6.3.3.1 Chemical Methods
Chemical methods include polymer flooding, surfactant (micellar or polymer and microemulsion) flooding, and alkaline flood processes. Polymer flooding (Polymer augmented waterflooding) è il waterflooding in cui i polimeri organici vengono iniettati con l’acqua per migliorare l’efficienza di sweep orizzontale e verticale. Il processo è concettualmente semplice e poco costoso, e il suo uso commerciale è in aumento nonostante relativamente piccolo potenziale di produzione incrementale di petrolio. L’allagamento del tensioattivo è complesso e richiede test di laboratorio dettagliati per supportare la progettazione del progetto sul campo. Come dimostrato dai test sul campo, ha un eccellente potenziale per migliorare il recupero di olio a bassa viscosità a moderata viscosità. L’allagamento del tensioattivo è costoso ed è stato utilizzato in pochi progetti su larga scala. Le inondazioni alcaline sono state utilizzate solo in quei serbatoi contenenti tipi specifici di oli grezzi ad alto numero di acidi.
L’inondazione di microemulsione (inondazione micellare / emulsione) si riferisce a un processo di iniezione di fluido in cui una soluzione stabile di olio, acqua e uno o più tensioattivi insieme ad elettroliti di sali viene iniettata nella formazione e viene spostata da una soluzione tampone di mobilità (Reed e Healy, 1977; Dreher e Gogarty, 1979). L’iniezione di acqua a sua volta sposta il tampone di mobilità. A seconda dell’ambiente del serbatoio, un pre-flood può o non può essere utilizzato. La microemulsione è la chiave del processo. L’olio e l’acqua vengono spostati davanti alla lumaca di microemulsione e si sviluppa una banca di olio e acqua stabilizzata. Il meccanismo di spostamento è lo stesso in condizioni di recupero secondario e terziario. Nel caso secondario, l’acqua è il fluido prodotto primario fino a quando la banca dell’olio raggiunge il pozzo.
L’idroflooding convenzionale può spesso essere migliorato con l’aggiunta di polimeri (flooding polimerico) all’acqua di iniezione per migliorare il rapporto di mobilità tra i fluidi iniettati e sul posto. La soluzione polimerica influisce sulle portate relative di olio e acqua e spazza una frazione maggiore del serbatoio rispetto alla sola acqua, contattando così più olio e spostandolo nei pozzi di produzione. I polimeri attualmente in uso sono prodotti sia sinteticamente (poliacrilammidi) che biologicamente (polisaccaridi). I polimeri possono anche essere reticolati in situ per formare fluidi altamente viscosi che devieranno l’acqua successivamente iniettata in diversi strati di serbatoio.
L’allagamento dei polimeri ha la sua massima utilità in serbatoi eterogenei e in quelli che contengono oli moderatamente viscosi. I serbatoi di petrolio con rapporti di mobilità del flusso idrico avversi hanno un potenziale per un maggiore recupero dell’olio attraverso una migliore efficienza di spazzata orizzontale. Serbatoi eterogenei possono rispondere favorevolmente come risultato di una migliore efficienza di spazzata verticale. Poiché l’efficienza microscopica di spostamento non è colpita, l’aumento nel recupero sopra waterflood probabilmente sarà modesto e limitato nella misura in cui l’efficienza di spazzata è migliorata, ma il costo incrementale è inoltre moderato. Attualmente, l’allagamento di polimeri viene utilizzato in un numero significativo di progetti sul campo commerciale. Il processo può essere utilizzato per recuperare oli di viscosità superiore a quelli per i quali potrebbe essere considerato un diluvio tensioattivo.
Il tensioattivo flooding è un processo a più lumache che comporta l’aggiunta di sostanze chimiche tensioattive all’acqua. Queste sostanze chimiche riducono le forze capillari che intrappolano l’olio nei pori della roccia. La lumaca tensioattivo sposta la maggior parte dell’olio dal volume serbatoio contattato, formando una banca olio–acqua che scorre che si propaga davanti alla lumaca tensioattivo. I principali fattori che influenzano il design delle lumache tensioattive sono le proprietà interfacciali, la mobilità delle lumache in relazione alla mobilità della banca olio–acqua, la persistenza di proprietà accettabili delle lumache e l’integrità delle lumache nel serbatoio.
L’inondazione alcalina aggiunge sostanze chimiche alcaline inorganiche, come idrossido di sodio, carbonato di sodio o ortosilicato di sodio, all’acqua per migliorare il recupero dell’olio mediante uno o più dei seguenti meccanismi: riduzione della tensione interfacciale, emulsificazione spontanea o alterazione della bagnabilità (Morrow, 1996). Questi meccanismi si basano sulla formazione in situ di tensioattivi durante la neutralizzazione degli acidi petroliferi nel petrolio greggio da parte delle sostanze chimiche alcaline nei fluidi di spostamento. Sebbene l’emulsionificazione nei processi alcalini di inondazione diminuisca la mobilità fluida dell’iniezione ad una certa misura, l’emulsionificazione da sola non può fornire l’efficienza di spazzata adeguata. A volte il polimero è incluso come prodotto chimico ausiliario di controllo di mobilità in un waterflood alcalino per aumentare tutti i miglioramenti di rapporto di mobilità dovuto le emulsioni alcaline-generate.
Lo spostamento del fluido miscibile (miscibile displacement) è un processo di spostamento dell’olio in cui un alcool, un idrocarburo raffinato, un gas di petrolio condensato, anidride carbonica, gas naturale liquefatto o anche gas di scarico viene iniettato in un serbatoio di olio, a livelli di pressione tali che il gas iniettato o l’alcool e l’olio del serbatoio
Le procedure per lo spostamento miscibile sono le stesse in ogni caso e comportano l’iniezione di una lumaca di solvente miscibile con l’olio del serbatoio seguita dall’iniezione di un liquido o di un gas per spazzare via il solvente rimanente. Si deve riconoscere che la lumaca miscibile del solvente si arricchisce di olio mentre passa attraverso il serbatoio e la sua composizione cambia, riducendo così l’efficace azione di lavaggio. Tuttavia, i cambiamenti nella composizione del fluido possono anche portare alla deposizione di cera e alla deposizione di costituenti di asfaltene. Pertanto, si consiglia cautela.
Altri parametri che influenzano il processo di spostamento miscibile sono la lunghezza del serbatoio, la velocità di iniezione, la porosità e la permeabilità della matrice del serbatoio, la dimensione e il rapporto di mobilità delle fasi miscibili, gli effetti gravitazionali e le reazioni chimiche. Le inondazioni miscibili che utilizzano anidride carbonica, azoto o idrocarburi come solventi miscibili hanno il loro maggiore potenziale per il recupero migliorato di oli a bassa viscosità. Le inondazioni commerciali di idrocarburi miscibili sono state operate dagli 1950, ma le inondazioni di biossido di carbonio miscibili su larga scala sono relativamente recenti e dovrebbero dare il contributo più significativo alla ripresa migliorata del miscibile in futuro.
L’anidride carbonica è in grado di spostare molti oli grezzi, consentendo così il recupero della maggior parte dell’olio dalla roccia del serbatoio che viene contattata (anidride carbonica-inondazione miscibile). L’anidride carbonica non è inizialmente miscibile con l’olio. Tuttavia, poiché l’anidride carbonica entra in contatto con il petrolio greggio in situ, estrae alcuni dei costituenti idrocarburici del petrolio greggio nell’anidride carbonica e l’anidride carbonica viene anche disciolta nell’olio. La miscibilità si ottiene sul fronte di spostamento quando non esistono interfacce tra la miscela di anidride carbonica arricchita di idrocarburi e l’olio arricchito di anidride carbonica. Pertanto, mediante un processo dinamico (a contatto multiplo) che coinvolge il trasferimento di massa interfase, lo spostamento miscibile supera le forze capillari che altrimenti intrappolano l’olio nei pori della roccia.
In alcune applicazioni, in particolare nei serbatoi di carbonato (calcare, dolomite e selce/quarzo a grana fine) dove è probabile che venga utilizzato più frequentemente, l’anidride carbonica può rompersi prematuramente fino a produrre pozzi. Quando ciò si verifica, può essere intrapresa un’azione correttiva utilizzando controlli meccanici nei pozzi di iniezione e produzione per ridurre la produzione di anidride carbonica. Tuttavia, la produzione sostanziale di anidride carbonica è considerata normale. Generalmente questa anidride carbonica prodotta viene reiniettata, spesso dopo la lavorazione per recuperare preziosi idrocarburi leggeri.
Per alcuni serbatoi, la miscibilità tra l’anidride carbonica e l’olio non può essere raggiunta e dipende dalle proprietà dell’olio. Tuttavia, l’anidride carbonica può ancora essere utilizzata per recuperare olio aggiuntivo. L’anidride carbonica gonfia gli oli grezzi, aumentando così il volume dello spazio dei pori occupato dall’olio e riducendo la quantità di olio intrappolato nei pori. Riduce anche la viscosità dell’olio. Entrambi gli effetti migliorano la mobilità dell’olio. Le inondazioni immiscibili di biossido di carbonio sono state dimostrate sia in progetti pilota che commerciali, ma nel complesso si prevede che apporteranno un contributo relativamente modesto all’EOR.
La soluzione GOR per il petrolio greggio gassato deve essere misurata in modo normale e tracciata come GOR in volume per volume rispetto alla pressione. Maggiore è la solubilità dell’anidride carbonica nell’olio, maggiore è l’aumento della soluzione GOR. In effetti, l’aumento del GOR di solito è parallelo all’aumento del fattore di volume di formazione dell’olio a causa del gonfiore. Va notato che il gas in qualsiasi esperimento GOR non è anidride carbonica ma contiene idrocarburi che si sono vaporizzati dalla fase liquida. Di conseguenza, sia che il GOR sia misurato in una cella pressione-volume-temperatura o da un esperimento a tubo sottile, è necessario eseguire un’analisi compositiva per ottenere la composizione del gas e quella della fase liquida di equilibrio. Se non sono disponibili valori misurati effettivi, è possibile utilizzare la correlazione sviluppata per il petrolio greggio contenente gas disciolti, ma fornire solo valori approssimativi nella migliore delle ipotesi. Poiché la densità dei gas puri è funzione della pressione e della temperatura, per il petrolio greggio saturo di gas, la densità nella zona di miscelazione deve essere specificata in funzione della pressione e della composizione della zona di miscelazione.
