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Técnicas de recobro y recobro mejorado en
yacimientos con crudos livianos, pesados y extrapesados.
Recovery and enhanced recovery techniques in light, heavy and extra-heavy oil
reservoirs.
1
Carlos Andrés Espinosa B, 2Kelly Johana Torres
Universidad de San Buenaventura Cartagena
Programa de Ingeniería Quimica, Facultad de Arquitectura, Ingeniería, Artes y Diseño,
Correo: caeberdugo1hotmail.com
Resumen
El recobro de hidrocarburos en un yacimiento es factor de muchas variables, lidiar con la
presión o 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. Entiéndase como técnicas de recobro, aquellas técnicas de
recuperación y extracción de la materia sobre el total demostrado en el yacimiento,
mediante técnicas exploratorias. El factor de recobro, que es el porcentaje del crudo
original que se puede recuperar de un yacimiento, es una de las variables fundamentales. En
el ámbito mundial el promedio de este factor está entre el 40% y 60%; y en Colombia en
industrias como Ecopetrol la mayor parte de los campos están en el rango de 23% y 29%,
esto indica el desaprovechamiento de un gran porcentaje del crudo existente en los
yacimientos.
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. En este artículo de revisión
se recopilaran información sobre las técnicas de recobro y recobro mejorado más
importantes y utilizadas en el campo como son: inyección cíclica de vapor (CSS),
perforación avanzada (horizontales HASD o multilaterales), drenaje por gravedad asistida
con vapor o sus siglas en ingles SAGD, estimulaciones químicas (inyección de surfactante,
polimérica), inyección de agua y vapor de agua (VAPEX), inyecciones de CO2 y N2
inyección de hidrocarburos livianos, entre otras. Todo lo anterior con el propósito de
otorgar un análisis sobre las ventajas y desventajas de cada una, así mismo de proveer
información teórica que sea soporte de estudios y futuras investigaciones.
Palabras clave-. Recobro, recobro mejorado, factor de recobro, yacimientos.
Abstract-. The recovery of hydrocarbons in a reservoir is a factor of many variables,
dealing with pressure or feature of the site, temperature and viscosity of heavy light and
extra heavy crude that refuse to come to the surface, is one of the biggest challenges in the
oil industry. Understood as recovery techniques, these techniques recovery and removal of
matter on the total shown on the site, using exploratory techniques. The recovery factor,
which is the percentage of the original oil that can be recovered from a reservoir, is one of
Fecha de Recepción: (Letra Times New Roman de 8 puntos)
Fecha de Aceptación: Dejar en blanco
the fundamental variables. Globally the average of this factor is between 40% and 60%;
and Colombia in industries such as Ecopetrol most of the fields are in the range of 23% and
29%, this indicates the waste of a large percentage of oil in existing fields.
Improving the recovery factor, allow deep extraction and minimize environmental
impacts in the deposits generated through the ages the need to develop and implement new
enhanced recovery techniques. In this review article about the technical major recovery and
enhanced recovery is collected and used in the field such as: Steamflooding (CSS),
advanced drilling (horizontal hasd or multilateral), drain by gravity assisted steam or its
acronym in English SAGD, chemical stimulations (injection of surfactant, polymer), water
injection and steam (VAPEX), CO2 and N2 injections, injection and light hydrocarbons,
among others. All this with the purpose of providing an analysis of the advantages and
disadvantages of each, also provide information that is supporting theoretical studies and
future research.
Key Word -. Recovery, enhanced oil recovery, factor recovery, reservoirs.
I. INTRODUCCIÓN
Los combustibles fósiles, como el gas y el petróleo, siguen siendo las más importantes
fuente de energía durante al menos la próxima década [1]. Por lo general, el gas y el
petróleo se encuentran atrapados dentro de los lechos porosos producto de la formación
geológica natural que debido a las altas presiones y temperaturas se descomponen en
materia orgánica rica en carbono[2], esta materia se encuentra a grandes profundidades de
la superficie terrestre, debido a la dificultad de acceder a esta, es necesario recurrir al uso de
técnicas de extracción exploratorias para lograr recuperarla[3]. A nivel mundial se ha
encontrado que las diferentes reservas de petróleo no se exploran al máximo de su
capacidad y que a pesar de los avances en las tecnologías de perforación y de
procesamiento de crudo aún no se logran extraer por completo. Los valores promedio del
factor de recuperación de petróleo que caracteriza la relación de las reservas de petróleo
extraíbles en un yacimiento, varían desde 0,4 hasta 0,6[4]. En países como Estados Unidos
pionero en investigación en este campo, el factor de recuperación de petróleo ha
aumentado de 0,35 a 0,6 desde 1990 hasta la actualidad [5].
Se ha calculado que un aumento en el factor medio de la recuperación de petróleo para la
industria mundial de sólo el 1% es equivalente a un aumento de las reservas mundiales de
petróleo recuperables en aproximadamente 4,5 millones de toneladas [6]. El factor de
recuperación de petróleo de los campos atendidos por las empresas petroleras más
progresistas, alcanza hasta un 50% debido a la aplicación de métodos avanzados de
recuperación mejorada de petróleo [7]. Encontrar formas eficientes para recuperar petróleo
de los yacimientos se está convirtiendo en una prioridad y esto se ve reflejado en el
aumento del número de investigaciones tomadas en la base de datos Scopus acerca de estas
técnicas en los últimos 15 años, lo anterior se puede ver representado en la figura 1.
Figura 1. Análisis grafico de documentos publicados sobre técnicas de recobro en base de datos en los
últimos 15 años .Adaptado de los valores arrojados por la base de datos Scopus.
En Colombia según el Instituto Nacional de Petróleo en asociación con Ecopetrol de cada
100 barriles de petróleo equivalente que existen en los 257 campos productores en
Colombia, se estima que solo se recupera el 30% [7] .Las razones son: calidad de los
hidrocarburos, tipos de yacimientos y rocas que lo conforman. Esta condición no es única
en Colombia, sino que incluye a todos los campos en petroleros del mundo. Sin embargo,
dependiendo de la tecnología mejorada que se aplique, puede llegar hasta el 65% de
recuperación [8]. Cualquier punto adicional en el factor de recobro significaría millones de
barriles que se sumarían a los indicadores de producción económicos [9]. Por esta razón, las
empresas del sector de hidrocarburos y/o energéticos están apuntando a la implementación
de nuevas técnicas de recobro mejorado que permitan el aprovechamiento de recursos
energéticos y la minimización de impactos ambientales[10].
II. GENERALIDADES
A la hora de hablar de la clasificación del petróleo, es importante tener en cuenta dos
conceptos relevantes que ayudan a entender el comportamiento del mismo. El primero es la
viscosidad, esta mide de una manera cuantitativa la oposición que tiene el fluido a fluir,
entre mayor sea el valor, mayor resistencia presenta. El segundo es la densidad en grado
API (American Petroleum Institute), se empleó como medida de la densidad para la
clasificación del petróleo de la siguiente manera: Crudo liviano: gravedad API mayores a
31°; Crudo mediano: gravedad API entre 22,3° y 31°; Crudo pesado: gravedad API
menores a 22,3°; Crudo extrapesado: gravedad API menores a 10°.
En la figura 2, se representa la clasificación general de las técnicas de recobro de acuerdo
al tipo de crudo proveniente del yacimiento. Cuando se habla de recuperación primaria, se
hace uso de tecnologías básicas empleadas para extracción de crudo tipo liviano el cual se
caracteriza por viscosidades bajas en rangos que oscilan entre 1cP a 100 cP (centipoise). La
recuperación secundaria y terciaria, se refiere a crudos pesados y extra-pesados en ese
orden, donde las viscosidades pueden fluctuar entre 100 cP y 1,000,000 cP. [ 11].
Estos últimos demandan mayores tecnologías debido a que el petróleo extrapesado es
menos valioso, más difícil de producir y más difícil de refinar que los petróleos
convencionales.
Sin embargo el Ministerio de Minas y Energía en la actualidad estableció una nueva manera
de clasificación de los métodos de recuperación en donde unificó el concepto de métodos
térmicos, para referirse a aquellas técnicas mejoradas de recuperación (EOR), donde se
aplique energía en forma de calor. Y métodos no térmicos donde utilizan otras fuentes de
extracción como inyección de gases, solventes, microorganismo, entre otros [12]. Para
efectos de este artículo se desarrollaran teniendo en cuenta la clasificación proporcionada
en la figura 2.
II.I Recuperación primaria: 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 salida 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 [13].
Cuando los fluidos logran expandirse en el yacimiento, la presión tiende a bajar según los
mecanismos utilizados. Puede que el pozo no sea explosivo o que la presión no se haya
disminuido, y se necesite un extra de energía para poder disminuir la presión en el fondo
del pozo o bombear el crudo desde el fondo del pozo [14].
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 del
casquete de gas. Pero hay que tener en cuenta las características en el aspecto geológico, la
calidad de la administración, propiedades roca-fluido y las instalaciones de producción de
yacimiento explotado, ya que esto provee diferentes porcentajes de recobro [15].
Existen diferentes mecanismos en la recuperación primaria, como:
-Drenado gravitacional(flujo natural): este es más eficiente en pozos con cierto ángulo de
inclinación y es capaz de producir grandes volúmenes de fluidos.
- El mecanismo artificial de afluencia de acuífero hacia el yacimiento: este depende de la
distribución de presiones en el yacimiento y de la permeabilidad del lecho poros. El equipo
de superficial puede implantarse en cualquier estación.
-El empuje por capa de gas: se emplea cuando un yacimiento tiene una capa muy grande de
gas, esto favorece la extracción del crudo debido a que el mismo gas a medida que es
extraído el crudo funciona como embolo desplazando el volumen de crudo hacia la
superficie [16][17].
Figura 2. Clasificación según de las tecnicas según el tipo de crudo;Adaptado de : A. A. Olajire, "Review of
ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in the petroleum industry:
Prospects and challenges," Energy, vol. 77, pp. 963-982, Dec. 2014.
II.II Recuperación secundaria: Es un proceso de inyección de agua y/o gas que tiene
como objetivo principal mantener o aumentar la energía y extracción de hidrocarburos del
yacimiento, en el cual el agua inyectada forma una barrera de separación, con respecto al
crudo restante en el yacimiento. Este cuenta con 3 etapas: (1) periodo de respuesta inicial,
(2) periodo de inclinación, (3) periodo de declinación que consiste en la disminución en la
producción de petróleo, mientras se incrementa el corte de agua buscando una eficiencia
de barrido y una disminución de la saturación del petróleo remanente[ 18].
El proceso de recuperación secundaria que actualmente es casi sinónimo de inyección de
agua se implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria.
Los yacimientos que están bien administrados tienen un factor de recuperación menor de 50
a 60 %, aunque algunos autores consideran que el rango de recuperación después de un
mecanismo secundario debería estar entre el 30 y 50%[19].
II.II.I Inyección de gas: El gas, al ser menos denso que el petróleo, tiene la tendencia de
formar una capa artificial muy definida. Si la producción se extrae por la parte más
profunda de la capa, traerá como consecuencia una manera de conservar la energía y la
oportunidad de mantener las tasas de producción relativamente altas, produciendo en un
menor tiempo lo que por medio natural requeriría un periodo más largo [20].El gas que es
inyectado es generalmente una mezcla de hidrocarburos en reemplazo de aire que en
ocasiones conlleva a los siguientes inconvenientes: corrosión en los pozos, oxidación del
petróleo y riesgo de explosión[21]. Las técnicas de inyección de gas se clasifican en dos
tipos:
-Inyección de gas interna o dispersa: el gas es inyectado dentro de la zona del yacimiento
utilizado generalmente en depósitos con empuje de gas en solución, en yacimientos sin
capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El
gas inyectado sale a la superficie en conjunto con el petróleo seguidamente de ser
inyectado. Este tipo de inyección es utilizada para yacimientos homogéneos, del cual se
requiere un alto número de puntos de inyección y sobre todo que la permeabilidad efectiva
del gas sea baja [22].
Cabe resaltar que una de las ventajas que otorga este método es que permite dirigir el gas
hacia zonas más idóneas y que la cantidad de gas inyectado tiene la posibilidad de
optimizarse controlando la producción e inyección de gas, también es importante conocer
que la eficiencia es muy baja por la posición del relieve estructural o el drenaje asistido por
gravedad [23].
-Inyección de gas externa: Por lo general, el gas es inyectado en el casquete de gas y el
agua se inyecta en la zona de producción para desplazar el petróleo del yacimiento. Este es
llevado a cabo en pozos donde ocurre la separación debido a la influencia de las fuerzas de
gravedad. Este proceso se caracteriza principalmente por ser usado en yacimientos de altas
deformaciones geológicas para que la capa de gas pueda desplazar el petróleo, esta tiene
como ventaja que la eficiencia del barrido y los beneficios del producto de drenado por
gravedad sean mayores. Algunas de las desventajas que tiene este método es que se
necesita mantener la permeabilidad vertical del que es expulsado del yacimiento, mediante
el control de la inyección de gas para que se garantice así la eficiencia.
II.II.II Inyección de agua: Este método es el más usado en las áreas de la ingeniería de
yacimientos, ya que los ingenieros de yacimientos son los encargados en el diseño de la
inyección de fluidos, la estimación de la reserva a considerar y la predicción del
comportamiento del pozo [25]. Existen diferentes tipos de inyección de agua en los
métodos de recuperación secundaria como:
-Inyección periférica o tradicional: Se caracteriza principalmente por la inyección de agua
en el acuífero cerca del contacto agua-aceite pero fuera de la zona de petróleo; tiene como
ventaja que no requiere perforación de pozos adicionales, además de la alta recuperación de
aceite con poca producción de agua y reducción de los costos por el manejo de agua.
Como desventajas presenta que la recuperación por inyección periférica es a largo plazo
por lentitud del proceso y fallas por mala comunicación entre la periferia y el centro del
yacimiento [26].
- Inyección dispersa o en arreglos: en este tipo de inyección el agua se inyecta dentro de la
zona de aceite, los pozos inyectores se distribuyen entre pozos productores con el fin de
obtener un barrido uniforme, además se emplea en pozos con poca inclinación y una gran
superficie. Las principales ventajas respectivamente son: gran eficiencia de desplazamiento,
minimización del efecto negativo de las fases heterogéneas y respuestas rápidas del
yacimiento .Como desventajas tenemos: requerimientos de mayor inversión económica en
comparación con la inyección externa (periférica), demanda de un mayor control debido a
que es más riesgosa en términos de peligrosidad y mayor cantidad de recursos humanos
[27],[28].
II. III Recuperación terciaria: También llamadas técnicas de recobro mejorado, abordan a
todos aquellos crudos cuya gravedad API es menor a 10° (extrapesados), se emplean para
aumentar el factor de recobro de un yacimiento que ya ha sido explotado mediante técnicas
secundarias, generalmente estás técnicas se clasifican en: métodos térmicos, inyección de
gases, métodos químicos y microbiológicos .A continuación se explicará cada una de ellos
[29].
II.III.I Métodos térmicos: Los métodos térmicos mejorados consisten esencialmente en la
transferencia de energía en forma de calor de la superficie hacia el yacimiento. La
temperatura del crudo se aumenta radicalmente por lo que se dilatan los fluidos y se
expanden; se vaporiza la forma líquida y se reducen las viscosidades contribuyendo a la
movilidad del crudo. En forma general estos métodos consisten en la inyección ya sea de
vapor o agua caliente y la inyección de aire, ambos siguiendo diferentes esquemas [30].
-Inyección de agua caliente: Este proceso consiste en inyectar agua caliente y agua fría, lo
cual hace que se desplace el petróleo inmiscible. La recuperación de petróleo aumenta
debido a la reducción de su viscosidad lo que se ve reflejado en el aumento de la movilidad
y la reducción de la saturación de aceite residual presente a temperaturas elevadas. Estos
procesos de recuperación son aplicados a crudos pesados [31].
-Inyección continúa de vapor: Es uno de los métodos más utilizados en campos de Estados
Unidos en los últimos 20 años[32].Consiste en inyectar al yacimiento corrientes continuas
de vapor, formando así una nube del mismo que empuja lentamente el crudo hacia las
zonas productoras. En otros términos se habla de un desplazamiento de crudo por agua
condensada. El crudo es movilizado debido a la reducción de su viscosidad, que es
ocasionada por las altas temperaturas del yacimiento, esto a su vez se manifiesta en el
aumento en el factor de recobro hasta valores del 60 por ciento. De manera general se
puede decir que la inyección continua de vapor es aplicable a crudos pesados por ende
viscosos y yacimientos porosos que requieren temperatura para poder fluir [30][33].
-Inyección cíclica o alternada de vapor (CCS): Cyclic Continous Steam por sus siglas en
ingles. Este método de recuperación se lleva a cabo en un mismo yacimiento que opera
como inyector y productor al mismo tiempo. Este se desarrolla en tres etapas. En la primera
etapa, el vapor es inyectado continuamente por un cierto periodo de tiempo. Posteriormente
el pozo es cerrado por unos días y se deja en fase de remojo dejando que el calor inyectado
se transfiera y se distribuya uniformemente (soaking).Finalmente el pozo es abierto en fase
de producción, donde inicialmente se observa un alza en la producción. Esta operación se
repite hasta que el pozo deja de ser económica y productivamente viable [34]. Esta técnica
proporciona factores de recobro con valores ente el 10 al 40 por ciento superiores a los
alcanzados con la técnica "in situ"[26].
-Inyección de vapor asistida por gravedad. Steam Assisted gravity drainged.(SAGD): Esta
técnica requiere grandes cantidades de energía y emite cantidades importantes de gases de
efecto invernadero hacia el ambiente [35]. Consiste en emplear dos pozos horizontales, uno
por encima del otro (ver figura 3). El pozo de la parte superior se utiliza como generador de
vapor, mientras que en el de abajo se extrae el crudo. Se forma una cámara de vapor hacia
la cima por diferencia gravitacional lo que proporciona excelente ritmos de producción. La
reducción considerable de la viscosidad origina la movilización del crudo, el cual desciende
por gravedad hacia el pozo productor ubicado en la base del yacimiento, El factor de
recobro empleando esta técnica pueden aproximarse al orden del 60 por ciento [36].
Los siguientes métodos se consideran variaciones del SAGD
-VAPEX(Vapour Extraction): La extracción de vapor de petróleo pesado por solventes es
considerado como uno de las alternativas energéticas más eficientes, económicamente
atractiva y libre de contaminación en relación a los demás métodos de extracción térmica
[37].Consiste en la inyección de un disolvente(metano, propano) que mediante la difusión
impulsada por la transferencia de masa entre el disolvente y el crudo pesado hace que se
reduzca la viscosidad del crudo de una manera similar a la difusión de calor entre vapor y
crudo . Para ello, dos pozos horizontales largos se perforan en paralelo entre sí (como en
SAGD) con el fin de maximizar la exposición al pozo. El disolvente se inyecta en el pozo
superior (inyector), mientras que el aceite diluido generado por la difusión de disolventeaceite desciende por gravedad al pozo inferior (productor)[38].
-Es SAGD(expansión del solvente) se agrega porcentajes mínimos de vapor a la mezcla de
solventes inyectados para así poder ganar una eficiencia energética cuando se aplica
VAPEX[39].
Figura 3 . Esquema general SAGD. Fuente adaptada de: Economic and environmental analysis of a Steam
Assisted Gravity Drainage (SAGD) facility for oil recovery from Canadian oil sands.
-Combustión en sitio (in Situ): Recuperación mejorada de petróleo a través de la
combustión in-situ (ISC) es un proceso que utiliza una fracción del petróleo, 10 por ciento
aproximadamente en el pozo como combustible con el fin de cargar y desplazar los
hidrocarburos en el yacimientos de petróleo pesado. En los procesos de ISC, el aire se
inyecta en una sección calentada del depósito. Al llegar a un umbral de temperatura, el
oxígeno en el aire inyectado reacciona con el aceite en el lugar y genera calor, una fracción
de aceite ligero, así como de vapor y otros productos de reacción gaseosos, principalmente
CO2, ayudan a impulsar el aceite mejorado (fracción más ligera) hacia los pozos de
producción. En consecuencia los procesos ISC pueden, ser altamente eficiente, pero al
mismo tiempo producir cantidades significativas de CO2, un potente gas de efecto
invernadero [40][41].
II.III.II Inyección de gases: Estos métodos buscan aprovechar los principios de
transferencia de masa para incrementar el número capilar, en otras palabras buscan que la
tensión interfacial entre el fluido inyectado y el crudo se reduzcan [42].
-Inyección de CO2: El gas inyectado se solubiliza en el crudo remanente a medida que las
fracciones ligeras que lo comprenden se disuelven en el gas. Lo anterior ocurre
principalmente cuando la densidad del CO2 es alta y cuando el crudo contiene grandes
cantidades significativas de fracciones ligeras. Por debajo de cierta presión el CO2 y el
crudo dejaran de ser miscibles y a medida que la temperatura aumente o que la densidad del
crudo lo haga, la presión mínima necesaria para llevar a cabo la miscibilidad entre el crudo
y el CO2 incrementará. Cuando se trata de un proceso miscible el gas puede desplazar al
crudo de los poros empujándolo hacia el pozo productor. Cuando el proceso es inmiscible,
la solución de CO2 en el aceite se ve reducida la viscosidad y también se incrementa el
factor volumétrico, aunque en menor proporción que si fuese miscible. Dichos procesos
hacen que se mejore la recuperación [43].
Algunas ventajas adicionales relacionadas a la inyección de este gas es que promueve la
eliminación de las fracciones finas de un crudo pesado, previene y limpia los bloqueos por
emulsiones y aumenta la permeabilidad de las formaciones carbonatadas [44].
-Inyección de gases de combustión: Se inyecta una mezcla de CO2 con gases productos de
la combustión con el propósito de desplazar el petróleo por transferencia de masa de
componentes intermedios del petróleo al gas inyectado, y por la posterior condensación de
los componentes intermedios más pesados a la fase liquido [ 45].
-Inyección de N2: Este método se limita para los yacimientos profundos que tengan
presiones altas, ya que se lleva a cabo para desplazar verticalmente el petróleo con el efecto
de la gravedad, el objetivo principal es establecer la zona de miscibilidad que se desea en
los pozos de inyección para que el nitrógeno sea inyectado a una velocidad menor a la que
se introdujo el hidrocarburo ligero. La inyección de nitrógeno promueve el movimiento de
las fases gaseosas y liquidas en un yacimiento, ya que estas son caracterizadas por
implicar un mecanismo de transporte cromatógrafico que produce una separación
cromatografica gas-liquido en la arena del yacimiento, luego de haber inyectado el
nitrógeno puede relacionarse con el número de platos teóricos que se necesitan para lograr
un equilibro de gas-liquido [46].
-Inyección de hidrocarburos: En esencia es gas natural inyectado enriquecido
principalmente de una mezcla de etano, propano, butano para aumentar la solubilidad con
el crudo del yacimiento. Cuando el proceso es miscible se pueden usar tres técnicas: La
primera emplea gas de petróleo licuado (GLP) en una pequeña proporción. La segunda es
inyectar gas natural rico en etano hasta hexano seguido de gas y agua. La tercera consiste
en inyectar gas a alta presión para vaporizar los componentes más ligeros, Todo esto con el
fin de favorecer la reducción de la viscosidad y el hinchamiento del petróleo, para así lograr
un empuje natural del mismo [43].
II.III.III Métodos químicos: Algunas sustancias químicas especiales son inyectados con
el propósito de minimizar la tensión superficial(capilaridad) y disminuir la relación de
movilidad con el fin de mejorar el control sobre la misma(minimizar canalización ); los
métodos de recuperación de esta categoría incluyen la inyección de surfactantes ,polímeros
y álcalis o una mezcla de los tres lo que se conoce como inyección de mezcla de álcalissurfactante-polímero lo que se conoce como (ASP)[47],(Ver figura 4).
Figura
4.Esquema
general
de
http://www.cnh.gob.mx/_docs/IOR_EOR.
inyección
de
químicos.
Adaptado
de:
- Inyección de polímeros: Tienen como función aumentar la viscosidad del agua, de
manera que la relación de fuerzas viscosas disminuya. A partir de este método se presenta
una reducción de permeabilidad ocasionando la adsorción de las moléculas del polímero.
Este método aplica principalmente en formaciones arenosas con trazas de fluidos ligeros a
intermedios, con porosidades intermedias del 10 al 20 por ciento en volumen de poros
[48]. La profundidad es un determinante crítico, ya que podría estar relacionado con el
calor en las capas terrestre, es decir el aumento de la temperatura del yacimiento lo cual
hace que intervenga en la estabilidad de los polímeros inyectados. El polímero debe ser
inyectado a una temperatura menor de 175°F, aunque hay algunos polímeros que son
estables a temperaturas mayores [49].
-Inyección de surfactantes: Se pueden aplicar en arenas con presencia de crudos ligeros , el
principal objetivo de esta técnica es recuperar el petróleo residual que permanece después
de la recuperación primaria o de una inyección de agua(secundaria) .De la misma manera
del anterior caso, la temperatura del yacimiento no debe ser muy alta (menores a 93°C)
aproximadamente. Se observó que algunos tensoactivos pierden su capacidad para
funcionar después de varios días en 100 °C, mientras que otros todavía están eficaces para
un período de una semana.[50]. La salinidad debe ser estrictamente controlada. El
surfactante inyectado que por lo general son sulfanatos de petróleos, deben disminuir la
tensión interfacial entre el agua y el crudo hasta movilizar este último, con lo que se crea
un banco fluyente donde el crudo y el agua fluyan en fases inmiscibles hacia la
superficie[51]. La tensión entre fases debe mantenerse en el frente del desplazamiento para
evitar que el crudo movilizado vuelva a ser reatrapado.
-Inyección de álcalis: La inyección de este químico puede resultar positivo siempre y
cuando el crudo tenga un pH bajo es decir que sea ácido [52]. La acidez presente
normalmente es ocasionada por resinas y asfáltenos que contienen radicales (H+).Mediante
este método se busca reducir la tensión entre el crudo y el agua debido a que ocurre una
reacción entre el álcali con los radicales para formar surfactantes geles. Finalmente se
forma una emulsión agua/aceite cuya viscosidad es menor a la del aceite de origen
mejorando significativamente el flujo del mismo a través del yacimiento [53].
II.III.IV Método microbiológico: La recuperación de petróleo microbiológica mejorada
(MEOR) se basa en la inyección de microorganismo seleccionados con el propósito de
mejorar la recuperación de petróleo en los yacimientos para luego ser estimulados, y el
producto de su metabolismo "in situ" ser transportado con el fin de obtener una
reducción del petróleo residual dejado en el yacimiento[54]. Estos microorganismos
podrían desempeñarse como vehículo transportador de petróleo residual o agentes tapón
para aislar selectivamente del yacimiento zonas no deseadas [55]. Hay dos componentes
esenciales: Los microorganismos indígenas (también llamados autóctonas o exógenos) y
nutrientes (in situ o ex situ)[56]. En las mejores condiciones operativas se generan
biopolímeros y biotensioactivos como desechos .Estos productos son destacados por ser
pieza clave en la formación de químicos emulsiones micelares y en la reducción de la
tensión entre fases presentes en el yacimiento, por lo tanto en esencia los principios de
MEOR son similares a las de inyección de químicos [57].
En lo que comprende el proceso de "fermentación in situ" existe una serie de mecanismos,
combinaciones responsables de la estimulación, extracción y el mejoramiento en el
recobro de petróleo. Esta sinergia de mecanismos depende generalmente de los cultivos,
modo de aplicación, condiciones operacionales y tipos de nutriente. A continuación se
listan algunos de los mecanismos [58].
- Degradación y alteración del petróleo. Ciertas bacterias alteran la estructura carbonada del
petróleo presente en el reservorio.
- Emulsificación del petróleo. Las bacterias generan emulsiones micelares a través de su
adhesión a los hidrocarburos.
- Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes orgánicos
en la fase petróleo.
- Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua mediante
biosurfactantes y biopolímeros.
- Limpieza de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados in situ. El gas
sirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos que taponan las gargantas de
poros [59].
Dentro de las bacterias utilizadas en lo que se denomina la microbiología del petróleo
pueden estar clasificadas según la fisiología de las mismas bajo condiciones de yacimiento,
su función dentro del yacimiento y el control de la actividad microbial en el yacimiento, de
manera tal que la inyección potencial de un cultivo de bacterias y/o la estimulación de la
actividad de las bacterias indígenas pueda traer resultados positivos en la recuperación de
petróleo. A continuación se presenta algunos de los tipos de bacterias más utilizadas según
su función [60].
- Bacteria sulfato-reductora: Este tipo de bacteria es la especie que se encuentra más
comúnmente en el tratamiento de petróleo, son estrictamente anaeróbicas y usan el sulfato
para recibir los electrones liberados producto de la oxidación de los nutrientes. Algunos de
estos tipos de bacterias son: Spirillum desulfuricans, Microspira aestauri, Vibrio
thermodesulfuricans y Vibrio sp.
- Bacteria formadora de metano. La bacteria metanogénica formadora de metano como
producto ultimo de su metabolismo. Estas bacterias estrictamente anaeróbicas tienen como
función aumentar la presión del yacimiento mediante la producción de gas, que por su
misma fisiología lo desechan, lo anterior trae como consecuencia una diferencia de presión
que hace que el crudo ascienda a la superficie. Algunos cultivos de estas especies son:
Methanococcus mazei y M. omelianskii.
- Cultivos de Clostridium sp, se caracterizan por su tolerancia a la salinidad. El
Clostridium ha sido utilizado con éxito en ensayos de campo llevados a cabo en países de
Europa debido a que tiene las propiedades de ser ácido, solvente y productor de
gas[61][62].
TECNICA
NOMBRE
Primaria
Flujo natural
Primaria
Levantamiento
artificial
Secundaria
Inyección de gas
Secundaria
Inyección de
agua
Terciaria
Terciaria
VENTAJA
Este es más
eficiente
en
pozos
con
cierto ángulo de
inclinación
Este
sistema
equipo puede
implantarse en
cualquier
estación.
Reducción
considerable de
la
viscosidad
del
aceite
haciendo
su
fácil extracción
No
requiere
perforación de
pozos
adicionales
Metidos térmicos Estas técnicas
proporciona los
factores
de
recobro
más
eficientes.
Inyección de
Promueve
la
gases
eliminación de
las fracciones
finas de un
crudo pesado,
DESVENTAJA % FACTOR
RECOBRO
Valores
8 - 30
inferiores
de
factor
de
recobro
Depende de la
distribución de
presiones en el
yacimiento
15- 30
La cantidad de
pozos de
inyección
requerida
aumenta el
costo de
operación
Demanda de un
mayor control
debido a que es
más riesgosa en
términos de
peligrosidad.
Altas cantidades
de energía en
forma de vapor
son necesitadas.
30 - 60
No
aplicable
para
pozos
profundos con
altas presiones.
>60
30 -60
>60
Terciaria
Terciaria
previene
y
limpia
los
bloqueos
por
emulsione
Inyección de
Minimización
Se
deben
químicos
de los impactos controlar
la
ambientales
salinidad dentro
del pozo para
que no dañe el
químico.
Inyección de
Minimización Se
deben
Microorganismos de los impactos mantener
las
ambientales
condiciones
óptimas
de
crecimiento.
>60
>60
Tabla 1. Tabla comparativa de las técnicas de recobro de petróleo ,ventajas, desventajas y factor de recobro
respectivamente.
III.CONCLUSIONES
En lo que respecta a las técnicas de recuperación primarias, el panorama global en términos
de desarrollo ya está definido. A pesar de que en la actualidad se siguen implementado los
sistemas artificiales de producción(Levantamiento artificial),puesto que su facilidad de
transporte y aplicabilidad a yacimientos irregulares son sus principales ventajas, estas no
proporcionan porcentajes de recobro lo suficientemente óptimos para ser rentables a nivel
productivo y económico con respecto al mercado energético en la actualidad.
Con respecto a la extracción mediante técnicas secundarias, no difiere mucho a la primaria
debido a que aún en termino de competitividad el factor de recobro no es suficientemente
alto como para adicionar barriles a la producción anual. La inyección de calor en forma de
vapor y agua caliente con el fin de represionar los yacimientos y aumentar la producción,
ha dejado impactos ambientales severos contra la flora y la fauna que rodea al pozo, es por
esto que se llega a la conclusión que las técnicas secundarias no son lo suficientemente
sustentables.
Con base en la información de la literatura y otros resultados presentados en 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.
Ante la problemática de la caída 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.
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