NUEVAS TEGNOLOGIAS EN LOS PROCESOS DE DESPLAZAMIENTO PARA YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS

INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)

El CO2 es inyectado a unas condiciones de presión y temperatura que hacen que éste sea miscible con el petróleo. Causando primero y principalmente, una disminución de la viscosidad del petróleo, permitiéndole fluir más fácilmente a través del reservorio (Holm y Josendal 1974; Archer Wall 1992). Segundo, la inyección de CO2 (y agua) dentro de un campo incrementa el gradiente de presión entre los pozos inyectores y productores, ocasionando que el petróleo sea empujado hacia afuera más rápidamente (Archer y Wall 1992).

En los procesos de inyección continua o cíclica de CO2, éste es inyectado a condiciones donde él es miscible con el petróleo. Aunque inmiscible, una cantidad finita de CO2 todavía se disuelve dentro del petróleo, por lo tanto este proceso también reduce la viscosidad del crudo. Sin embargo, el mecanismo primario para la inyección de CO2 cíclico es fundamentado en un incremento del volumen o barrido del petróleo que causa que éste sea forzado a salir del poro. (Monger, 1991).

Algunos de los modelos más recientes de Inyección de CO2 dentro del subsuelo han implicado la suposición que el CO2 reacciona solo con el petróleo y que el agua del sistema de la roca no es afectado (Archer y Wall 1992). A pesar, tasas de producción de una temprana inyección de CO2 proyectan sufrimientos de corrosión y escamaciones de las bombas y otros equipos. (Patterson 1979). Fue entonces concluido que la inyección de CO2 ha causado disolución de minerales carbonatados en el subsuelo y la precipitación de calcita ocurrida a medida que la presión va decayendo durante la producción. El sistema agua-roca-petróleo- CO2 son claramente no inertes (Existe desarrollo de reacciones químicas).

El dióxido de carbono debido a su baja temperatura crítica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta el C30. Como resultado, la invasión con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad mucho más bajas que las requeridas en procesos con gas vaporizante.

El CO2también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto que es muy importante en crudos pesados) y causa su hinchamiento. Se han propuesto varios esquemas de inyección con CO2 y, a menos que la permeabilidad del yacimiento al agua sea muy baja, un esquema recomendable es la inyección de un tapón de CO2 de 5% de VP, seguido por agua (de la forma WAG), hasta que  cerca del 20% de CO2 se haya inyectado.

El dióxido de carbono (CO2) se ha usado como método de recobro mejorado por más de cincuenta y cinco años. Datos experimentales y de campo han mostrado los procesos para trabajar, con incrementos de recobro siendo tan altos como 22 por ciento del petróleo original en sitio. (Brock y Bryan 1989). Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO2. En un tipo, el CO2 es inyectado en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo largamente por medios de recobro primario y el petróleo y el CO2 son barridos a lo largo de un frente hacia los pozos productores. En este proceso, el agua es usualmente inyectada alternativamente con el CO2 (Gas Alternado con Agua o WAG), con ello se evita tener dos problemas comunes asociados con la inyección continua de dióxido de carbono: Una saliente viscosa del CO2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. Ambos factores reducen la eficiencia de barrido del CO2 a través de los canales de flujo del reservorio. El otro método de recobro es el proceso Huff and Puff (Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro del pozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde, el CO2 y el petróleo son producidos de vuelta por el mismo pozo. El ciclo de producción e inyección es generalmente repetido dos a tres veces. La cantidad de incremento del petróleo recuperable de cada sucesivo tratamiento generalmente declina del realizado previamente, hasta que este ya no es viable económicamente para inyectar más CO2.

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LA PRESIÓN DE MÍNIMA MISCIBILIDAD ES VITAL Y SE HALLA POR TRES MÉTODOS (BÁSICOS):
  • Burbuja ascendente

Se inyecta una burbuja de gas desde el fondo de una celda y se observa cualitativamente si ésta llega al tope.

  • Slim Tube

Se simula lo que se hace al inyectar gas en el yacimiento. Estos experimentos de flujos usualmente constituyen la mejor técnica para determinar la miscibilidad (entre CO2 y Petróleo). El aparato típico consiste de 40 pies (ft) de un tubo de acero inoxidable de serpentín empacado con un tamiz o malla de arena. Para cada prueba, el empaque de arena es saturado con petróleo y llevado a la temperatura y presión deseada. El CO2 es inyectado a una velocidad no mayor de 40 ft/día hasta que 70 por ciento (%) del volumen poroso es desplazado. Después de esto, la velocidad es doblada. El efluente del Slim Tube fluye a través de un tubo de vidrio de alta presión, ahí se ve si hay una o dos fases saliendo. Para determinar si la miscibilidad ha sido logrado se procede a realizar una gráfica. El petróleo recuperado es aquel obtenido después de la inyección de 1,2 veces el volumen poroso. Un rompimiento pronunciado de la curva de recobro muestra que el desplazamiento inmiscible ha cambiado a uno miscible. Los recobros son usualmente del 90 al 95 % en la región miscible (Orr.1981).

  • Diagramas Ternarios

Se realiza mediante ecuaciones de estado ajustadas. El diagrama ternario representa el comportamiento de fases de una mezcla de tres componentes.

Para la estimulación de la producción, el proceso de inyección de CO2 inmiscible o miscible sirve para incrementar el flujo de petróleo hacia el pozo, ya que la movilidad del petróleo se mejora.

FUNDAMENTOS DE LA TECNOLOGÍA

El CO2 se usa como solvente que se mezcla completamente con el petróleo residual para superar las fuerzas capilares e incrementar la movilidad del petróleo. La eficiencia del desplazamiento es cerca del 100% donde el solvente contacta el petróleo y la miscibilidad ocurre.

Un suficiente suplemento de un solvente particular tiene un impacto económico, en Canadá por ejemplo, por la abundancia del gas natural se usa éste como primera opción, mientras que en los Estados Unidos por las grandes reservas de CO2 en los estados del oeste, han sido aprovechadas para el recobro mejorado en los campos de la cuenca Permian al oeste de Texas.

El dióxido de carbono es un caso especial de recobro miscible a alta presión. Este gas es altamente soluble en el crudo, expandiendo el petróleo y reduciendo su viscosidad, mientras simultáneamente extrae los hidrocarburos livianos por vaporización. El frente desplazante de gas, enriquecido por hidrocarburos vaporizados a través de múltiples contactos, forma un tapón miscible tan largo como la presión de mínima miscibilidad (MMP) es mantenida. Ya que el CO2 puede extraer componentes más pesados, este es miscible con crudos teniendo pocos componentes de C 2 -C 6. El dióxido de carbono tiene un menor MMP que el gas natural, nitrógeno o gas de combustión y por lo tanto puede ser aplicado en pozos más someros (yacimientos que poseen una menor presión).

El mayor problema con los flujos de gas miscibles para el EOR es la razón de movilidades adversas causadas por las bajas viscosidades típicas del gas inyectado en comparación con el petróleo, quizás por medio de uno o dos órdenes de magnitud. El resultado es un inestable frente entre el gas y el petróleo, el cual permite que se formen y propaguen a través del fluido desplazado adedamientos viscosos, dejando mucho de los hidrocarburos aislados. Actualmente, los medios primarios para atacar estos problemas es la técnica alternada de gas y agua. En este proceso, el agua y el CO2 son alternadas, El proceso WAG pretende el virtual decrecimiento de la movilidad del CO2, manteniendo la presión y salvando costos operativos por medio de la substitución de agua menos costosa.

USOS DEL DIÓXIDO DE CARBONO

La muy alta solubilidad del dióxido de carbono en el petróleo y en menor grado en el agua permite:
  1. Una larga reducción en la viscosidad del petróleo y un pequeño incremento en la viscosidad del agua.
  2. Expansión del petróleo en un rango del 10 al 20 por ciento (%), dependiendo sobre su tipo de composición y presión de saturación.
  3. Reducción en la densidad del petróleo. Esto disminuye el efecto de la segregación gravitacional durante la inyección de CO2 gaseoso.
  4. Una reducción de la tensión interfacial. Con CO2 en el estado gaseoso a una presión suficientemente alta donde la miscibilidad con el petróleo pueda ser lograda.
  5. Acción química sobre las rocas carbonáticas o lutíticas.

DESVENTAJAS DE LA INYECCIÓN DE CO2

La inyección de CO2 dentro de la zona de petróleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petróleo. El aumento del gas, (Gas Oil- Rate “GOR” o RGP) mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petróleo rutinariamente causa la precipitación de asfaltenos. (Monger y Trujillo 1987). Experimentalmente se determinó que la cantidad de depósitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una función de la cantidad de asfaltenos disueltos en el petróleo inicialmente. La inyección de CO2 mezclado con petróleo conduce a la deposición de componentes de peso molecular más altos que la inyección de hidrocarburos solamente. El sitio de la deposición de asfaltenos es específico mineralógicamente con los minerales de arcilla y calcita a través de las capas orgánicas.

Una de las consecuencias mayores de la inyección de CO2 dentro de las zonas de petróleo en las rocas, es que los granos se convierten recubiertos con cubiertas bituminosas. Esto puede servir para aislar los granos de minerales de los fluidos reactivos así como a su vez resulta en que la roca empiece a incrementar su mojabilidad al petróleo a medida que la inyección de CO2 procede.

Existen numerosos aspectos acerca de la inyección de largas cantidades de CO2 dentro del subsuelo. Entre ellos se destaca que la inyección de CO2 dentro de un acuífero salino puede resultar en la precipitación de minerales. La razón para este proceso es que el agua salina típicamente contiene calcio acuoso, entonces el añadir CO2 puede conducir a la precipitación de calcita mediante la reacción del tipo: CO2

También el CO2 inyectado puede reaccionar más allá con los minerales de calcio en el subsuelo:

CO2 + H2 O + CaAl2Si2O8 (Anortita) ⇒ Al2 Si2 O5 (OH) 4 (Caolinita) +CaCO3 (Calcita)

La caolinita generada es una partícula discreta de arcilla que reduce la porosidad y permeabilidad ligeramente.

A pesar de éstos factores adversos, la disolución de CO2 dentro del agua del acuífero puede conducir a la formación de soluciones ácidas del tipo:

CO2 (aq) +2H2O HCO3-+ H+(aq)

CaCO3 + 2H+(aq) Ca 2+(aq) + HCO3-

Tales soluciones ácidas son capaces de causar la disolución de los minerales carbonáticos (o cualquier mineral). Los efectos de la inyección con salmuera más CO2 muestran que la disolución de cementos de carbonatos ocurren directamente como un resultado de la adición de CO2, mediciones de análisis de rocas, revelan que las rocas pueden derivar mayores permeabilidades después de la inyección de CO2 a través de pequeños cambios en la porosidad donde el petróleo residual observado es bajado. El desarrollo de un sistema dual de porosidad tiene potencialmente una gran significancia por la manera que el CO2 podría moverse en el yacimiento (Caso para las areniscas del Mar del Norte cementadas con carbonatos). Dependiendo sobre las condiciones de la inyección de CO2 se puede teóricamente conducir ya sea a la precipitación o disolución de minerales. Actualmente inyectar CO2 dentro del subsuelo no tiene una garantía de éxito o un modelo exacto que represente su comportamiento en la formación.

MECANISMOS QUE OPERAN

  • Generación de Miscibilidad
  • Barrido del crudo
  • Disminución de la viscosidad del petróleo
  • Reducción de la tensión interfacial entre el petróleo y la fase de CO2- petróleo en la región miscible cercana.

INYECCIÓN DE GAS ENRRIQUECIDO O EMPUJE CON GAS CONDENSANTE

En este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano (10-20% VP), empujado por un gas pobre y agua. A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo. Esto produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto con el hidrocarburo.Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.

El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de diseño.

El aspecto negativo de este proceso es que si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

La inyección continua de gas enriquecido y la remoción de las fracciones livianas alrededor del pozo forman una zona rica en C2 y C4. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, esta banda de petróleo enriquecido se vuelva miscible con aquel, desplazando al petróleo que va adelante. Con excepción del propano líquido, que es miscible en el primer contacto con el petróleo del yacimiento, este proceso requiere de múltiples contactos entre el petróleo y el gas enriquecido para que se pueda desarrollar ese tapón miscible in situ. A pesar que el costo del material del tapón  es menor que el del tapón de propano, la presión de operación del proceso es mucho más alta que para el proceso de LPG: en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.

VENTAJAS

  • El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo residual contactado.
  • La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.
  • El proceso es más económico que el de tapón de propano.
  • Se desarrolla la miscibilidad a una presión menos que en el empuje con gas pobre.
  • El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de diseño.

DESVENTAJAS

  • Tiene una pobre eficiencia.
  • Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad.
  • El costo del gas es alto.
  • La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

COMPONENTES BÁSICOS DEL SISTEMA ASP

Debido a que la inyección ASP mejora el desplazamiento del crudo a través de diferentes mecanismos (reducción de la tensión interfacial, emulsificación, adsorción) producidos por los componentes que contiene, resulta imperativo dar a conocer las definiciones de cada uno de ellos, lo que permitirá una mayor comprensión del sistema.

ÁLCALIS

Los álcalis se definen como cada uno de los óxidos, hidróxidos o carbonatos de los metales alcalinos (litio, sodio, potasio y rubidio).

Químicamente, los álcalis son una solución de una base en agua o simplemente una sustancia que produce iones hidróxido, OH- al disolverse en agua.

Un ejemplo claro es el hidróxido potásico, de fórmula KOH:

KOH Þ OH- + K+ (en disolución acuosa)

Álcalis más comunes

  • Hidróxido de Potasio (KOH).
  • Hidróxido de Sodio (NaOH)
  • Carbonato de Calcio (CaCO3).
  • Bicarbonato de Calcio (Ca(HCO3)2).
  • Silicato de Sodio ( Na2SiO3).

En el proceso ASP se usan con frecuencia los álcalis débiles, como el carbonato y el bicarbonato de sodio por permitir una menor adsorción de los demás componentes.

SURFACTANTE

Surfactante es un término que normalmente se utiliza para designar en forma abreviada los compuestos con actividad interfacial. Químicamente, los surfactantes se caracterizan por tener una estructura molecular que contiene un grupo que posee poca atracción o antipatía por el solvente, conocido como grupo liofóbico, junto a otro que tiene fuerte atracción o apetencia por el solvente, llamado grupo liofílico. Si el solvente es el agua, estos grupos se conocen como las porciones hidrófobas o hidrofílicas del surfactante.

Sin título.pngEjemplos de Surfactantes

POLÍMERO

Los polímeros son sustancias de alto peso molecular (10000 g./mg o mayor), formados por macromoléculas (generalmente orgánicos) que están constituidas por pequeñas moléculas (monómeros) unidas mediante enlaces covalentes, de forma repetitiva. Estas pequeñas moléculas pueden estar enlazadas de forma lineal, ramificada, tipo injerto, en bloque y al azar.

Las reacciones por las cuales se unen los monómeros entre sí se llaman reacciones de polimerización, definida como un proceso químico por el cual mediante calor, luz o un catalizador se unen varias moléculas de un compuesto generalmente de carácter no saturado llamado monómero para formar una cadena de múltiples eslabones, moléculas de elevado peso molecular y de propiedades distintas llamadas polímeros.

Sin título.pngMolécula de Polímero 

Por lo general, las soluciones acuosas de los polímeros solubles en agua muestran comportamiento pseudoplástico. Esto significa que la viscosidad disminuye al aumentar la velocidad de cizallamiento.

 

DESCRIPCIÓN LAS INTERACCIONES ENTRE LOS COMPONENTES BÁSICOS DEL SISTEMA ASP

Las sustancias químicas como el álcali, el surfactante y el polímero son los principales componentes de cualquier proceso de inyección química. Cuando se pretende inyectar al yacimiento las tres sustancias en un mismo tapón (en inglés “slug”) es necesario conocer, comprender y anticipar las interacciones que ocurren entre ellos, así como con el sistema petróleo – salmuera – roca, debido a que las mismas influyen en el resultado final de las pruebas de campo. Además, permitiría entender como cada químico contribuye en la recuperación mejorada de petróleo, con lo que se lograría optimizar el diseño de flujo y el desempeño en el recobro de petróleo.

Como el objetivo principal de estos químicos en el proceso ASP es disminuir la tensión interfacial entre el agua y el petróleo e incrementar la viscosidad del agua para mejorar el radio de movilidad, por lo tanto, se estudiarán las interacciones específicas entre ellos en base a cómo influyen en la tensión interfacial, la viscosidad y en el desplazamiento de fases.

Interacciones del álcali, surfactante y polímero.

La mezcla ASP es una solución formada por una combinación de álcali, surfactante y polímero diluidos en agua, los cuales son compatibles primordialmente a bajas concentraciones. Al unirse estos químicos ocurren interacciones entre ellos debido a las propiedades o funciones individuales de cada uno, mostrando así un buen desempeño al momento de aplicarse al yacimiento.

El tapón ASP básicamente estará compuesto por cierta concentración en peso (p/p) de álcali que al ser mezclado con la del surfactante y el polímero – concentraciones determinadas por estudios de laboratorio –, este actuará como una capa protectora sobre las moléculas de ambos compuestos, lográndose que al momento de que la mezcla contacte al yacimiento se disminuya la adsorción del surfactante y del polímero.

Esta disminución ocurre por la razón principal del que el álcali al modificar la superficie mineral de la roca, cargándola negativamente (ya que esta es una sustancia que produce iones hidróxido, OH-) será en parte consumido permitiendo que los demás cumplan su función, es decir puede actuar como un agente de sacrifico para proteger al surfactante  y al polímero de los iones divalentes presentes en la salmuera y en la superficie de la roca.

El surfactante, mejora las propiedades interfaciales del álcali, asimismo, el sinergismo de los agentes químicos puede mejorar las condiciones entre las fases agua – petróleo para lograr disminuir la tensión interfacial, aumentando la zona de baja TIF. Este, al mismo tiempo, protege al álcali de la salinidad del agua de formación ya que logra aumentar la tolerancia del álcali por medio del aumento de la salinidad requerida de la solución con respecto a la del agua de formación. En presencia del polímero puede forma agregados entre sí, a una concentración menor a la CMC.

El polímero, por su parte, cambia las propiedades de la solución, aumentando la viscosidad de la misma, la cual puede permanecer constante a lo largo del proceso, siempre y cuando las propiedades reológicas del mismo no sean modificada, tal es el caso del surfactante a concentraciones mayores a la CMC que modifica las características reológicas de la solución al máximo, es decir se pueden observar aumentos o disminuciones consecutivas de la viscosidad del polímero, porque se pueden formar estructuras del tipo gel.

Ocurre, que al estar en contacto con el surfactante sus moléculas hidrofóbicas son saturadas por las moléculas del surfactante que forma micelas alrededor de este, obstaculizando a los grupos hidrofóbicos de asociarse a otros. Este logra mejorar las propiedades del surfactante y viceversa (sinergismo) y también logra características que ni él, ni el surfactante producirían solos.

Existen ciertos polímeros que tienen pequeñas cantidades de surfactante que al mezclarse con el álcali y el surfactante disminuye notablemente tanto la TIF entre las fases como la difusión del polímero y la transferencia de masa entre las fases agua – petróleo afectando el fenómeno de adsorción.

PROCESO DE INYECCIÓN ASP

La inyección ASP es una técnica de recuperación mejorada de petróleo producto de una modificación de la inyección alcalina, debido a que ésta resultaba en un bajo recobro de petróleo a causa de la pérdida o consumo del álcali por las diversas reacciones químicas con el sistema roca – salmuera – petróleo, por el bajo valor ácido del crudo y por la carencia de un control en la movilidad. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de álcali, de surfactante y de las soluciones poliméricas.

Está diseñada para ser aplicada después de una recuperación por inyección de agua, con el propósito de reducir la Sor especialmente en los yacimientos de petróleo con un alto valor ácido (>0,2 KOH/g); sin embargo, mediante pruebas de laboratorio y de campo han demostrado que esta técnica puede ser aplicada en cualquier momento de la vida útil del yacimiento e inclusive en algunos casos en crudos con un bajo valor ácido, siempre que la concentración del surfactante sea alta. Para llevar a cabo el proceso, se requiere de valores óptimos de las diversas variables involucradas (tapón, tamaño, concentraciones de los agentes químicos, etc.) para lograr el máximo recobro de petróleo en los yacimientos heterogéneo multifásicos sujetos a dicho proceso.

El valor óptimo del tapón se obtiene de acuerdo al volumen poroso del yacimiento y su porcentaje es basado en el volumen de poros del área barrida. En cuanto a las concentraciones químicas se calculan mediante pruebas de laboratorio, donde las del álcali y del surfactante se basa en la totalidad de la fase petróleo y las del polímero con referencia a la totalidad de la fase agua, ya que en el proceso este es insoluble en la fase petróleo.

Es muy importante, estudiar el diseño de fluido, la compatibilidad roca – fluido y la inyección lineal y radial en muestras de núcleo. Estas, generalmente, se hacen de 6 a 9 meses, para luego ejecutarlo en campo donde se incluye la mezcla e inyección de químico (para la mezcla se requiere de ciertas instalaciones de superficie), cuantificación y monitoreo de los fluidos y químicos producidos, entre otros.

En el proceso se usa la mezcla de los agentes químicos a bajas concentraciones, aunque todo depende de las condiciones del yacimiento. Generalmente, son:
  • Álcali de 1 a 2 %p/p.
  • Surfactante de 0,1 a 0,4 %p/p.
  • Polímeros de 800 a 1400 ppm.

Este proceso comprende una sucesión de tapones, combinados o individual. Mediante las diversas pruebas que han realizado en diversos campos petroleros han determinado que la composición y secuencia de los tapones juegan un papel muy importante en la movilización y recobro del petróleo residual. Idealmente se desplazará en flujo tipo pistón, donde cada nuevo fluido debe empujar el fluido que antecede.

El proceso se inicia con la inyección de un tapón de agua, de baja salinidad, para acondicionar el yacimiento. Este tapón, compuesto normalmente por cloruro de sodio (NaCl) o ácido clorhídrico (HCL), producirá un buffer compatible entre el yacimiento y las soluciones químicas, desplazando la salmuera de la formación que, generalmente, contiene iones de potasio (K), sodio (Na) y Calcio (Ca); disminuyendo la posibilidad de que estos afecten la acción de los agentes químicos. Con ello, se evitará las precipitaciones indeseables como es el caso de la precipitación de álcali que origina taponamiento en los poros; también minimizará la posibilidad de que el surfactante sea adsorbido en la roca. Con este acondicionamiento se logrará obtener la salinidad denominada salinidad óptima en la que los valores de la TIF son bajos y se maximice el recobro de petróleo.

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Factores que afectan el proceso ASP

El proceso ASP debe alcanzar tres metas principales:
  • Propagación de los agentes químicos.
  • Mínima retención del químico inyectado
  • Barrido completo del área de interés.

Sin título.pngEsquema de la Inyección ASP.

Estas pueden ser afectadas por dos factores principales:
  • Selección del tipo de químico, concentración de cada uno y el tamaño del tapón.
  • Propiedades de las rocas y los fluidos.

Factores a considerar para aplicar ASP

  • Saturación residual de petróleo (Sor)

Según estudios realizados, para aplicar la inyección ASP se debe tener en el yacimiento por lo mínimo un 35% del VP como saturación residual de petróleo.

Este valor, debe estar relacionado con la posibilidad de que los químicos puedan remover el crudo económicamente rentable. Indicando, que es imperativo realizar pruebas de núcleo. Es importante, además, la presencia de crudo móvil para que ayude a formar el banco de petróleo.

  • Porosidad

Las formaciones del subsuelo pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sales, anhidritas y yesos) pueden tener porosidad cero, para todos los efectos prácticos. En cambio, las areniscas bien consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor a 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.

Puede aplicarse, tanto en yacimientos de areniscas como en carbonatos, en este último antes de aplicarse debe de inyectarse un tapón de agua (salmuera suave) al inicio y al final de la inyección.

  • Permeabilidad (K)

En la inyección ASP, se encontró que permeabilidades menores a 25 md no permitirán el flujo de fluidos eficiente. Además, indican a través de diversos estudios, que se debe considerar principalmente la tasa de inyectividad y el espaciamiento entre pozo el cual está relacionado con la permeabilidad.

  • Temperatura del yacimiento (Ty)

Para el proceso ASP, se considera como temperatura mínima 230 ºF (110 ºC), aunque se debe tener en cuenta que las altas temperaturas pueden afectar los mecanismos de desplazamiento del proceso, como es el caso de la reducción de la TIF.
Para surfactantes iónicos, la CMC en solución agua – alcohol primero decrece y luego vuelve a crecer con la temperatura. Debido a dos efectos, de un lado un aumento de temperatura produce reducción de hidratación del grupo hidrofílico. Por otra parte, un aumento de temperatura produce una desorganización creciente de las moléculas de agua que se encuentran cerca del grupo no polar, como consecuencia el desajuste agua – grupo no polar decrece, o en otros términos la compatibilidad aumenta, lo que desfavorece la formación de la micela (CMC aumenta).

También, afecta a los polímeros, donde un aumento de temperatura origina una disminución en la viscosidad, además puede ocasionar la degradación de la cadena polimérica y por ende una disminución en la viscosidad.

  • Espesor de arena neta (EAN)

Si se tiene un espesor delgado (<20 pies) este no representará un factor que afecte el proceso, siempre que, como ya se ha mencionado, se tenga un volumen de crudo económicamente extraíble para que el proyecto sea rentable.

Espero que la información sea de mucha ayuda, GRACIAS.!

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