roca-aceite-agua y puede ser
cuantificado mediante el ángulo de contacto. Se tiene
que:

Figura 2. Equilibrio de las fuerzas de
tensión y ángulo de contacto.

Fuente: Salager, J. L.,
"Recuperación Mejorada del Petróleo".

Se dice que el fluido que posee el ángulo de
contacto inferior a 90º es el que moja la superficie
sólida, sin embargo, en las condiciones de yacimiento el
ángulo de contacto supera dicho valor.

Es evidente que cualquier cambio en la
tensión interfacial de alguno de los componentes produce
una alteración de la mojabilidad (Spinler y Baldwin,
1999).

En lo siguiente se hace una breve descripción de algunas definiciones
importantes para la comprensión del tema:

1. La velocidad
   con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo
   de material, de la naturaleza
   del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura. Para ser permeable, un material
   debe ser poroso, esto es, debe contener espacios
   vacíos o poros
   que le permitan absorber fluido.

   No obstante, la porosidad en sí misma no es
   suficiente: los poros deben estar interconectados de
   algún modo para que el fluido disponga de caminos a
   través del material. Cuantas más rutas existan
   a través del material, mayor es la permeabilidad de
   éste. El parámetro que permite su medición es el coeficiente de
   permeabilidad del medio
   (κ), el cual se
   expresa en darcy (Wesson y Harwell, 1999).

2. Permeabilidad: consiste en la capacidad de un
   material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar
   su estructura interna. Se dice que un material es permeable
   si deja pasar a través de él una cantidad
   apreciable de fluido en un tiempo
   dado, e impermeable si la cantidad de fluido es
   despreciable.

   
   (2)

   donde
   κo
   y
   κw
   representan las permeabilidades efectivas del agua y el
   petróleo respectivamente, mientras que m w y m o, las viscosidades
   correspondientes al agua y al petróleo.

   Para petróleos de alta viscosidad, esto es de
   baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad
   (alta movilidad), se hace la razón de movilidad M
   mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del
   fluido de inyección.

3. Razón de movilidad: se conoce como el
   cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad
   (κ/µ) de un
   fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado.
   Durante las operaciones de
   invasión con agua en un yacimiento petrolífero,
   la razón de movilidad se expresa como:
4. Porosidad: es uno de los parámetros
   fundamentales para la evaluación de todo yacimiento y se define
   como la fracción de volumen
   vacío.
5. Número capilar: es la relación
   entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares,
   dada por la siguiente expresión:

(3)

donde s es la
tensión interfacial entre los fluidos desplazantes y
desplazados (agua/petróleo),
κ es la permeabilidad efectiva
del fluido desplazante, D P/L es el
gradiente de presión por unidad de longitud y
υ es la velocidad de
desplazamiento del fluido.

De acuerdo con la definición del número
capilar, se podría pensar en aumentar la velocidad de
flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad
está limitada por cuestiones de costo y
también porque se llega rápidamente a la
presión de fractura de la roca del
yacimiento,

Al aumentar la viscosidad, mediante disolución
de polímeros hidrosolubles como poliacrilamida o
xantano, se puede ganar un factor 10, pero no más, en
virtud de que se debe considerar nuevamente la barrera de la
presión de fractura. Por tanto la única
posibilidad es disminuir la tensión interfacial, y en
forma drástica, algo como tres órdenes de
magnitud (Schramm y Marangoni, 1999).

Algunos datos
reportados en la literatura
muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en
un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número
capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100%
cuando el número capilar es superior a 10-3.
Es por ello que el principal propósito de los
métodos de recuperación mejorada es aumentar el
número capilar con la finalidad de aumentar el
porcentaje de recobro (Salager, 2005).

MÉTODOS DE
RECUPERACIÓN MEJORADA CON ADITIVOS
QUÍMICOS.

Los métodos de recuperación mejorada por
métodos químicos incluyen:

1. Inyección de polímeros y soluciones
   micelares poliméricas.
2. Procesos de inyección de
   surfactante.
3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos
   alcalinos combinados con mezclas de álcali-surfactante o
   álcali-surfactante-polímero (ASP).

Debido a que cada yacimiento es único en lo que
se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, se
deben diseñar sistemas
químicos característicos para cada
aplicación.

Los reactivos químicos empleados, sus
concentraciones en los procesos de inyección y el
tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades
de los fluidos y del medio poroso de la formación,
así como, de las consideraciones económicas
correspondientes (PDVSA-CIED, 1998). Sin embargo, se pueden
mencionar algunos criterios básicos de selección
para el desarrollo de
proyectos de
este tipo (PDVSA-CIED, 1998):

Tabla 1. Criterios básicos de
selección para el desarrollo de proyectos de
recuperación mejorada basado en métodos
químicos.

A continuación se hará una
descripción de los principales aspectos relacionados con
cada método

1. Inyección de
Polímeros.

• El principio básico que sigue este método
  es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la
  adición de un polímero soluble en agua, lo cual
  conduce a una mejoría en la relación de movilidad
  agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la
  eficiencia de
  barrido y por tanto un mayor porcentaje de
  recuperación.
• En la siguiente figura se presenta de manera
  esquemática el funcionamiento de este método de
  recuperación mejorada:

Figura 3. Esquema del proceso de
inyección de polímeros.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

• Entre los polímeros usados para este
  método se encuentran los polisacáridos (o
  biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus
  derivados.
• A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor
  relación de movilidad por medio del incremento de la
  viscosidad del agua y de la disminución de la
  permeabilidad al agua de la formación. Los
  biopolímeros son menos sensibles a los efectos de
  salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los
  procesos de pretratamiento que requieren
• En definitiva, se deben escoger polímeros que
  a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan
  una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación
  y sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta
  que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del
  agua, producto de
  la alta concentración de iones divalentes como
  Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la
  degradación, su principal efecto es una reducción
  de la viscosidad que trae como consecuencia directa una
  alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de
  barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de Surfactantes.

• El objetivo
  principal de este método es disminuir la tensión
  interfacial entre el crudo y el agua para desplazar
  volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente
  después de procesos de recuperación por
  inyección de agua.
• Este método consiste en un proceso de
  inyección de múltiples batch, incluyendo
  la inyección de agentes químicos con actividad
  superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos
  aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que
  atrapan el crudo en los poros de la roca de formación.
  El tapón de surfactante desplaza la mayoría del
  crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un
  banco fluyente
  de agua/petróleo que se propaga delante del batch
  o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la
  siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo
  anteriormente dicho :

Figura 4. Esquema del proceso de
inyección de surfactantes.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

• Los surfactantes más empleados a nivel de
  campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos,
  los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de
  temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean
  sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con
  sulfanatos de petróleo.
• Aún cuando las aplicaciones de este
  método a nivel de campo han resultado exitosas, la
  mayoría no son rentables debido a los altos costos de
  los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han
  sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la
  disminución de los costos. Entre las alternativas
  encontradas figura la inyección de distintos aditivos
  químicos de manera combinada para disminuir los costos y
  así aumentar la rentabilidad de la recuperación
  (PDVSA-CIED, 1998).

3. Inyección de soluciones
alcalinas.

• Este método consiste en la inyección de
  soluciones cáusticas o alcalinas en la formación.
  Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos
  orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo
  cual se logra generar o activar surfactantes naturales que
  traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del
  crudo a través del yacimiento y hacia los pozos
  productores, bien sea por reducción de la tensión
  interfacial, por un mecanismo de emulsificación
  espontánea o por cambios en la mojabilidad. En la figura
  siguiente se muestra un
  esquema del proceso:

Figura 5. Esquema del proceso de
inyección de soluciones alcalinas.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

• Aún cuando este método ha resultado ser
  eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos
  orgánicos, uno de los mayores problemas de
  este proceso la reacción química de las
  soluciones alcalinas con los minerales de la
  formación, fenómeno que se conoce como
  formación de escamas y consumo de
  álcali, producido por la interacción del aditivo químico
  con los minerales de la formación (PDVSA-CIED,
  1998).

PROCESOS DE
RECUPERACIÓN MEJORADA POR INYECCIÓN DE MEZCLAS DE
ADITIVOS QUÍMICOS.

Una vez descritos los procesos de recuperación
mejorada con aditivos químicos (inyección de
polímeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por
separado, se procederá a describir manera resumida los
métodos de recuperación que se basan en la
combinación de dos o tres de los aditivos mencionados con
anterioridad.

Entre dichos procesos se encuentran los
siguientes:

1. Inyección de polímeros micelares o
   mezcla de polímero-surfactante.
2. Inyección de mezclas
   álcali-surfactantes (AS).
3. Inyección de sistemas
   álcali-surfactante-polímero (ASP).

1. Inyección de polímeros
micelares.

• Se basa en la inyección de un tapón
  micelar en el yacimiento, el cual consiste en una
  solución que contiene una mezcla de surfactante,
  alcohol,
  salmuera y crudo. Esto simula el lavado de grasa con
  detergentes ya que se logra desprender del crudo del medio
  poroso de la formación, para luego ser desplazado con
  agua.
• Para incrementar la eficiencia de barrido y la
  producción de petróleo, se inyecta una
  solución polimérica para el control de
  movilidad y así desplazar el tapón micelar
  (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de mezclas
álcali-surfactantes (AS).

• Este tipo de procesos se considera recomendable en
  yacimientos con crudos livianos de bajos números
  ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones
  importantes de la tensión interfacial empleando
  combinaciones de álcali-surfactantes, donde el
  tensoactivo logra compensar las potenciales diferencias de las
  interacciones crudo-álcali por medio de la
  activación de surfactantes naturales.
• En este caso, primero se inyecta un preflujo de
  álcali con el fin de preacondicionar el yacimiento y la
  subsiguiente inyección de surfactante sea más
  efectiva (PDVSA-CIED, 1998).

3. Inyección de mezclas
álcali-surfactante-polímero (ASP).

• Es conocido que para el caso de procesos de
  inyección de polímeros se reporta que sólo
  se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras
  que la inyección de polímeros micelares pueden
  producir incrementos significativos de recuperación,
  pero resulta antieconómico por el alto costo de los
  aditivos químicos. El proceso ASP combina los beneficios
  de los métodos de inyección de soluciones
  poliméricas y polímeros micelares, basado en la
  tecnología de inyección de
  soluciones alcalinas debido a que el costo de los
  álcalis es considerablemente menor que el de los
  surfactantes.
• La esencia del método consiste en que el
  agente alcalino reacciona con los ácidos
  orgánicos presentes naturalmente en los crudos para
  formar surfactantes naturales in situ, los cuales
  interactúan con los surfactantes inyectados para generar
  reducciones de las tensiones interfaciales a valores
  ultrabajos (σ <
  10-3 dinas/cm) y que
  aumentan el número capilar significativamente. El
  empleo de
  álcali en este tipo de formulaciones contribuye a
  disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema
  fluido-roca y minimiza la pérdida de surfactantes y
  polímeros por adsorción en la roca. Las
  soluciones alcalinas pueden inyectarse como un preflujo, previo
  a la inyección del tapón micelar o directamente
  agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-CIED,
  1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del
  proceso

Figura 6. Esquema del proceso de
inyección de mezclas ASP.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

• Finalmente, en la siguiente tabla se muestran algunos
  criterios técnicos para la selección de
  yacimientos candidatos a la inyección de soluciones
  ASP:

Tabla 2. Criterios técnicos para
la selección de yacimientos candidatos a la
inyección de soluciones ASP.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

CONCLUSIONES

1. Cada yacimiento es único en lo que se refiere
   a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual
   se deben diseñar sistemas químicos
   característicos para cada aplicación. Los
   reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los
   procesos de inyección y el tamaño de los mismos,
   dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio
   poroso de la formación, así como, de las
   consideraciones económicas correspondiente.
2. Dada la situación actual en el mercado de
   precios del petróleo, la recuperación mejorada
   por métodos químicos se constituye en una de las
   principales vías para aumentar el factor de recobro en
   los yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos
   para desarrollar formulaciones que operen en un amplio
   intervalo de condiciones de yacimiento y con una
   relación costo/efectividad adecuada que permitan su
   aplicación.

REFERENCIAS
BIBLIOGRÁFICAS.

1. Salager J. L., Recuperación Mejorada del
   Petróleo, Cuaderno FIRP S357-C, Universidad
   de Los Andes, 2005.
2. Wesson, L.; Harwell, J. En Surfactant:
   Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry;
   Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC,
   1999.
3. Spinler, E.; Baldwin, B. En Surfactant:
   Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry;
   Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC,
   1999.
4. Schramm, L. L.; Marangoni, G. En Surfactant:
   Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry;
   Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC,
   1999.
5. PDVSA-CIED, Métodos de Recuperación
   Mejorada con Aditivos Químicos, Instituto de
   Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas,
   1998.

Jesús Enrique Arellano Varela