6.3.3.1 Métodos químicos
Los métodos químicos incluyen inundación de polímeros, inundación de surfactantes (micelar o polímero y microemulsión) y procesos de inundación alcalina. La inundación de polímeros (flujo de agua aumentado con polímeros) es un flujo de agua en el que se inyectan polímeros orgánicos con el agua para mejorar la eficiencia de barrido horizontal y vertical. El proceso es conceptualmente simple y barato, y su uso comercial está aumentando a pesar de que el potencial de producción incremental de petróleo es relativamente pequeño. La inundación de surfactantes es compleja y requiere pruebas de laboratorio detalladas para apoyar el diseño de proyectos de campo. Como se ha demostrado en pruebas de campo, tiene un excelente potencial para mejorar la recuperación de aceite de viscosidad baja a viscosidad moderada. La inundación con surfactantes es costosa y se ha utilizado en pocos proyectos a gran escala. Las inundaciones alcalinas se han utilizado únicamente en los embalses que contienen tipos específicos de petróleo crudo de alto contenido de ácido.
Inundación de microemulsión (inundación micelar/emulsión) se refiere a un proceso de inyección de fluido en el que una solución estable de aceite, agua y uno o más surfactantes junto con electrolitos de sales se inyecta en la formación y es desplazada por una solución tampón de movilidad (Reed y Healy, 1977; Dreher y Gogarty, 1979). Inyectar agua a su vez desplaza el amortiguador de movilidad. Dependiendo del entorno del embalse, se puede o no utilizar una inundación previa. La microemulsión es la clave del proceso. El petróleo y el agua se desplazan por delante de la babosa de microemulsión, y se desarrolla un banco de petróleo y agua estabilizado. El mecanismo de desplazamiento es el mismo en condiciones de recuperación secundaria y terciaria. En el caso secundario, el agua es el fluido primario producido hasta que el banco de petróleo llega al pozo.
La inundación de agua convencional a menudo se puede mejorar mediante la adición de polímeros (inundación de polímeros) al agua de inyección para mejorar la relación de movilidad entre los fluidos inyectados y en el lugar. La solución de polímero afecta a los caudales relativos de aceite y agua y barre una fracción más grande del depósito que el agua sola, por lo que entra en contacto con más petróleo y lo traslada a los pozos de producción. Los polímeros actualmente en uso se producen tanto sintéticamente (poliacrilamidas) como biológicamente (polisacáridos). Los polímeros también pueden estar entrecruzados in situ para formar fluidos altamente viscosos que desviarán el agua inyectada posteriormente a diferentes estratos de depósito.
La inundación de polímeros tiene su mayor utilidad en depósitos heterogéneos y aquellos que contienen aceites moderadamente viscosos. Los depósitos de petróleo con índices de movilidad de agua adversos tienen el potencial de aumentar la recuperación de petróleo a través de una mejor eficiencia de barrido horizontal. Los depósitos heterogéneos pueden responder favorablemente como resultado de una mayor eficiencia de barrido vertical. Debido a que la eficiencia de desplazamiento microscópico no se ve afectada, el aumento de la recuperación sobre el agua probablemente será modesto y limitado en la medida en que se mejore la eficiencia de barrido, pero el costo incremental también es moderado. Actualmente, la inundación de polímeros se está utilizando en un número significativo de proyectos comerciales de campo. El proceso se puede utilizar para recuperar aceites de mayor viscosidad que aquellos para los que se podría considerar una inundación de surfactante.
La inundación de surfactantes es un proceso de barrido múltiple que implica la adición de productos químicos tensoactivos al agua. Estos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el aceite en los poros de la roca. La babosa surfactante desplaza la mayor parte del aceite del volumen del depósito en contacto, formando un banco de aceite y agua que fluye y se propaga por delante de la babosa surfactante. Los principales factores que influyen en el diseño de las babosas del surfactante son las propiedades interfaciales, la movilidad de las babosas en relación con la movilidad del banco de aceite y agua, la persistencia de propiedades aceptables de las babosas y la integridad de las babosas en el depósito.
La inundación alcalina agrega productos químicos alcalinos inorgánicos, como hidróxido de sodio, carbonato de sodio u ortosilicato de sodio, al agua para mejorar la recuperación de aceite mediante uno o más de los siguientes mecanismos: reducción de la tensión interfacial, emulsificación espontánea o alteración de la humectabilidad (Morrow, 1996). Estos mecanismos se basan en la formación in situ de surfactantes durante la neutralización de los ácidos de petróleo en el petróleo crudo por los productos químicos alcalinos en los fluidos de desplazamiento. Aunque la emulsificación en los procesos de inundación alcalina disminuye la movilidad del fluido de inyección hasta cierto punto, la emulsificación por sí sola puede no proporcionar una eficiencia de barrido adecuada. A veces, el polímero se incluye como un producto químico auxiliar de control de la movilidad en un flujo de agua alcalino para aumentar las mejoras en la relación de movilidad debido a las emulsiones generadas por alcalinas.
El desplazamiento de fluido miscible (desplazamiento miscible) es un proceso de desplazamiento de aceite en el que se inyecta un alcohol, un hidrocarburo refinado, un gas de petróleo condensado, dióxido de carbono, gas natural licuado o incluso gas de escape en un depósito de aceite, a niveles de presión tales que el gas inyectado o el alcohol y el aceite del depósito son miscibles; el proceso puede incluir la inyección concurrente, alterna o posterior de agua.
Los procedimientos para el desplazamiento miscible son los mismos en cada caso e implican la inyección de una gota de disolvente que es miscible con el aceite del depósito, seguida de la inyección de un líquido o un gas para barrer cualquier disolvente restante. Debe reconocerse que la babosa miscible de disolvente se enriquece con aceite a medida que pasa a través del depósito y cambia su composición, reduciendo así la acción de eliminación efectiva. Sin embargo, los cambios en la composición del fluido también pueden conducir a la deposición de cera, así como a la deposición de constituyentes de asfalteno. Por lo tanto, se recomienda precaución.
Otros parámetros que afectan el proceso de desplazamiento miscible son la longitud del depósito, la velocidad de inyección, la porosidad y la permeabilidad de la matriz del depósito, el tamaño y la relación de movilidad de las fases miscibles, los efectos gravitacionales y las reacciones químicas. Las inundaciones miscibles que utilizan dióxido de carbono, nitrógeno o hidrocarburos como disolventes miscibles tienen su mayor potencial para mejorar la recuperación de aceites de baja viscosidad. Las inundaciones miscibles de hidrocarburos comerciales se han operado desde la década de 1950, pero las inundaciones miscibles de dióxido de carbono a gran escala son relativamente recientes y se espera que hagan la contribución más significativa a la recuperación mejorada miscible en el futuro.
El dióxido de carbono es capaz de desplazar muchos aceites crudos, lo que permite la recuperación de la mayor parte del petróleo de la roca del reservorio que se contacta (inundación miscible con dióxido de carbono). El dióxido de carbono no es inicialmente miscible con el aceite. Sin embargo, a medida que el dióxido de carbono entra en contacto con el petróleo crudo in situ, extrae algunos de los constituyentes de hidrocarburos del petróleo crudo en el dióxido de carbono y el dióxido de carbono también se disuelve en el aceite. La miscibilidad se logra en el frente de desplazamiento cuando no existen interfaces entre la mezcla de dióxido de carbono enriquecido con hidrocarburos y el aceite enriquecido con dióxido de carbono. Por lo tanto, mediante un proceso dinámico (contacto múltiple) que implica transferencia de masa interfase, el desplazamiento miscible supera las fuerzas capilares que de otra manera atrapan el aceite en los poros de la roca.
En algunas aplicaciones, particularmente en depósitos de carbonato (piedra caliza, dolomita y cuarzo de grano fino) donde es probable que se use con mayor frecuencia, el dióxido de carbono puede romperse prematuramente a través de los pozos productores. Cuando esto ocurre, se pueden tomar medidas correctivas utilizando controles mecánicos en pozos de inyección y producción para reducir la producción de dióxido de carbono. Sin embargo, la producción sustancial de dióxido de carbono se considera normal. En general, este dióxido de carbono producido se reinyecta, a menudo después del procesamiento para recuperar valiosos hidrocarburos ligeros.
Para algunos depósitos, la miscibilidad entre el dióxido de carbono y el aceite no se puede lograr y depende de las propiedades del aceite. Sin embargo, el dióxido de carbono todavía se puede utilizar para recuperar aceite adicional. El dióxido de carbono hincha los aceites crudos, aumentando así el volumen de espacio de poros ocupado por el aceite y reduciendo la cantidad de aceite atrapado en los poros. También reduce la viscosidad del aceite. Ambos efectos mejoran la movilidad del aceite. Las inundaciones inmiscibles con dióxido de carbono se han demostrado tanto en proyectos piloto como en proyectos comerciales, pero en general se espera que hagan una contribución relativamente pequeña a la recuperación asistida del petróleo.
La solución GOR para petróleo crudo carbonatado debe medirse de la manera normal y representarse como GOR en volumen por volumen versus presión. Cuanto mayor es la solubilidad del dióxido de carbono en el aceite, mayor es el aumento de la solución GOR. De hecho, el aumento en el GOR generalmente es paralelo al aumento en el factor de volumen de formación de aceite debido a la hinchazón. Cabe señalar que el gas en cualquier experimento de GOR no es dióxido de carbono, sino que contiene hidrocarburos que se han vaporizado de la fase líquida. En consecuencia, ya sea que el GOR se mida en una celda de presión, volumen y temperatura o a partir de un experimento de tubo delgado, se debe realizar un análisis de composición para obtener la composición del gas, así como la de la fase líquida de equilibrio. Si no se dispone de los valores medidos reales, se puede utilizar la correlación desarrollada para el petróleo crudo que contiene gases disueltos, pero en el mejor de los casos sólo se dan valores aproximados. Dado que la densidad de los gases puros depende de la presión y la temperatura, para el petróleo crudo saturado con gases, la densidad en la zona de mezcla debe especificarse en función de la presión y la composición de la zona de mezcla.
