Llegó el momento para la tecnología EOR?

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1 Llegó el momento para la tecnología EOR? Rifaat Al-Mjeni Shell Technology Oman Muscat, Omán Shyam Arora Pradeep Cherukupalli John van Wunnik Petroleum Development Oman Muscat, Omán John Edwards Muscat, Omán Betty Jean Felber Consultor Sand Springs, Oklahoma, EUA Omer Gurpinar Denver, Colorado, EUA George J. Hirasaki Clarence A. Miller Universidad de Rice Houston, Texas, EUA Cuong Jackson Houston, Texas Morten R. Kristensen Abingdon, Inglaterra Frank Lim Anadarko Petroleum Corporation The Woodlands, Texas Raghu Ramamoorthy Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Invierno 2010/2011: 22, no. 4. Copyright 2011 Schlumberger. CHDT, CMR-Plus, Dielectric Scanner, ECLIPSE, FMI, MDT, MicroPilot y Sensa son marcas de Schlumberger. Durante veinte años, un amplio sector de la industria de E&P se apartó del término recuperación asistida de petróleo. Sin embargo, en ese lapso, los éxitos registrados con el método de inyección de vapor y dióxido de carbono continuaron. La disminución de la producción en los campos en proceso de maduración reavivó el interés en las técnicas de recuperación asistida en muchos lugares del mundo. El mejoramiento de las tecnologías para el conocimiento de los yacimientos y el acceso a éstos incrementó las posibilidades de éxito de la implementación de la tecnología EOR. Una fuente atractivamente grande de petróleo adicional yace al alcance de la infraestructura de campos petroleros existente. Las compañías operadoras saben dónde se encuentra, y tienen una buena idea de su volumen. Este recurso es el petróleo que permanece en los yacimientos una vez que los métodos tradicionales de recuperación, tales como los procesos de producción primaria e inyección de agua, alcanzan sus límites económicos. El porcentaje de petróleo original remanente varía entre un campo y otro, pero un estudio de 10 regiones productoras de petróleo de EUA descubrió que aproximadamente dos tercios del petróleo original en sitio (OOIP) permanecía después de agotados los métodos de recuperación tradicionales. 1 El estudio descubrió además que aproximadamente un 23% del petróleo remanente de esas regiones podía producirse mediante las tecnologías establecidas de inyección de CO 2. Ese recurso técnicamente recuperable de casi millones de m 3 [ millones de bbl] de petróleo podría satisfacer, por sí solo y con las tasas actuales, más de una década de consumo en EUA. El interés en los métodos para recuperar esos recursos se incrementó en los últimos años Hartstein A, Kusskraa V y Godec M: Recovering Stranded Oil Can Substantially Add to U.S. Oil Supplies, Hoja Técnica de Proyectos, Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía de EUA (2006), eor_co2/c_-_10_basin_studies_fact_sheet.pdf (Se accedió el 8 de noviembre de 2010). 2. Para ver una revisión reciente de los métodos de recuperación asistida, consulte: Manrique E, Thomas C, Ravikiran R, Izadi M, Lantz M, Romero J y Alvarado V: EOR: Current Status and Opportunities, artículo SPE , presentado en el Simposio de Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, Tulsa, 24 al 28 de abril de En todo el mundo, el número de campos maduros seguirá creciendo y cada año más campos excederán su pico de producción. Los operadores trabajan para optimizar la recuperación de estos campos, y los avances extraordinarios registrados en los últimos 20 años ayudan a acceder a este recurso remanente. El petróleo pasado por alto puede ser localizado con herramientas avanzadas de adquisición de registros, evaluaciones sísmicas 4D, tecnologías de generación de imágenes entre pozos, métodos de geomodelado 3D y otros sistemas de software de última generación. La industria ha avanzado a pasos agigantados en cuanto a la comprensión de las estructuras sedimentarias clásticas, la petrofísica de los carbonatos para construir modelos, y el conocimiento de la geomecánica de los yacimientos para planificar los trayectos de los pozos. Hoy, la industria puede perforar pozos más complejos y acceder con precisión a objetivos múltiples que contienen petróleo sin explotar. Las terminaciones pueden ser diseñadas para monitorear y controlar mejor los procesos de producción e inyección en el fondo del pozo y para medir las propiedades de los fluidos, tanto en sitio como en la superficie. Para ver los resultados de un estudio bienal de la actividad, consulte: Moritis G: Special Report: EOR/ Heavy Oil Survey: CO 2 Miscible, Steam Dominate Enhanced Oil Recovery Processes, Oil & Gas Journal 108, no. 14 (19 de abril de 2010): Moritis G: EOR Oil Production Up Slightly, Oil & Gas Journal 96, no. 16 (Abril de 1998): 49 77, index/current-issue/oil-gas-journal/volume-96/issue-16.html (Se accedió el 7 de febrero de 2011). 3. Una propuesta planteada ante la SPE en el año 2003 para esclarecer las definiciones no fue implementada. Véase Hite JR, Stosur G, Carnahan NF y Miller K: IOR and EOR: Effective Communication Requires a Definition of Terms, Journal of Petroleum Technology 55, no. 6 (Junio de 2003): Oilfield Review

2 Los químicos necesarios pueden ser diseñados para mejorar la recuperación, y las actividades de investigación de avanzada están analizando la utilización de nanopartículas para movilizar el petróleo remanente. Por otro lado, hoy el mundo tiene mayor conciencia ambiental, lo que plantea la oportunidad de utilizar los yacimientos agotados para el almacenamiento de CO 2 a la vez que se incrementan los factores de recuperación. Los métodos de recuperación de petróleo se denominan de diversas maneras. 3 Uno de los primeros conceptos describía las fases secuenciales de producción, utilizando los términos primaria (agotamiento de la presión, incluido el mecanismo natural de empuje de agua o gas), secundaria (principalmente procesos de inyección de agua o gas, incluido el mantenimiento de la presión) y terciaria (todo lo demás). No obstante, con Volumen 22, no. 4 17

3 Número de proyectos en EUA Datos derivados de estudios del Oil & Gas Journal Químicos Térmicos Gas Año > Historia de los proyectos EOR. El número de proyectos EOR de campo en desarrollo en EUA alcanzó su punto máximo en el año 1986, pero luego declinó a lo largo de casi 20 años. Sin embargo, desde el año 2004 el número de proyectos experimentó un nuevo incremento. En la actualidad, existe un predominio de proyectos EOR con gas miscible (verde), a los que siguen los proyectos térmicos (rosa). En este momento, sólo existen algunos proyectos de inyección de químicos en curso (azul). [Datos de Moritis (1998 y 2010), referencia 2.] ORWIN10-EOR Fig. 1 los avances registrados en materia de modelado de yacimientos, los ingenieros a veces determinaban que la inyección de agua debía tener lugar antes de la declinación de la presión, o que debía utilizarse un método terciario en lugar de un proceso de inyección de agua, o que la recuperación potencial con un método terciario podía perderse debido al daño ocasionado al yacimiento por las actividades previas. Los términos perdieron el sentido original de orden cronológico y hoy los ingenieros a menudo incluyen los métodos conocidos previamente con el nombre de terciarios, como parte del plan de desarrollo de un campo desde el principio. Otra distinción que ha sido difícil de definir es la existente entre recuperación mejorada de petróleo (IOR) que, en esencia, Oilfield tenía la Review misma Winter 10 definición que la de recuperación EOR secundaria Fig. 1 y recuperación asistida de petróleo (EOR), que abarcaba métodos de recuperación más exóticos. A lo largo de los años, algunos procesos EOR resultaron exitosos desde el punto de vista comercial en muchas aplicaciones, y ciertas compañías comenzaron a considerarlos como una forma de IOR. Este proceso de re-rotulado se aceleró después de que muchas compañías recortaran o suspendieran de manera severa la financiación de las actividades de investigación de las técnicas EOR al caer los precios del petróleo, en las décadas de 1980 y Independientemente de los rótulos utilizados, el abanico de actividades aplicadas para incrementar la recuperación de petróleo de los yacimientos es amplio. La inyección de agua es un proceso común y constituye una forma económica de desplazar el petróleo y proveer el soporte de presión. Entre los métodos que mejoran el acceso físico al petróleo se encuentran la perforación de pozos de relleno, la perforación de pozos horizontales, el fracturamiento hidráulico y la instalación de ciertos tipos de equipamientos de terminación de pozos. El control del cumplimiento de las normas mejora la recuperación a través de la obturación de la llegada de agua a las zonas de alta permeabilidad ya sea por medios mecánicos, tales como los dispositivos de control de influjo, o mediante la inyección de fluidos, tales como espumas o polímeros, que taponan esas zonas; estas actividades mejoran la recuperación proveniente de zonas de permeabilidad más baja. Los procesos térmicos son comunes para reducir la viscosidad de los petróleos pesados y movilizar los petróleos livianos. Finalmente, la inyección de químicos y gases de recuperación efectiva tales como CO 2 puede modificar ciertas propiedades físicas del sistema de petróleo crudo-salmuera-roca (COBR). Estos métodos alteran la tensión interfacial (IFT), la movilidad, la viscosidad o la mojabilidad, dilatan el petróleo o modifican la composición de sus fases. El o los métodos EOR específicos aplicados para recuperar petróleo se basan habitualmente en un estudio de ingeniería de cada yacimiento. En la mayoría de los casos, el objetivo es lograr el retorno más económico de la inversión, pero algunas compañías petroleras nacionales se plantean metas diferentes, tales como la maximización de la recuperación final. Los operadores examinan los diversos factores de riesgo, incluido el precio del petróleo, la necesidad de un programa a largo plazo para lograr un retorno satisfactorio de la inversión, inversiones que implican un capital inicial considerable, y el costo de perforar pozos adicionales e implementar proyectos piloto. Muchas técnicas de recuperación de petróleo dependen de las interacciones a escala de poros, que involucran las propiedades de los sistemas COBR. La mayoría de los proyectos comienzan con la selección de los candidatos para los métodos EOR, en función de parámetros de campo tales como temperatura, presión, salinidad y composición del petróleo. 5 Numerosas compañías han establecido criterios de selección para los proyectos EOR, pero como éstos cambian a medida que se introducen nuevas tecnologías, este artículo no presenta ningún conjunto específico de criterios. 6 Las técnicas EOR que pasan la selección inicial se evalúan posteriormente sobre la base de estudios de laboratorio de la roca y los fluidos, y de estudios de simulación que utilizan las propiedades del campo. Si las pruebas de laboratorio arrojan resultados positivos, el operador puede efectuar a continuación pruebas a nivel de campo, que abarcan desde pruebas de un solo pozo hasta pruebas piloto con patrones múltiples. Si los primeros pasos indican la probabilidad de obtención de un resultado económico positivo, se puede proceder a la implementación en todo el campo. La tecnología EOR ha generado incluso niveles de producción significativos después del abandono. La propiedad Pru Fee del campo Midway-Sunset, situado en la cuenca de San Joaquín, en California, EUA, produjo aproximadamente 2,4 millones de bbl [ m 3 ] de petróleo pesado entre el comienzo de la producción, a principios de la década de 1900, y el abandono acaecido en La inyección cíclica de vapor había resultado parcialmente exitosa en términos de incremento de la producción, pero en el momento del abandono la producción de petróleo era inferior a 10 bbl/d [1,6 m 3 /d] en todo el campo. En 1995, el Departamento de Energía (DOE) de EUA seleccionó la propiedad Pru Fee para un proyecto EOR de demostración. Después de que la implementación del método de inyección cíclica de vapor, en varios pozos antiguos emplazados en el centro del sitio, demostrara la obtención de buenos niveles de producción, el equipo a cargo del proyecto agregó 11 productores nuevos, 4 inyectores y 3 pozos de observación de la temperatura, con lo cual se obtuvo producciones oscilantes entre 363 y 381 bbl/d/pozo [57,7 y 60,6 m 3 /d/pozo]. En 1999, la compañía operadora Aera Energy agregó 10 patrones de inyección de vapor. 8 Y para el año 2009, el sitio había producido 4,3 millones de bbl [ m 3 ] adicionales de petróleo después del abandono original. 9 Este artículo describe una amplia gama de métodos de recuperación, pero se centra en las técnicas tradicionalmente consideradas como técnicas de recuperación asistida de petróleo (EOR); y a las que se alude como tales; las que incluyen las técnicas de inyección de gas miscible e inmiscible, la inyección de químicos y las tecnologías termales. Un caso de estudio correspondiente a un campo del Golfo de México evaluó su potencial en términos de inyección de gas. Una evaluación de laboratorio extensiva indica cómo ajustar una combinación de químicos a los requerimientos de un proceso de inyección EOR. Otro caso, registrado en Omán, describe la primera utilización de un método de ejecución de evaluaciones rápidas en sitio de la técnica de inyección con un solo pozo para demostrar la eficiencia de un proceso de inundación. 18 Oilfield Review

4 Inyección según un patrón 7 Falla que actúa como sello Inyectante Dedos viscosos Pozo de inyección Pozo de producción > Eficiencia de desplazamiento areal. El petróleo puede ser pasado por alto debido a las ineficiencias del barrido macroscópico. Un proceso de inyección según un patrón puede ser afectado por la existencia de una formación heterogénea (tal como sucede cuando existen fallas que actúan como sello) o por la interdigitación de un inyectante menos viscoso en el petróleo. Eficiencia de desplazamiento La técnica de inyección de agua en los campos petroleros fue legalizada por primera vez en EUA, en el estado de Nueva York, en el año 1919; sin embargo, ya en 1865, cerca de Pithole City, en Pensilvania, EUA, se registró el proceso conocido como inundación artificial no intencional. 10 Transcurrida menos de una década desde la legalización de la técnica de inyección de agua, los inventores propusieron formas de mejorar la recuperación por métodos de inyección de fluidos mediante el agregado de surfactantes para reducir la tensión interfacial o a través de la inyección de álcali para generar el surfactante en sitio; ambos métodos EOR actualmente aceptados. 11 La actividad asociada con las técnicas EOR experimentó un período de auge luego de la subida del precio del petróleo registrada en la década de 1970, pero el colapso de fines de la década de 1980 hizo que muchas compañías abandonaran los proyectos marginales y antieconómicos (página anterior). El crecimiento sostenido de los precios del petróleo, que se extendió a lo largo de los últimos 10 años, reavivó el interés de los operadores en algunas de estas técnicas e incentivó la introducción de nuevas técnicas. Ese interés sobrevivió incluso la reciente volatilidad de los precios. Muchas técnicas destinadas a mejorar la recuperación están diseñadas para incrementar la eficiencia del desplazamiento del petróleo mediante el uso de agua inyectada u otros fluidos. Algunos métodos abordan la eficiencia de desplazamiento macroscópica, también denominada eficiencia de barrido. Otros métodos de recuperación se centran en la eficiencia de desplazamiento microscópica, o a escala de poros. La eficiencia de desplazamiento total es el producto de la eficiencia macroscópica por la eficiencia microscópica. Desplazamiento macroscópico En la escala de distancias entre pozos, el petróleo es pasado por alto debido a la heterogeneidad lateral o vertical de la formación, las ineficiencias del esquema de implantación de pozos o los fluidos de inyección de baja viscosidad. El mejoramiento de la eficiencia de barrido es uno de los objetivos de la ingeniería y el modelado de yacimientos. Si bien la eficiencia de los esquemas de implantación de pozos, tales como las mallas de cinco o de nueve pozos, puede ser determinada para un yacimiento uniforme, las heterogeneidades del yacimiento afectan los trayectos de flujo (izquierda). Si éstas se desconocen o no son compensadas mediante el ajuste del esquema, la eficiencia de barrido se ve afectada. Los avances registrados en materia de adquisición, procesamiento e interpretación de datos sísmicos proporcionaron a los ingenieros de yacimientos nuevas herramientas para localizar las fallas y los cambios producidos en la estratificación. Algunas compañías han aplicado métodos sísmicos 4D para seguir un frente de inundación a través de un yacimiento, lo que permite a sus ingenieros actualizar los modelos basados en las geometrías de flujo observadas. La eficiencia de 4. Una indicación de los altibajos del término EOR (sigla en inglés) es la nomenclatura de la reunión bienal patrocinada por la SPE en Tulsa. Las primeras cinco reuniones, que se llevaron a cabo entre 1969 y 1978, recibieron el nombre de Simposios sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE. Entre 1980 y 1992, el Departamento de Energía de EUA auspició las conferencias en forma conjunta, y éstas recibieron el nombre de Simposios sobre Recuperación Asistida de Petróleo de las SPE/DOE. En el año 1994, las conferencias volvieron a ser auspiciadas por la SPE en forma exclusiva, y recibieron nuevamente el nombre de Simposios sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, como se conocen actualmente. A lo largo de todo este período de 31 años, los artículos de conferencias cubrieron temas habitualmente considerados tanto IOR como EOR. 5. Lake LW, Schmidt RL y Venuto PB: A Niche for Enhanced Oil Recovery in the 1990s, Oilfield Review 4, no. 1 (Enero de 1992): Para ver un análisis general de la ingeniería EOR, incluidos los criterios a considerar, consulte: Green DW y Willhite GP: Enhanced Oil Recovery. Richardson, Texas, EUA: Sociedad de Ingenieros en Petróleo, SPE Textbook Series, vol. 6, Para ver otra serie de criterios, consulte: Taber JJ, Martin FD y Seright RS: EOR Screening Criteria Revisited Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects, SPE Reservoir Engineering 12, no. 3 (Agosto de 1997): Taber JJ, Martin FD y Seright RS: EOR Screening Criteria Revisited Part 2: Applications and Impact of Oil Prices, SPE Reservoir Engineering 12, no. 3 (Agosto de 1997): barrido del esquema puede ser mejorada mediante la perforación de pozos de relleno o el empleo de pozos horizontales o pozos de alcance extendido y a través de la creación de zonas dentro de los intervalos de pozos, mediante el uso de dispositivos de control de flujo de fondo de pozo. 12 El barrido también es afectado por las variaciones verticales producidas en las propiedades (abajo). En particular, una zona de alta permeabi- Perfil vertical Barrera Barrido con efecto gravitacional Baja permeabilidad Alta permeabilidad Barrera > Eficiencia de desplazamiento vertical. El barrido vertical puede ser afectado por la interdigitación viscosa, además del movimiento preferencial de los fluidos a lo largo de una zona de pérdida de circulación de alta permeabilidad, o por la segregación gravitacional del gas de inyección (como se indica en esta gráfica) o la segregación gravitacional del agua de inyección. 7. Schamel S: Reactivation of the Idle Pru Lease of Midway-Sunset Field, San Joaquin Basin, CA, The Class Act: DOE s Reservoir Class Program Newsletter 7, no. 2 (Verano de 2001): 1 6, oil-gas/publications/newsletters/ca/casum2001.pdf (Se accedió el 10 de noviembre de 2010). 8. Schamel S y Deo M: Role of Small-Scale Variations in Water Saturation in Optimization of Steamflood Heavy-Oil Recovery in the Midway-Sunset Field, California, SPE Reservoir Evaluation & Engineering 9, no. 2 (Abril de 2006): Departamento de Conservación del Estado de California, División de Recursos de Petróleo, Gas y Geotérmicos, base de datos de Producción e Inyección de acceso continuo, (Se accedió el 3 de diciembre de 2010). 10. Blomberg JR: History and Potential Future of Improved Oil Recovery in the Appalachian Basin, artículo SPE 51087, presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 9 al 11 de noviembre de Uren LC y Fahmy EH: Factors Influencing the Recovery of Petroleum from Unconsolidated Sands by Water-Flooding, Actas de AIME 77 (1927): Atkinson H: Recovery of Petroleum from Oil Bearing Sands, Patente de EUA No. 1,651,311 (29 de noviembre de 1927). 12. Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T, Kvernstuen S, Leung E, Moen T, Porturas F, Skillingstad T, Vorkinn PB y Raffn AG: Dispositivos de control de influjo: Perfeccionamiento de los estándares, Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): Volumen 22, no. 4 19

5 Petróleo Agua Grano > Desplazamiento microscópico. En la escala microscópica, el petróleo puede permanecer atrapado en el centro de los poros (por ejemplo, extremo superior derecho) cuando el agua fluye alrededor del petróleo en una formación mojable por agua. El petróleo conectado a los trayectos de flujo (extremo inferior derecho) sigue siendo desplazado. lidad o de pérdida de circulación será barrida por un proceso de inundación con agua antes del barrido de las zonas de baja permeabilidad adyacentes. Para ecualizar (igualar) el flujo en esas zonas es posible la aplicación de técnicas, que en general implican la reducción de las permeabilidades de la zona de pérdida de circulación. Si la comunicación entre las zonas es escasa o nula, la zona de pérdida de circulación puede ser aislada cerca del sitio de inyección, pero si las zonas se comunican a lo largo de todo el yacimiento puede resultar necesario diseñar un inyectante que bloquee la zona a lo largo de todo el trayecto existente hasta el pozo productor. Tanto para la solución de pozo cercano como para la solución de campo lejano, los ingenieros utilizan espumas y polímeros con este fin. La interdigitación viscosa es otra de las inquietudes asociadas con la eficiencia de desplazamiento macroscópica. Si el fluido desplazante habitualmente agua es significativamente menos viscoso que el petróleo al que desplaza, el frente de inundación puede volverse inestable. En vez de ser lineal o radialmente simétrico, el borde de ataque del frente forma ondas; dichas ondas se convierten en dedos que penetran en el petróleo. Finalmente, los dedos de agua alcanzan el pozo productor. Llegado ese punto, el agua inyectada adicional sigue preferentemente los trayectos rellenos con agua. Los ingenieros evitan esta situación mediante el incremento de la viscosidad del agua, a través de métodos tales como el agregado de polímeros o espumas. Desplazamiento microscópico En el otro extremo de la escala de tamaño, en un poro o en un grupo conectado de poros pueden entramparse pequeños glóbulos de petróleo (abajo). En esta escala, el petróleo se entrampa porque las fuerzas viscosas o las fuerzas de desplazamiento gravitacional, presentes dentro del espacio poroso, son insuficientes para superar a las fuerzas capilares. La cantidad de petróleo entrapado en los espacios porosos depende de una diversidad de propiedades físicas del sistema COBR. Una de estas propiedades es la mojabilidad. 13 En una roca fuertemente mojable por agua, el agua reviste preferentemente las paredes de los poros. Por el contrario, las superficies fuertemente mojables por petróleo, presentes dentro de un poro, exhiben preferencia al contacto con el petróleo. En una condición de mojabilidad intermedia, las superficies de los poros no muestran una preferencia fuerte por el agua o por el petróleo. La mayoría de las rocas yacimiento exhiben una combinación de condiciones de mojabilidad: los poros más pequeños y los espacios cercanos a los contactos entre granos suelen ser fuertemente mojables por agua, en tanto que las superficies que limitan los cuerpos porosos más grandes pueden variar entre menos mojables por agua y mojables por petróleo. Por consiguiente, la mojabilidad del material a granel oscila entre dos extremos. Si bien las medidas de la mojabilidad, tales como los ensayos de Amott-Harvey o de la Oficina de Minas de los Estados Unidos (USBM), pueden arrojar índices similares para las rocas de mojabilidad intermedia y mixta, las dos representan condiciones de mojabilidad diferentes. La mojabilidad intermedia corresponde a las rocas cuyas superficies exhiben preferencia por la mojabilidad neutral, en tanto que la mojabilidad mixta corresponde a las rocas con superficies de mojabilidad marcadamente diferente. La recuperación óptima, a partir de la técnica de inyección de agua, se obtiene en el material de mojabilidad mixta que es levemente mojable por agua. 14 La razón de esta situación se esclarece a través del análisis de los mecanismos de entrampamiento del petróleo a nivel de los poros. La mayor parte de los yacimientos eran formaciones mojables por agua antes de que se acumulara petróleo. El petróleo que migra hacia una formación debe superar las fuerzas de mojabilidad de la roca para poder ingresar en los poros. Esta resistencia es la presión capilar de entrada de la roca que corresponde a la diferencia de presión entre la fase agua y la fase petróleo necesaria para superar las fuerzas de mojabilidad en las aberturas pequeñas. La presión capilar de entrada es inversamente proporcional al radio de la abertura, o la garganta de poro, a través de la cual debe pasar el petróleo. Dado que las rocas poseen una diversidad de tamaños de gargantas de poros, cualquier roca dada tendrá una distribución de presiones capilares de entrada. Los poros con las gargantas más Presión capilar P ce2 P ce Saturación de agua, % > Curvas de presión capilar. Las formaciones poseen diferentes relaciones de presión capilar, según la distribución de las gargantas de poros en la roca. En un principio completamente saturada con agua, la roca se expone al petróleo con presiones capilares cada vez mayores y la curva de presión capilar indica el grado de saturación con cada presión capilar. Una arenisca uniforme y limpia (rosa) con gargantas de poros grandes tendrá una presión capilar de entrada baja P ce1 y una declinación rápida de la saturación de agua con el incremento de la presión capilar. Por el contrario, una arenisca con clasificación pobre (azul) puede exhibir una presión capilar de entrada alta P ce2 y una reducción lenta de la saturación a medida que se incrementa la presión capilar. grandes son los primeros en ser invadidos por la fase no mojante, y los que exhiben gargantas de poros progresivamente más pequeñas son invadidos con diferencias de presión cada vez más grandes entre las fases. Por consiguiente, con cada presión capilar, una roca tendrá una curva de presión capilar que indicará el grado de invasión; representada por la saturación de agua remanente (arriba). 13. Para obtener más información sobre la mojabilidad, consulte: Abdallah W, Buckley JS, Carnegie A, Edwards J, Herold B, Fordham E, Graue A, Habashy T, Seleznev Oilfield Review N, Signer C, Hussain H, Montaron B y Ziauddin M: Los fundamentos Winter de 10 la mojabilidad, Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño EOR de Fig. 2007): Jadhunandan ORWIN10-EOR PP y Morrow NR: Fig. Effect 4 of Wettability on Waterflood Recovery for Crude-Oil/Brine/Rock Systems, SPE Reservoir Engineering 10, no. 1 (Febrero de 1995): El nivel de agua libre puede no corresponder al contacto agua-petróleo debido a la historia de relleno del yacimiento. 16. Un cambio en la distribución de las gargantas de poros, tal como el que ocurre en una secuencia de arcilla-arena, también produce un cambio abrupto de la saturación porque las rocas poseen curvas de presión capilar diferentes. La historia de relleno y agotamiento también puede incidir en la distribución de la saturación. 17. La mojabilidad mixta también puede producirse porque los diferentes minerales presentes en la roca poseen afinidades diferentes por el agua y el petróleo. 20 Oilfield Review

6 En un yacimiento, el origen de la diferencia de presión entre las fases es su diferencia de densidad. La profundidad del yacimiento en la que las presiones de la fase agua y de la fase petróleo son iguales es el nivel de agua libre. 15 El producto de la altura por encima del nivel de agua libre, la aceleración de la gravedad y la diferencia de densidad entre las fases, da como resultado la diferencia de presión para esa altura. Esa diferencia de presión proporciona la presión capilar, produciendo una reducción de la saturación de agua con la altura por encima del nivel de agua libre basada en la distribución de las gargantas de poros en la roca. Esto se ve en ciertos yacimientos como una zona de transición, en la que la saturación de agua cambia con la profundidad en una roca con propiedades uniformes. 16 Además de proporcionar un conocimiento de la distribución de la saturación inicial en un yacimiento, la presión capilar es importante por la dinámica de flujo. El comportamiento capilar de una formación incide en la saturación de agua irreducible después del proceso de inyección de agua. Por consiguiente, una de las cantidades más importantes que se debe conocer acerca de un yacimiento, el volumen máximo de petróleo que puede recuperarse con la inyección de agua, es Fuerzas viscosas v = velocidad de la salmuera = viscosidad de la salmuera µ W Número capilar: N c = v µ W σ OW cos θ afectada significativamente por la física de la mojabilidad a nivel de los poros. Si el petróleo contenido en un poro contiene componentes activos en superficie, puede desplazar una capa delgada de agua y contactar la superficie de la roca. Por consiguiente, el petróleo presente en los poros puede modificar la mojabilidad de la superficie de los poros; esto la hace menos fuertemente mojable por agua o incluso mojable por petróleo. No obstante, los espacios porosos estrechos, tales como los contactos entre los granos, retienen sus películas de agua y se mantienen fuertemente mojables por agua. Éste se considera el origen de la condición de mojabilidad mixta de la mayoría de los yacimientos. 17 Cuando el petróleo es desplazado a través de un mecanismo de empuje de agua natural o forzado, el agua puede invadir los espacios porosos de tres maneras. Puede seguir los trayectos existentes de agua continua en los rincones más pequeños de la estructura de poros e incrementar lentamente el espesor de esa película de agua. No obstante, la permeabilidad relativa para el agua que fluye a lo largo de ese trayecto es insignificante fuera de la zona de transición porque las capas de agua son muy delgadas. Por el contrario, si la formación es fuertemente mojable Fuerzas gravitacionales Δρ = diferencia de densidad agua/petróleo g = aceleración de la gravedad L = longitud característica (tamaño del glóbulo de petróleo) Número de Bond: N b = Fuerzas capilares σ OWθ = tensión interfacial agua/petróleo = ángulo de contacto Δρ gl 2 σ OW cos θ > Comparación de las fuerzas. Las fuerzas capilares pueden entrampar el petróleo aislado en el espacio poroso. Típicamente, las fuerzas capilares son superadas por las fuerzas viscosas o por la fuerza de gravedad. Para comparar estas fuerzas, se utilizan dos números adimensionales. El número capilar N c (izquierda) que es la relación fuerza viscosa a fuerza capilar. Para movilizar el petróleo, se debe incrementar la velocidad de la salmuera o bien llevarse casi a cero la tensión interfacial (IFT) agua/petróleo, lo que produce un valor grande del número capilar. En un sistema en el que la fuerza de gravedad es más importante, como en el caso del flujo estabilizado por efecto gravitacional, la cantidad a maximizar es el número de Bond (también denominado número de Eötvös) N b (derecha). En la mayoría de los casos, la mojabilidad se considera fuertemente mojable con agua con un ángulo de contacto que es aproximadamente igual a cero. por agua, la afinidad de la roca por el agua de imbibición expulsará el petróleo de los espacios porosos más pequeños primero, y a medida que avance el proceso de inyección, lo irá expulsando de los poros cada vez más grandes. El agua de inyección se conecta con las capas delgadas de agua presentes en los granos. Finalmente, en una formación mojable por petróleo o con mojabilidad mixta del tipo descripto precedentemente, el agua invade los poros grandes como la fase no mojante si la presión de la fase agua es suficiente para superar la presión capilar de entrada. En los tres casos, a medida que avanza el proceso de inyección, el petróleo puede quedar atrapado en los poros cuando el agua encuentra trayectos de flujo más fáciles de recorrer a su alrededor. Una vez que el agua rompe la conexión entre un glóbulo de petróleo y el petróleo que se desplaza delante del frente de agua, el glóbulo se vuelve mucho más difícil de mover (izquierda). Este petróleo desconectado tiene que desplazarse a través de las gargantas de poros que probablemente nunca fueron modificadas a partir de la condición fuertemente mojable por agua (incluso en una formación con mojabilidad mixta), pero la única fuerza de empuje es la diferencia de presión existente entre el agua corriente arriba y el agua corriente abajo del glóbulo. Una de las razones por las que la recuperación máxima del petróleo tiene lugar en los sistemas de mojabilidad mixta es que el petróleo que se encuentra en contacto con las superficies de poros más mojables por petróleo (o menos mojables por agua) puede permanecer continuo con saturaciones de petróleo más bajas que en un sistema mojable por agua. Un volumen más grande del petróleo puede drenar desde los poros antes de quedar entrampado por el agua en todos los lados. No obstante, en una formación fuertemente mojable por petróleo, el petróleo remanente queda entrampado en los poros más pequeños y su permeabilidad relativa se vuelve insignificante a medida que el agua llena los poros más grandes. La recuperación de petróleo residual bajo un proceso de inyección de agua, para una formación fuertemente mojable por petróleo, es menor que la de una formación con mojabilidad mixta. Metodologías de inundación Tradicionalmente, muchas técnicas de recuperación asistida de petróleo apuntan al petróleo que permanece después de la inyección de agua. La mayoría de los métodos corresponden a una de tres categorías generales: inyección de gas, inyección de químicos y técnicas termales. Cada una de estas categorías posee una diversidad de for- Volumen 22, no. 4 21

7 Pozo de inyección Pozo de producción Fluidos de inyección Petróleo Fluido de empuje (agua) Agua Zona miscible Recuperación de petróleo adicional Falla CO 2 CO 2 Banco de petróleo Capa de alta permeabilidad > Proceso miscible de inyección alternativa de agua y de gas (WAG). En un proceso WAG miscible, un gas inyectado en este caso CO 2 se mezcla con el petróleo del yacimiento y forma un banco de petróleo por delante de la zona miscible. El gas es seguido por un tapón de agua, lo que mejora la relación de movilidad de los fluidos desplazantes para evitar la interdigitación. El ciclo de inyección de gas y agua puede reiterarse muchas veces, hasta que el desplazamiento final por empuje de agua barre fuera del yacimiento el hidrocarburo remanente, ahora mezclado con CO 2. Las heterogeneidades de la formación, tales como la presencia de un filón de permeabilidad más alta (capa más oscura), afectan las formas de los frentes de inundación. mas, que pueden combinarse para obtener resultados específicos (abajo). En general, la inyección de agua no se considera un método EOR a menos que se combine con algún otro método de inyección. No obstante, en los últimos 15 años, la industria del petróleo ha investigado el proceso de inyección de agua de baja salinidad que, en ciertas situaciones, permite recuperar petróleo adicional luego de un proceso habitual de inyección de agua de alta salinidad. 18 Si bien el mecanismo de recuperación de petróleo no es aceptado a nivel universal, la mayoría de los investigadores considera que existe una interacción COBR que libera petróleo adicional (véase En el camino hacia la recuperación, página 34). Inyección de gas Históricamente, el proceso de inyección de gas ha sido clasificado a menudo como un método de recuperación secundaria o IOR. Puede convertirse en un método preferido de disposición final o almacenamiento del gas natural asociado si no existe mercado disponible alguno o, estacionalmente, cuando la demanda de gas es inferior a la oferta. Pero también puede aplicarse después de la inyección de agua, o en combinación con un proceso de inyección de agua, en cuyo caso se considera un método EOR. Inyección de agua Inyección de gas: inmiscible Inyección de gas: miscible Método térmico Método químico Método EOR Soporte Mejoramiento Reducción Alteración de Reducción de Dilatación Hidrocarburo Cambio de presión del barrido de la IFT la mojabilidad la viscosidad del petróleo fase única composicional 1 incremental Inyección de agua Caso base 2 Agua preparada Hidrocarburo CO2 Bajo Moderado Alto Nitrógeno o gas de chimenea 3 3 Moderado Hidrocarburo Hidrocarburo WAG CO2 CO2 WAG Vapor Aire a alta presión Polímero Surfactante ASP 4 4 Alto Muy alto Alto El más alto Alto Alto Bajo Moderado Alto IFT = tensión interfacial WAG = inyección alternativa de agua y de gas ASP = mezcla de álcali-surfactante-polímero Factor de recuperación 1. Cambio de la composición del hidrocarburo líquido. 2. La inyección de agua constituye el caso base para la comparación de otros métodos. 3. El desgasolinado del petróleo se produce a medida que se desarrolla la miscibilidad. 4. Intercambio de evaporación-condensación. > Efectos físicos de los métodos EOR. Los métodos EOR generan diversos efectos físicos que ayudan a recuperar el petróleo remanente (recuadros sombreados). El factor de recuperación incremental (derecha) posee un amplio rango de valores si se compara con el proceso de inyección de agua, que habitualmente no se considera un método EOR. 22 Oilfield Review

8 Inyección Remojo Producción Inyección de CO 2 Producción de petróleo y CO 2 Petróleo El CO 2 dilata el petróleo y reduce su viscosidad CO 2 Zona de mezcla > Inyección cíclica de gas. En un proceso de un solo pozo, en la región vecina al pozo se inyecta un gas, tal como el CO 2, durante un período breve de algunos días o semanas (izquierda). En un período de remojo largo, que dura entre algunos días y algunas semanas (centro), el gas miscible se mezcla con el petróleo en sitio, lo dilata y reduce su viscosidad. Luego, el pozo se hace producir durante un período de tiempo prolongado (derecha). Para esto se aprovecha el incremento de presión producido por los fluidos inyectados y el cambio de las propiedades del petróleo. Típicamente, este ciclo se repite. Cuando se ejecuta en conjunto con el método de inundación con agua, la inyección se alterna típicamente entre el gas y el agua. Los ciclos de inyección alternativa de agua y de gas (WAG) mejoran la eficiencia de barrido mediante el incremento de la viscosidad del frente de inundación combinado (página anterior, arriba). Por otro lado, con ciertas composiciones de fluidos y condiciones locales, puede formarse espuma, lo que puede mejorar posteriormente la eficiencia de barrido relacionada con la viscosidad. Dependiendo de la presión, la temperatura y la composición del gas y del petróleo, la inyección 18. Seccombe J, Lager A, Jerauld G, Jhaveri B, Buikema T, Bassler S, Denis J, Webb K, Cockin A y Fueg E y Paskvan F: Demonstration of Low-Salinity EOR at Interwell Scale, Endicott Field, Alaska, artículo SPE , presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, Tulsa, 24 al 28 de abril de Rao DN, Girard M y Sayegh SG: The Influence of Reservoir Wettability on Waterflood and Miscible Flood Performance, Journal of Canadian Petroleum Technology 31, no. 6 (Junio de 1992): Rao et al, referencia Existen tres formas de transferencia de masa entre los fluidos: los fluidos pueden ser solubles uno en otro, pueden difundirse entre sí debido al movimiento aleatorio, o puede suceder que un gradiente de concentración los mezcle entre sí a través de la dispersión. En un sistema de CO 2 -petróleo crudo, la solubilidad es el elemento impulsor principal. 22. Moritis (2010), referencia 2. puede llevarse a cabo en condiciones inmiscibles o miscibles. En un proceso de inundación inmiscible, el gas y el petróleo permanecen como fases diferenciadas. El gas invade la roca como una fase no mojante, mediante el desplazamiento del petróleo de los poros más grandes primero. No obstante, cuando son miscibles, el gas y el petróleo forman una fase. Esta mezcla habitualmente hace que el volumen de petróleo se dilate, a la vez que se reduce la tensión interfacial entre la fase petróleo y el agua. El desplazamiento mediante inyección de gas miscible puede ser altamente eficiente para la recuperación del petróleo. La mojabilidad de la roca también incide en la recuperación del petróleo mediante métodos de inyección miscible. En un estudio de núcleos de laboratorio, la mejor recuperación de petróleo por inyección de agua se logró en rocas de mojabilidad mixta, luego en rocas de mojabilidad intermedia y por último en rocas mojables por petróleo, que exhibieron la más baja recuperación de petróleo por inyección de agua. 19 En un proceso de inyección de gas miscible después de la inyección de agua, el mayor volumen de petróleo remanente se recuperó en el núcleo mojable por petróleo, lo que sugiere que podrían considerarse procesos miscibles en lugar del proceso de inyección de agua. 20 Tanto las rocas de mojabilidad intermedia como las rocas de mojabilidad mixta exhibieron una alta recuperación general a partir de los procesos combinados de inyección de agua e inyección de gas miscible. Bajo ciertas condiciones, los fluidos se consideran miscibles con contactos múltiples. En este caso, cuando se ponen en contacto por primera vez, el gas y el petróleo no son miscibles. No obstante, los componentes livianos del petróleo ingresan en la fase gaseosa, y los hidrocarburos pesados de cadena larga provenientes del gas ingresan en la fase líquida. Cuando el frente se pone en contacto con el petróleo nuevo, se intercambia un mayor número de componentes hasta que el gas y el petróleo alcanzan composiciones que son miscibles. 21 Para el proceso EOR se utilizan varios gases como inyectantes. El gas natural producido en el mismo campo o en un campo vecino ya ha sido mencionado como una de las fuentes. También se utiliza metano o metano enriquecido con fracciones livianas. Si los costos de transporte son suficientemente bajos, se puede utilizar un suministro local de gas de chimenea, tal como el gas de escape de una central de energía. El nitrógeno, que generalmente se separa del aire en la localización, es otro gas de inyección. La mayor parte de los proyectos EOR con inyección de gas actualmente en funcionamiento utilizan CO 2 como gas de inyección (arriba). 22 Volumen 22, no. 4 23

9 Pozo de inyección Pozo de producción Fluidos de inyección Petróleo Fluido de empuje (agua) Solución de polímero Banco de petróleo Falla Tapón de agua dulce Solución de álcalis-surfactante Colchón de prelavado Capa de alta permeabilidad > Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero. Un proceso de inyección ASP consta de varias etapas de inyección. A veces se utiliza un colchón de prelavado de salmuera para cambiar la salinidad u otras propiedades de las rocas y de los fluidos. El primer tapón químico inyectado es una combinación de álcali y surfactante. Ese tapón se mezcla con el petróleo y modifica sus propiedades, reduciendo la IFT y alterando la mojabilidad de la roca. Estos efectos producen la movilización de más petróleo. Luego sigue un tapón de polímero para mejorar la diferencia de movilidad entre el petróleo y los fluidos inyectados. A su vez, este tapón es seguido habitualmente por un tapón de agua dulce para optimizar la recuperación de los químicos, y luego por un proceso de inundación con agua de empuje. El efecto de la segregación gravitacional en el barrido y las heterogeneidades de la formación, tales como la presencia de un filón de permeabilidad más alta (capa más oscura), afectan las formas de los frentes de inundación. En Texas, Nuevo México y Oklahoma, en EUA, el CO 2 natural se produce y se envía por líneas de conducción a los campos petroleros. Recientemente, se ha generado gran interés en el uso de la inyección de CO 2 como forma de incrementar la recuperación de petróleo y además secuestrar las fuentes antropogénicas de este gas de efecto invernadero. Por lo general, esta opción requiere que exista proximidad entre la fábrica de origen y un campo de petróleo adecuado para la inyección de CO 2. Inyección de químicos Muchos tipos de químicos se inyectan para recuperar el petróleo, pero en general corresponden a uno de los tres grupos siguientes: polímeros, surfactantes y álcalis. Hoy en día, existen pocos proyectos activos, pero históricamente la inyección de polímeros ha sido aplicada con mucha más frecuencia que los otros dos métodos. 23 Los proyectos modernos de inyección de químicos pueden resultar significativamente exitosos para el desplazamiento del petróleo remanente; se han reportado recuperaciones de petróleo en el rango del 90% tanto en el laboratorio como en el campo. Los polímeros de cadena larga son inyectados junto con agua u otros agentes de inyección para mejorar la relación de viscosidad, mediante lo cual se reduce la interdigitación viscosa. La inyección de polímeros se utiliza tanto para el control del cumplimiento de las normas en la región vecina al pozo como para el control del barrido de la formación. Los químicos surfactantes son moléculas de cadena intermedia a larga que poseen tanto una sección hidrofílica como una sección hidrofóbica. Por consiguiente, las moléculas se acumulan en la interfase agua-petróleo y reducen la IFT entre las fases. Dado que las fuerzas capilares impiden que el petróleo se desplace a través de las restricciones mojables por agua, tales como las gargantas de poros, la reducción de esas fuerzas puede incrementar la recuperación. Cuando el número capilar, o relación entre las fuerzas viscosas y capilares, es alto, predominan las fuerzas viscosas y el petróleo remanente se puede desplazar. Esto también rige en un desplazamiento dominado por la atracción gravitacional, donde el número de Bond, o relación fuerza de gravedad-fuerza capilar, necesita ser alto para superar el entrampamiento capilar. Si bien el precio de los surfactantes ha bajado con respecto al precio del crudo desde la década de 1980, siguen estando entre los inyectantes más caros para los proyectos EOR. Una alternativa con respecto a los surfactantes son los químicos alcalinos con un ph elevado. Si el petróleo contiene una concentración suficiente de ácidos de petróleo del tipo correcto, el álcali reaccionará en sitio para formar jabones, que también son activos de superficie. El objetivo es el mismo que el de la inyección de surfactantes, pero dado que las características surfactantes del jabón no están diseñadas para el sistema, es probable que el grado de recuperación no sea tan alto como con los surfactantes seleccionados específicamente para el campo. Las combinaciones de estos métodos químicos se han vuelto más comunes. Una de las primeras combinaciones utilizadas en diversos campos fue la inyección de surfactantes-polímeros, también conocida como inyección de soluciones micelares poliméricas. El proceso consiste en inyectar un tapón de surfactante para movilizar el petróleo, seguido por la inyección de polímeros para prevenir el fenómeno de interdigitación viscosa. Recientemente, una combinación de los tres tipos de inyectantes demostró ser significativamente promisoria. En un proceso de inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP), los operadores inyectan una mezcla personalizada de un compuesto alcalino y los surfactantes seleccionados para el sistema COBR específico, seguida por la inyección de tapones de polímero para el control de la movilidad (arriba). Si se formula correc- 24 Oilfield Review

10 Inyección Remojo Producción Vapor de inyección Producción de petróleo calentado y vapor condensado Petróleo Petróleo calentado Vapor Vapor condensado El vapor en proceso de condensación (agua caliente) calienta la formación > Inyección cíclica de vapor. En este proceso de un solo pozo, se inyecta vapor en la región vecina al pozo durante días o semanas (izquierda). El período de remojo dura algunos días (centro), durante los cuales el calor reduce la viscosidad del petróleo. A continuación, tiene lugar la etapa de producción que se mantiene durante un período considerable (derecha). El ciclo se puede repetir o bien se puede convertir el pozo en un pozo de inyección, en un proceso de inyección según un patrón. tamente, un método de inyección ASP combina lo mejor de los tres métodos químicos para optimizar la recuperación (véase Diseño preliminar de laboratorio para un proceso de inyección ASP, página 30). 24 La reducción de la IFT también puede lograrse a través de la EOR microbiana. Las actividades de investigación actuales se centran en el descubrimiento de los microbios presentes en la formación, que exhiben propiedades favorables para la actividad interfacial, y la posterior inyección de nutrientes favorecidos por esos microbios. Esto produce su proliferación en sitio, lo que incrementa la acción microbiana que genera la IFT reducida para el sistema aguapetróleo. El método de EOR microbiano no ha sido aplicado a menudo. 25 Métodos térmicos Habitualmente, el petróleo pesado es movilizado mediante el agregado de calor a un yacimiento con el fin de reducir su viscosidad. La viscosidad de los petróleos muy pesados puede reducirse en un factor que oscila entre 100 y 1 000, si son calentados desde una temperatura de 40ºC hasta una temperatura de 150ºC [100ºF-300ºF]. 26 Los métodos térmicos abarcan la inyección de vapor, la inyección de agua caliente, el calentamiento eléctrico y la combustión. El vapor posee mayor contenido calorífico que el agua caliente, pero ambos satisfacen objetivos similares en los procesos EOR. El calentamiento eléctrico ha sido probado en diversas pruebas de campo, pero aún no ha sido implementado. 27 Si bien la combustión del petróleo en sitio se utiliza, la inyección de vapor es el método térmico predominante. 28 Los pozos nuevos de un yacimiento de petróleo pesado a menudo comienzan a producir mediante la aplicación del método de inyección cíclica de vapor para mejorar la movilidad del petróleo en la región vecina al pozo (arriba). 29 En este proceso de un solo pozo, se inyecta un tapón de vapor en la formación y, luego de una fase de remojo que permite la transferencia de calor al yacimiento, se hace producir el pozo. El ciclo se repite, a menudo hasta que el vapor calienta un volumen de formación suficiente como para incorporar el pozo en un proyecto de inyección de vapor según un patrón. 23. Moritis (2010), referencia Hirasaki GJ y Miller CA: Recent Advances in Surfactant EOR, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 21 al 24 de septiembre de Moritis (2010), referencia Braden WB: A Viscosity-Temperature Correlation at Atmospheric Pressure for Gas-Free Oils, Journal of Petroleum Technology 18, no. 11 (Noviembre de 1966): Para ver una revisión reciente de los métodos de calefacción eléctrica, consulte: Das S: Electro-Magnetic Heating in Viscous Oil Reservoir, El patrón, en el caso de un campo de petróleo pesado, habitualmente exhibe espaciamientos relativamente estrechos entre pozos. El vapor inyectado calienta y diluye el petróleo pesado, y lo desplaza hacia los pozos de producción. El drenaje gravitacional de petróleo-gas asistido térmicamente se adecua al petróleo pesado presente en formaciones fracturadas. El vapor inyectado en el sistema de fracturas calienta la formación, con lo cual se diluye el petróleo para que fluya con más facilidad hacia las fracturas. El vapor aplica además un gradiente de gas en los bloques de la matriz de modo que el petróleo presente en la formación drena por efectos gravitacionales. En Canadá, la utilización de un sistema de pozos horizontales duales denominado drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) resultó exitosa. El método consiste en inyectar vapor en artículo SPE/PS/CHOA , presentado en el Simposio Internacional sobre Operaciones Térmicas y Petróleo Pesado, Calgary, 20 al 23 de octubre de Moritis (2010), referencia Para obtener más información sobre yacimientos de petróleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: La importancia del petróleo pesado, Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): Volumen 22, no. 4 25

11 Resolución vertical, m Registros Medición entre pozos Profundidad de investigación, m Poros Núcleo Registro Entre pozos Yacimiento > Escalas de evaluación para procesos EOR. Las herramientas y las mediciones utilizadas para evaluar las formaciones para los proyectos EOR, en el campo (extremo superior) y en el laboratorio o en la oficina (extremo inferior), abarcan un amplio rango de escalas con diferentes resoluciones. Los diseños para los procesos EOR deben considerar tanto el barrido microscópico como el barrido macroscópico, de modo que una evaluación debe incluir mediciones y análisis que abarquen desde la escala de poros hasta la escala de yacimientos. Mediciones de una superficie a otra Herramientas para pozos Mediciones entre el pozo y la superficie un pozo horizontal superior, creando una zona caliente. El petróleo caliente drena hacia un pozo paralelo inferior y es producido a través de éste. El petróleo también puede ser calentado mediante su combustión en sitio. Con una tasa controlada, los operadores inyectan un gas que contiene oxígeno, más comúnmente aire, en una formación petrolífera y luego lo encienden para que comience la combustión. El frente de combustión es estrecho y se aleja del pozo de inyección lentamente. Los gases calientes de la combustión fluyen por delante de la zona de combustión y disuelven las fracciones livianas del petróleo. Como resultado de este proceso se forma un banco de petróleo. La saturación de petróleo remanente experimenta un craqueo térmico a medida que se aproxima el frente caliente y avanza el petróleo móvil más liviano. El coque residual reviste los granos de roca y se convierte en combustible para el frente de combustión. El método de combustión se puede combinar con el de inyección de agua, con lo cual se incrementa la cantidad de vapor en el banco de gas. La combustión en sitio se ha utilizado en yacimientos que contienen tanto petróleo pesado como petróleo de densidad intermedia. El proyecto más antiguo de inyección de aire en EUA comenzó en el año 1978 en el campo Buffalo, en Dakota del Sur, y aún hoy continúa activo; la producción incremental debida a la inyección de aire en el campo fue de 18,1 millones de bbl [2,9 millones de m 3 ] en el año Selección de un método de recuperación asistida de petróleo (EOR) La elección de un método o combinación de métodos que han de ser utilizados con fines de recuperación asistida es mejor si se basa en un estudio detallado de cada campo específico. Dado que la mayoría de las técnicas EOR involucran componentes físicos complejos, el yacimiento debe ser caracterizado en muchos niveles (arriba). La morfología de los poros afecta la eficiencia de desplazamiento microscópica. Las propiedades y heterogeneidades de las formaciones inciden en el barrido macroscópico, ya sea a escala de registro, entre pozos, o en todo el campo. Por consiguiente, la evaluación procede en etapas a fin de reducir la incertidumbre asociada con el hecho de que la aplicación de una técnica EOR logre éxito técnico y económico. La metodología comienza con actividades relativamente baratas, que se desarrollan en la oficina o en el laboratorio; estas actividades avanzan luego a los ensayos de campo y la implementación, con un costo más elevado y un requerimiento de tiempo más prolongado. No obstante, en cualquier etapa, si el proyecto no satisface los criterios técnicos y financieros de la compañía para esa etapa, no se accede a la etapa siguiente. El equipo a cargo del proyecto puede efectuar iteraciones de los pasos previos para hallar una mejor solución con menos incertidumbre o bien abandonar el proyecto. El primer paso consiste en recolectar tantos datos sobre el yacimiento como sea posible y desarrollar un paquete de información coherente. Esto puede compararse con los criterios de selección de los diversos métodos de recuperación. Estos criterios, basados en éxitos y fracasos previos, pueden constituir un cotejo positivo para algunas de las tecnologías EOR. Dado que los químicos necesarios están expandiendo los rangos de aplicabilidad de los métodos químicos, el equipo a cargo de los activos de la compañía que se ocupa de la evaluación de los métodos debería analizar la literatura vigente y efectuar consultas con investigadores y fabricantes de químicos. Por otro lado, los límites existentes con respecto a la densidad y la viscosidad del petróleo, y la salinidad de la salmuera, están siendo superados por los surfactantes sintéticos, que a menudo se consiguen a un menor costo que el que era posible previamente. 31 Una vez reducido el número de tecnologías EOR factibles, la etapa de evaluación pasa habitualmente a la de laboratorio. Las propiedades físicas de los fluidos y de las combinaciones de fluidos, incluyendo el petróleo crudo y el agua de formación, deben ser confirmadas para la técnica seleccionada. Es importante examinar no sólo los aspectos positivos, tales como la miscibilidad y la alteración de la mojabilidad, que son necesarios, sino también los aspectos negativos, tales como los depósitos de incrustaciones y la condensación de cera, que deben evitarse. Después, para investigar las propiedades de los sólidos/fluidos, tales como la adsorción, los químicos se mezclan con granos que son representativos de la formación. Luego, se llevan a cabo estudios de flujo, utilizando paquetes de arena en tubos delgados o núcleos, o ambos elementos. En cada una de estas etapas de laboratorio, los métodos EOR potenciales pueden ser eliminados o ajustados a la aplicación de campo específica (próxima página). Después de que los ingenieros y geocientíficos evalúan la historia del campo, pueden desarrollar modelos de yacimientos estáticos y dinámicos actualizados. Provistos de los resultados de las pruebas de flujo y de otras pruebas de laboratorio, los especialistas en modelado pueden simular el efecto del método EOR en el modelo dinámico para predecir la recuperación prevista. Por ejemplo, el simulador de yacimientos ECLIPSE maneja 26 Oilfield Review

12 la mayoría de las combinaciones de los procesos de inyección de químicos, tales como el método ASP. 32 El proceso de simulación consiste en descubrir una combinación adecuada de configuración, espaciamiento y esquema de implantación de pozos, además de los inyectantes y la estrategia de inyección correctos. Las incógnitas más importantes, tales como la heterogeneidad de la formación, se evalúan mediante iteraciones múltiples del simulador con diferentes parámetros del modelo. Los operadores comparan los costos de suministros previstos y los aspectos económicos del proyecto con el caso base de mantenimiento de la producción sin técnicas EOR. Si la simulación indica que el proyecto satisface los requisitos técnicos y financieros de la compañía, puede ser utilizada para diseñar la etapa siguiente: las pruebas de campo. Las pruebas piloto de campo deben diseñarse para responder preguntas específicas. Los objetivos de las pruebas piloto pueden incluir la siguiente evaluación del proceso EOR para el desarrollo de todo el campo: Evaluación de la eficiencia de la recuperación. Evaluación de los efectos de la geología del yacimiento sobre el desempeño. Reducción del riesgo técnico y económico en los pronósticos de producción. Obtención de datos para calibrar los modelos de simulación de yacimientos. Identificación de problemas e inquietudes operacionales. Evaluación del efecto de las opciones de desarrollo sobre la recuperación. Evaluación del impacto ambiental. Evaluación de la estrategia operativa para mejorar los aspectos económicos y la recuperación. 33 Los pruebas piloto EOR abarcan desde pruebas de un solo pozo, con inyección solamente o incluida la fase de producción, hasta pilotos con patrones simples o múltiples; el costo y la complejidad se incrementan en general en ese orden. Una prueba piloto de inyección de un solo pozo puede ser diseñada sencillamente para evaluar la inyectividad del fluido. En las pruebas piloto más complejas se pueden verificar los aspectos relacionados con el barrido areal y vertical, barrido con efecto gravitacional, la formación de canales y la interdigitación viscosa. 34 La planeación de las pruebas piloto debe centrarse en la recolección rápida y eficiente de los datos para responder a las preguntas analizadas previamente. Estos datos provienen de las operaciones de monitoreo del subsuelo y de la superficie, y el plan puede incorporar además pozos de monitoreo perforados para obtener datos adicionales en puntos específicos del campo. El tiempo también es un elemento a considerar: se debe conceder tiempo suficiente para que el frente de inundación avance a través de la prueba piloto. De un listado reciente de más de 20 pruebas piloto EOR de ExxonMobil, sólo una prueba fue concluida al cabo de un año calendario y muchas duraron tres o más años. 35 Desarrollo de la idea Selección de los métodos EOR Los lazos de realimentación para mejorar el diseño pueden ser implementados rápidamente La optimización del proyecto EOR continúa a lo largo de toda su existencia Incertidumbre y riesgo Prueba en laboratorio Modelado del campo y del proceso Diseño de la prueba de campo Ejecución del piloto, monitoreo y análisis Diseño de la implementación en el campo Implementación en el campo Monitoreo y control del proyecto Ajuste del plan de desarrollo del campo Expansión del desarrollo del campo Esfuerzo e inversión > Hoja de ruta de los métodos EOR. El objetivo de una evaluación de los métodos EOR es reducir las incertidumbres asociadas con los yacimientos y el riesgo económico. La evaluación comienza mediante un proceso de selección basado principalmente en la información existente; se compara el campo en cuestión con los éxitos conocidos de diversos métodos EOR en otros campos. Si el proyecto aprueba un paso, accede al siguiente, que puede consistir en pruebas de laboratorio, y se pasa al modelado de campo. Si el proyecto no sortea un obstáculo técnico o económico, puede ser abandonado o bien el proceso puede retornar a un paso previo para reevaluar ese u otro método EOR. Una vez lograda una confiabilidad suficiente, el operador designa e implementa un proyecto piloto de campo, con la posible expansión a la fase de implementación en todo el campo o en una parte de éste. El eje horizontal indica un proceso en secuencia, pero además indica la inversión, en general cada vez mayor, requerida para concretar cada paso, desde el desarrollo de las ideas a la izquierda hasta la implementación en el campo a la derecha. 30. Kumar VK, Gutiérrez D, Thies BP y Cantrell C: 30 Years of Successful High-Pressure Air Injection: Performance Evaluation of Buffalo Field, South Dakota, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de Yang H, Britton C, Liyanage PJ, Solairaj S, Kim DH, Nguyen Q, Weerasooriya U y Pope G: Low-Cost, High-Performance Chemicals for Enhanced Oil Recovery, artículo SPE , presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, Tulsa, 24 al 28 de abril de Fadili A, Kristensen MR y Moreno J: Smart Integrated Chemical EOR Simulation, artículo IPTC 13762, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, 7 al 9 de diciembre de Adaptado de Teletzke GF, Wattenbarger RC y Wilkinson JR: Enhanced Oil Recovery Pilot Testing Best Practices, SPE Reservoir Evaluation & Engineering 13, no. 1 (Febrero de 2010): Teletzke et al, referencia Teletzke et al, referencia 33. Volumen 22, no. 4 27

13 Las nuevas aplicaciones de las tecnologías también expanden las opciones para los métodos EOR. Por ejemplo, en un campo de Medio Oriente, el operador proyectó utilizar el método de drenaje gravitacional asistido térmicamente para un yacimiento fracturado de petróleo pesado. El operador necesitaba monitorear la posición de la aureola de petróleo, entre la pata de gas y la pata de agua, pero la temperatura de la formación superaba el rango de operación de los medidores electrónicos permanentes. Schlumberger colocó en el pozo un tubo en U que contenía un sistema de monitoreo de fibra óptica Sensa para medir el perfil de temperatura del tubo. El tubo en U se rellena desde la superficie con agua fría; la velocidad con que se calienta en el pozo depende de las propiedades de los fluidos adyacentes. La respuesta del perfil de temperatura permite la discriminación de los niveles de fluidos, y la medición puede reiterarse rápidamente. Esta adecuada solución con fines específicos posibilitó la evaluación del candidato para el método EOR. Nitrógeno, dióxido de carbono y metano 1er gas 2do gas Estimación del límite de dos fases 5to petróleo 2do petróleo 1er petróleo 5to gas * Petróleo K2 Composición de la miscibilidad prevista C 7+ C 2 a C 6 > Prueba de miscibilidad del petróleo K2 con contacto hacia adelante (forward-contact miscibility test). Los resultados de una prueba de miscibilidad se exhiben habitualmente en un diagrama ternario y la composición se divide en tres seudo componentes. El vértice superior representa los componentes livianos, el vértice derecho los intermedios, y el vértice izquierdo los componentes pesados. Cada uno de los lados del triángulo corresponde a las mezclas de las fases de los vértices adyacentes, y las rayitas de los ejes indican cambios del 10% en la composición. El petróleo del yacimiento del campo K2 se mezcló cuidadosamente con nitrógeno y se analizaron las fases resultantes. Se muestran las composiciones de las fases en equilibrio, correspondientes al primer gas y al primer petróleo. La fase petróleo fue removida isobáricamente, y el petróleo nuevo se mezcló con el primer gas, lo que generó las composiciones del segundo gas y el segundo petróleo. El proceso se reiteró cinco veces. La quinta combinación no había logrado la condición de miscibilidad, pero a partir de las composiciones de las fases de la mezcla secuencial se puede estimar una curva suave que representa el límite de fases. Una tangente a dicha curva trazada desde el punto correspondiente a la composición del petróleo original, indica la composición esperada del fluido miscible (asterisco negro). La aplicación de la tecnología EOR en los campos marinos, particularmente en aguas profundas, plantea inquietudes adicionales. La perforación de los pozos marinos es considerablemente más cara, y las instalaciones de superficie poseen restricciones de espacio y peso que no existen en tierra firme, salvo las de las áreas ambientalmente frágiles. Los altos costos de los pozos hacen que el espaciamiento entre pozos sea más grande. A su vez, este espaciamiento afecta adversamente la capacidad de una compañía para adquirir datos y caracterizar correctamente el yacimiento, y además incrementa el tiempo necesario para que una respuesta relacionada con un método EOR llegue a los pozos de producción. Las restricciones con respecto a las instalaciones a menudo implican el rediseño de los equipos originales instalados a bordo de las plataformas para generar espacio y tomar en cuenta el peso de los equipos relacionados con los procesos EOR, tales como los dispositivos utilizados para la mezcla y la manipulación de los inyectantes, la separación, tratamiento y eliminación del agua, y la manipulación y compresión del gas. Cualquiera sea el método EOR, es importante garantizar la seguridad de las operaciones. 36 Se han llevado a cabo numerosos proyectos o pruebas piloto EOR en áreas marinas, que incluyen procesos de inyección de gas y WAG, inyección de químicos e incluso inyección de vapor. 37 En tierra firme o en áreas marinas, si una prueba piloto pequeña indica que existe la probabilidad de una implementación exitosa, puede expandirse para incluir más patrones. Esta expansión proveerá información adicional sobre el comportamiento del método EOR en un área más extensa y probablemente más heterogénea. El objetivo de toda prueba piloto es reducir el riesgo lo suficiente como para poder implementar un método EOR en todo el campo, o al menos en una porción sustancial de éste, o eliminarlo por ser incompatible con los objetivos de la compañía. Evaluación de la miscibilidad El campo K2 del Golfo de México, situado a unos 280 km [175 mi] al sur de Nueva Orleáns, es un campo subsalino grande de aguas profundas de edad Mioceno. 38 El primer petróleo proveniente de los pozos de producción submarinos se obtuvo en mayo de El campo alcanzó una producción máxima de petróleo de bbl/d [6 400 m 3 /d], pero luego la producción comenzó a declinar en forma continua. Los principales intervalos productores, las arenas M14 y M2, se encuentran a más de m [ pies] de profundidad submarina, en un tirante de agua de m [4 000 pies]. Dado que carecen de mecanismos sustanciales de empuje natural, la producción se obtiene por agotamiento de la presión. Después de la producción primaria, permanecerá en el lugar un volumen significativo de petróleo. La compañía operadora, Anadarko Petroleum, evaluó el campo para determinar su potencial en términos de recuperación asistida; el proceso de selección identificó la inyección de agua de mar y la inyección de nitrógeno como las dos posibilidades técnica y económicamente más viables. Si bien la inyección de agua de mar no es considerada normalmente como un método EOR, la compañía le concedió el mismo nivel de escudriño que a la inyección de nitrógeno, ya que el costo y el tiempo requeridos para implementar un proyecto de inyección de agua en esa localización marina son tan sustanciales como lo son para un proyecto de inyección de nitrógeno miscible. La compañía efectuó una evaluación del proceso de inyección de agua, además de una evaluación de los problemas de aseguramiento del flujo que podrían aparecer como resultado de cual- 28 Oilfield Review

14 quiera de los dos métodos de recuperación mejorada. Por ejemplo, la precipitación de asfaltenos constituye un problema en los procesos de inyección de nitrógeno. No obstante, este caso de estudio se centra en la miscibilidad de la inyección de nitrógeno en el campo K2. En un proceso de inyección de gas inmiscible, el gas se mantiene como una fase definida, y la eficiencia de desplazamiento microscópica es pobre. Si la fase gaseosa y la fase petróleo son miscibles en el primer contacto, las dos se convierten en una fase y la eficiencia de desplazamiento microscópica puede superar el 90% en términos de recuperación de petróleo. El estudio del campo K2 evaluó la inyección de nitrógeno como un proceso miscible con contactos múltiples. Cuando el nitrógeno entra en contacto con el petróleo por primera vez, se extraen las fracciones livianas de la fase petróleo y pasan al gas. A medida que el frente de gas enriquecido se desplaza hacia adelante, entra en contacto con el petróleo nuevo y extrae las fracciones livianas de ese petróleo y se torna más enriquecido. Este proceso, denominado inyección de gas seco a alta presión, puede continuar luego de numerosos contactos hasta que las fases líquida y gaseosa se vuelven miscibles. El proceso fue evaluado en una celda PVT de laboratorio con una prueba de miscibilidad con contacto hacia adelante (forward-contact test) consistente en cinco pasos, utilizando petróleo del yacimiento M14 y comenzando con nitrógeno puro. 39 Después de cada paso de equilibrado, se determinaron las composiciones de las fases gaseosa y petróleo. Luego, la fase gaseosa enriquecida se equilibró con el petróleo nuevo. Si bien cinco pasos no fueron suficientes para lograr la miscibilidad, los resultados pudieron ser extrapolados para determinar la composición del fluido miscible (página anterior). Para poder realizar una prueba de contacto, se debe conocer la presión mínima de miscibilidad (MMP). Por encima de este valor mínimo, el gas y el petróleo pueden alcanzar la condición de miscibilidad. La condición MMP es determinada mediante pruebas con tubos delgados. El tubo delgado es un tubería larga continua, empacada con arena, saturada con petróleo crudo, y mantenida a temperatura de formación para las pruebas con una serie de presiones diferentes (izquierda). El diámetro interno del tubo es lo suficientemente grande como para que los efectos de las paredes sobre el flujo sean insignificantes, y la tasa de flujo debe ser suficientemente baja para que la interdigitación viscosa no constituya un factor preocupante. La distinción entre desplazamiento miscible e inmiscible en la prueba de tubo delgado se basa en el factor de recuperación del petróleo luego de un volumen de inyección establecido, que aquí es de 1,2 volúmenes porales (PV) de inyección. La recuperación significativamente inferior al 90% se considera una condición inmiscible, en tanto que la inyección miscible produce una recuperación alta, cercana o superior al 90%. En cinco pruebas con presiones diferentes, se inyectó nitrógeno puro en un tubo delgado de 18 m [60 pies]. El objetivo era efectuar dos pruebas por debajo y dos por encima de la presión MMP, establecer las líneas de tendencia de la recuperación bajo esas condiciones, y luego realizar una prueba final a una presión cercana a la MMP pronosticada, para validar ese valor. Una correlación de la MMP para el nitrógeno y los petróleos crudos que se ajustó a todos los datos MMP publicados previamente hasta 750 lpc [5,2 MPa] pronosticó una MMP para el petróleo crudo K2 de aproximadamente lpc [44,8 MPa]. 40 La primera prueba, efectuada con una presión del sistema de lpc [55,2 MPa], indicó una recuperación del 90%, que se ajusta al criterio para el desplazamiento miscible. La segunda > Dispositivo con tubo delgado. Se rellena la serpentina metálica empacada con arena, emplazada en el centro del horno, con petróleo crudo a temperatura de yacimiento. La serpentina se coloca de manera tal que el flujo sea mayormente horizontal para minimizar los efectos gravitacionales. Para la evaluación del campo K2, se inyecta un solvente, tal como gas nitrógeno. La serpentina provee un trayecto de flujo largo, de modo que entre el petróleo y el solvente se puede desarrollar miscibilidad. Después de inyectar 1,2 PV de solvente, se observa la recuperación del petróleo. Si se establece la condición de miscibilidad, la recuperación de petróleo será de aproximadamente 90% o un porcentaje mayor. Los demás componentes del horno controlan el flujo, la temperatura y la presión. La serpentina mostrada en esta gráfica es un tubo delgado de 30,5 m [100 pies]. 36. Bondor PL, Hite JR y Avasthi SM: Planning EOR Projects in Offshore Oil Fields, artículo SPE 94637, presentado en la Conferencia de Ingeniería Petrolera de América Latina y el Caribe de la SPE, Río de Janeiro, 20 al 23 de junio de Bondor et al, referencia Lim F, Munoz E, Browning B, Joshi N, Jackson C y Smuk S: Design and Initial Results of EOR and Flow Assurance Laboratory Fluid Testing for K2 Field Development in the Deepwater Gulf of Mexico, artículo OTC 19624, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de En una prueba de miscibilidad con contacto hacia adelante (forward-contact miscibility test), la fase gaseosa se equilibra con una cantidad establecida de petróleo. El petróleo usado se remueve y el gas se equilibra con otra cantidad establecida de petróleo nuevo. Este paso se itera. Una prueba de miscibilidad con contacto hacia atrás (backward-contact miscibility test) mantiene la fase petróleo y la expone reiteradas veces a una cantidad establecida de la fase gaseosa original. 40. Sebastian HM y Lawrence DD: Nitrogen Minimum Miscibility Pressures, artículo SPE/DOE 24134, presentado en el Octavo Simposio sobre Recuperación Asistida del Petróleo de las SPE/DOE, Tulsa, 22 al 24 de abril de Volumen 22, no. 4 29

15 Recuperación de petróleo, % MMP Presión, lpc > Evaluación de la miscibilidad mínima. Se utilizan las recuperaciones de petróleo derivadas de las pruebas de tubos delgados, llevadas a cabo a diferentes presiones, para estimar la presión mínima de miscibilidad del sistema de petróleogas (diamantes azules). Las dos presiones más altas fueron seleccionadas para alcanzar una condición miscible y las dos presiones más bajas, para una condición inmiscible. Las recuperaciones de petróleo confirman esas elecciones: el desplazamiento miscible genera recuperaciones mucho más altas que el desplazamiento inmiscible. La estimación de MMP se encuentra en la intersección de las líneas de tendencia extrapoladas a partir de las presiones altas y las presiones bajas. En este caso, es de lpc, como lo confirma la prueba efectuada a una presión de lpc (diamante negro). prueba, con lpc [37,9 MPa], fue diseñada para que su presión fuera inferior a la MMP, pero la recuperación alcanzó el 84%, porcentaje con más probabilidades de generar una condición de desplazamiento miscible. Dos pruebas efectuadas con presiones más bajas, oscilantes entre y lpc [27,6 y 31,0 MPa], produjeron recuperaciones de petróleo Tipo l Tipo ll Tipo lll Petróleo Microemulsión Agua > Tipos de emulsiones Winsor. Un surfactante puede formar una emulsión en la fase acuosa, en cuyo caso deja atrás el exceso de petróleo (izquierda) en una microemulsión Winsor Tipo I, o en el petróleo. En este caso deja atrás el exceso de agua (centro) en una microemulsión Winsor Tipo II, o puede formar una fase cuya densidad se encuentre entre la densidad del petróleo y la del agua. Aquí deja atrás el exceso de cantidades de ambas sustancias (derecha) en una microemulsión Tipo Winsor III. Las IFT más bajas se obtienen habitualmente con microemulsiones Tipo III. del 49% y el 63%, respectivamente. Sobre la base de la recuperación, éstos se consideran desplazamientos inmiscibles. Una prueba final, a lpc [66,2 MPa], produjo una recuperación del 93%. Mediante la extrapolación de las tendencias representadas por líneas rectas para las dos presiones más bajas y las dos presiones más altas, se estimó que la MMP era aproximadamente de lpc [36,5 MPa], lo que confirmó que la segunda prueba se mantuvo justo por encima de la MMP (izquierda). Anadarko continuó evaluando el campo K2 para determinar su potencial EOR y extendió los estudios de inyección de gas miscible para incluir la inyección de CO 2. La compañía aún no ha decidido la implementación de un proyecto de campo, pero considera útil el proceso de selección de laboratorio. Diseño preliminar de laboratorio para un proceso de inyección ASP Los actuales proyectos EOR con inyección de químicos utilizan fluidos especialmente diseñados, que son fabricados por numerosas compañías. Por consiguiente, un paso importante para la reducción de la incertidumbre asociada con la selección del proyecto es la evaluación sistemática de los químicos en pruebas de laboratorio, como se procedió con el campo West Texas. Los investigadores de la Universidad de Rice, en Houston, efectuaron una serie de evaluaciones de una formulación ASP con un surfactante innovador. 41 Los resultados son específicos de un petróleo crudo contenido en una formación dolomítica del campo West Texas, pero es probable que reflejen las tendencias para otras aplicaciones ASP. El petróleo crudo exhibía un índice de acidez de 0,20 mg/g de hidróxido de potasio [KOH], lo que indica que la exposición a un ph elevado a través de la inyección de un álcali crearía jabón suficiente como para asistir en el proceso de inyección ASP. Estas evaluaciones constituyen un buen ejemplo de los pasos adoptados en el laboratorio antes de proceder a una evaluación de campo. Muchos de los surfactantes utilizados en proyectos EOR previos fueron sulfonatos de petróleo obtenidos de las corrientes de las refinerías o de los crudos en el campo; estos surfactantes tendían a formar cristales líquidos o precipitaban en salmuera dura a menos que hubiera presentes cantidades sustanciales de alcohol o petróleo. 42 La formación de dichos cristales no es conveniente porque pueden formar geles o flocular, lo cual produce episodios de taponamiento, retención de surfactantes y emulsiones viscosas. El surfactante utilizado en la evaluación de la Universidad de Rice, denominado N67, fue un sulfato propoxilado con una cadena levemente ramificada de hidrocarburos C 16 a C 17. A diferencia del comportamiento de los sulfonatos de petróleo, las ramificaciones de las cadenas de hidrocarburos y óxido de propileno del sulfato probado mitigan la formación de la fase de cristal líquido incluso cuando no hay petróleo presente, de modo que la solución de surfactante puede ser inyectada en la formación como una solución micelar monofásica. Mientras tanto, la cadena larga y ramificada de hidrocarburos proporciona al surfactante N67 alta afinidad por el petróleo, lo que genera una IFT baja a través de un rango sustancial de condiciones. Los otros inyectantes ASP utilizados en esta evaluación fueron carbonato de sodio [Na 2 CO 3 ] como álcali, poliacrilamida parcialmente hidrolizada como polímero, y un sulfonato de olefina interna (IOS) como co-surfactante. El IOS es más hidrofílico que el N67 y puede utilizarse con el fin de ajustar las condiciones para la salinidad óptima para la mezcla. La primera prueba de laboratorio fue diseñada para confirmar el comportamiento monofásico del surfactante en ausencia de una fase petróleo. Cada una de las diversas relaciones de concentración del N67 y de los surfactantes IOS fue colocada en una pipeta separada, con concentraciones cada vez mayores de carbonato de sodio y cloruro de sodio. Las combinaciones se mezclaron y se dejaron equilibrar. Se registró el comportamiento monofásico a temperatura ambiente para concentraciones de sal oscilantes entre 4% y 8% en peso; dependiendo el límite de la relación de surfactante. Con la relación 4:1 de N67 a IOS, la región monofásica se extendió hasta aproximadamente un 6%. Esto constituye un mejoramiento importante con respecto a los resultados de estudios previos, en los que el empleo de sulfonatos de petróleo como inyectantes requería el agregado de petróleo o alcohol para obtener una sola fase. El comportamiento de fase del inyectante ASP con petróleo fue examinado luego utilizando mezclas en pipetas. Las mezclas ternarias de petróleo, salmuera y surfactante pueden formar más de una fase, dependiendo de la salinidad de la salmuera. Con una salinidad baja, se puede formar una microemulsión de fase inferior entre el petróleo, el agua y el surfactante, con una fase independiente de exceso de petróleo. Ésta es una microemulsión Tipo Winsor I. 43 En cambio, con una salinidad alta, se puede formar una microemulsión de fase superior (Tipo Winsor II), con una fase independiente de exceso de salmuera. Finalmente, con una salinidad intermedia se forma una microemulsión de fase media Tipo Winsor III con una fase de exceso de agua abajo y 30 Oilfield Review

16 una fase de exceso de petróleo arriba (página anterior, abajo). Un cierto valor de salinidad conocida como salinidad óptima en el rango Tipo III produce una IFT mínima que es la misma para la interfase microemulsión-petróleo que para la interfase microemulsión-salmuera. Dentro del error experimental, ésa es además la salinidad con la cual las relaciones de solubilización del agua y del petróleo son iguales. 44 Dado que el comportamiento de fase es más fácil de comprobar en el laboratorio, para determinar la salinidad óptima generalmente se utilizan escaneos de la salinidad del comportamiento de fase (derecha). El valor de salinidad óptimo depende del surfactante y del petróleo utilizados, y de la temperatura y la presión. En un proceso ASP, cerca del frente de inundación existe un gradiente en la relación entre la concentración local del surfactante y del jabón, que se crea cuando el álcali inyectado reacciona con el petróleo para formar el jabón. Las pruebas de laboratorio están diseñadas para asegurar que la salinidad del yacimiento sea una de las salinidades óptimas incluidas en el rango de gradientes de la relación. De esta manera, una región de baja IFT avanza a través del yacimiento y deja atrás un volumen escaso o nulo de petróleo entrampado. Con la elección correcta de concentraciones de químicos, la salinidad óptima de la combinación surfactante y jabón corresponde a un valor de salinidad levemente inferior al del surfactante solo. La salinidad baja es útil para los procesos de inyección porque reduce la adsorción del surfactante en la roca y mantiene una sola fase para una gama más amplia de concentraciones químicas. Por ejemplo, en la prueba de empaque de arena que se describe a continuación, la salinidad óptima para el surfactante solamente fue de 5% de NaCl, y, con esa salinidad, la solución de surfactante resultó monofásica. No obstante, se modificó el equilibrio de fases con el agregado de polímero para proporcionar el control de la movilidad. Una solución de surfactante con 4% de salinidad y polímero agregado se separó en dos fases. Por el contrario, el agregado de polímero con una concentración más baja de 2% NaCl no produjo separación alguna. 41. Liu S, Zhang DL, Yan W, Puerta M, Hirasaki GJ y Miller CA: Favorable Attributes of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding, SPE Journal 13, no. 1 (Marzo de 2008): El surfactante fue suministrado por Shell Chemical con Procter y Gamble. 42. Una salmuera dura contiene sales de iones bivalentes, tales como el calcio y el magnesio. 43. Winsor PA: Hydrotropy, Solubilisation and Related Emulsification Processes, Actas de la Sociedad Faraday 44 (1948): La relación de solubilización de un componente es la relación entre el volumen de ese componente que se encuentra en la fase de microemulsión y el volumen del soluto, que en este caso es el surfactante. El escaneo de la salinidad del sistema N67-IOS reveló otros dos comportamientos interesantes. En primer lugar, una dispersión coloidal que representa una cuarta fase separada gradualmente de la microemulsión de fase inferior durante el comportamiento Tipo I. Ésta se originó probablemente como resultado de la presencia de dos tipos de surfactantes jabón y surfactante inyectado con propiedades hidrofílicas o hidrofóbicas muy diferentes. Se obtuvieron valores de IFT bajos, inferiores a 0,01 mn/m, a través de un amplio rango de salinidades correspondientes a estas condiciones. No obstante, si se concedía más tiempo al proceso de dispersión para la separación antes de la prueba, el valor de la IFT permanecía alto. Es decir, la presencia de la cuarta fase y su dispersión en la emulsión fue esencial para lograr valores de IFT bajos. La causa de este comportamiento no es bien conocida. El segundo comportamiento se detectó mediante la observación de las pipetas a través de polarizadores cruzados: la fase salmuera exhibió un fenómeno de birrefringencia en concentraciones cercanas de la salinidad óptima. Este fenómeno indica habitualmente la presencia de una fase cristalina líquida laminar, pero en este caso la dispersión acuosa de la fase laminar mantuvo un valor de viscosidad bajo. Si bien en este ejemplo no se observó un comportamiento clásico de tipo Winsor III, la IFT alcanzó un valor mínimo con la salinidad óptima para el que el surfactante pasó de ser preferentemente soluble en agua a preferentemente soluble en petróleo. Los surfactantes también pueden adsorberse en superficies sólidas, pero si permanecen allí al final del proceso representan un costo que se debe evitar. La carga eléctrica sobre una superficie de calcita el componente principal de las calizas y de otras formaciones carbonatadas es positiva en los fluidos con ph neutro, pero la presencia de iones de carbonato [CO 3 2 ] hace que se convierta en negativa. Las superficies dolomíticas muestran un comportamiento similar. La carga negativa repele los iones de surfactantes aniónicos, tales como los iones de N67 e IOS. Un álcali utilizado comúnmente, tal como el hidróxido de sodio [NaOH], exhibió un fenómeno de adsorción de surfactante un tanto diferente del de la solución de surfactante sin álcali. Contrariamente, el agregado de Na 2 CO 3 al 1% en peso redujo radicalmente tanto la adsorción del N67 como la adsorción del IOS en el polvo de calcita o dolomía, en comparación con el caso sin álcali, lo que constituye un efecto conveniente porque reduce la cantidad de surfactante que permanece después de un proceso de inyección. 0,2 Tasa de solubilización Concentración de NaCl, % en peso 0,8 1,4 2,0 2,6 3,2 3,6 4,0 4,5 5,0 V w /V s V o /V s 1 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Concentración de NaCl, % en peso > Escaneos de la salinidad. Los científicos llenaron las pipetas con cantidades conocidas de crudo y salmuera que contenía una mezcla de álcali-surfactante, Na 2 CO 3 al 1% y una diversidad de concentraciones de NaCl (extremo superior). Con concentraciones de NaCl de hasta 3,2%, se forma una microemulsión Tipo I (fase acuosa pardusca); por encima de esa concentración, se produce una transición al comportamiento Tipo III, con el límite superior de la fase media marcado (líneas blancas punteadas). Para cada prueba con las pipetas, el volumen de surfactante V s es conocido. Se determina el volumen de agua en la fase de microemulsión V w y el volumen de petróleo en la fase de microemulsión V o, y sus relaciones con V s se indican en una gráfica de solubilización (extremo inferior). Con una cierta concentración de NaCl, las relaciones de solubilización para el agua y el petróleo son iguales. Oilfield Este Review valor, que aquí es de aproximadamente 3,5%, representa la Winter 10 salinidad óptima, que exhibe la IFT más baja. EOR Fig. 17 (Fotografías, cortesía de George J. Hirasaki y Clarence A. Miller.) ORWIN10-EOR Fig. 17 Volumen 22, no. 4 31

17 Volúmenes porales de efluentes 0,09 0,18 0,27 0,36 0,45 0,54 0,63 0,72 0,81 0,90 0,99 1,08 1,17 1,26 1,35 1,44 1,53 1,62 1,71 1,80 1,89 1,98 2,07 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,90 1,50 Volúmenes porales de inyección > Formación de un banco de petróleo en un empaque de arena dolomítica. En el fondo de un tubo de vidrio de 1 pulgada de diámetro, se inyecta una formulación optimizada de ASP (extremo inferior). Todas las imágenes son del mismo tubo y han sido obtenidas después de inyectar volúmenes de poros secuencialmente crecientes de la solución ASP. El álcali y el surfactante forman un banco de petróleo (banda oscura) que se desplaza por delante del frente de inundación de químicos. La mayor parte de la producción de petróleo (líquido negro, extremo superior) tiene lugar cuando irrumpe este banco, como se muestra en la probeta de efluente con 0,81 PV. El empaque de arena, con la inyección de 0,90 PV, muestra que el petróleo ha sido eliminado de la mayor parte del núcleo, y el frasco con 0,90 PV de efluente muestra que, aproximadamente en ese mismo momento, aún se produce un volumen significativo de petróleo. La solución de surfactante barre el petróleo adicional hasta haber inyectado aproximadamente 1,5 PV. (Fotografías, cortesía de George J. Hirasaki y Clarence A. Miller.) Las pruebas de pipetas, IFT y adsorción proporcionaron pautas para la formulación de un proceso de inyección ASP a través de una arena dolomítica, en un proceso de desplazamiento de laboratorio. Se colocó arena en un tubo de vidrio de 2,54 cm [1 pulgada] de diámetro y 30,48 cm [1 pie] de longitud, lo que permitió la observación del frente de inundación. El empaque de arena se saturó primero con un 2% en peso de salmuera de NaCl y luego con el crudo West Texas. Al cabo de 60 horas de estacionamiento a 60ºC [140ºF] para modificar la mojabilidad de la dolomía, el empaque se enfrió hasta alcanzar Winter la temperatura ambiente y luego se inundó con EOR agua, Fig. lo que redujo la saturación de petróleo al 18%. Posteriormente, el empaque se inundó con la solución ASP. El primer tapón, correspondiente a un volumen poral (PV) de 0,5, contenía la mezcla de N67-IOS, carbonato de sodio, cloruro de sodio y polímero. Este tapón fue seguido por un tapón de 1 PV de polímero y cloruro de sodio. Tanto la viscosidad del tapón de ASP como la viscosidad del suplemento de polímero fue de 45 cp [0,045 Pa.s], para igualar o superar la viscosidad efectiva del banco de petróleo formado por delante del frente de inundación. Como se indicó precedentemente, Oilfield Review ORWIN10-EOR Fig. 18 la concentración de 2% en peso de cloruro de sodio fue inferior a la salinidad óptima del 5% para el sistema de surfactante inyectado. La inyección ASP mostró claramente la formación de un banco de petróleo (arriba). La irrupción se produjo con un PV de aproximadamente 0,8. La mayor parte del petróleo se recuperó con la inyección de 1,0 PV, si bien el proceso de inyección siguió produciendo petróleo hasta con un PV de 1,5 aproximadamente. El proceso permitió recuperar un 98% del petróleo remanente después de la inyección de agua, lo que demostró el potencial de este método EOR. Prueba EOR rápida de fondo de pozo Una vez que un método EOR ha sido evaluado a través de pruebas de laboratorio y se ha demostrado que satisface los criterios de aceptación, el paso siguiente implica su comprobación en el campo. El primer paso puede consistir en una prueba de inyectividad simple de un solo pozo, cuya función principal consiste en establecer que los fluidos pueden ser inyectados en la formación objetivo con tasas aceptables. Otra prueba de un solo pozo, que requiere más tiempo pero provee mayor información, es la prueba de trazadores. Esta prueba utiliza un trazador químico soluble en petróleo y en agua, tal como ciertos ésteres, que reacciona en la formación para formar un componente soluble en agua, tal como un alcohol. Ese trazador se inyecta como un tapón, y luego se deja en el lugar durante un período de remojo de varios días para permitir la reacción de una parte del mismo. El pozo se pone en producción, y la separación de los picos de producción entre la fase soluble en agua y la fase soluble en petróleo, puede utilizarse para determinar la saturación de petróleo residual. La interpretación completa de los resultados de la prueba piloto requiere información sobre las propiedades de las rocas. Mediante un nuevo método de pruebas de un solo pozo se evaluó la efectividad de una formulación ASP para un pozo de un campo de Omán. 45 Petroleum Development Oman (PDO) es la compañía operadora de este campo de arenisca, que produce petróleo de densidad media de una formación con una movilidad derivada por caída de presión que oscila entre y md/cp [3, a md/pa.s]. La compañía necesitaba evaluar el proceso ASP en el campo, pero buscaba un método más rápido que el proceso tradicional de tipo registro-inyección-registro. En un procedimiento de tipo registro-inyección-registro, una carrera inicial de adquisición de registros establece las propiedades del intervalo formacional, en particular, la saturación de petróleo (próxima página, arriba). Después de la inyección de uno o más fluidos, una segunda carrera de adquisición de registros mide la saturación de petróleo nuevamente para determinar la efectividad del inyectante para el proceso EOR. Habitualmente, en una prueba piloto de un solo pozo de tipo registroinyección-registro se inunda todo un intervalo hasta una distancia de aproximadamente 3 m [10 pies] del pozo, lo que demanda grandes volúmenes de inyectante y las instalaciones de superficie asociadas para mezclarlo y procesarlo además de un tiempo de inyección prolongado. Después de intercambiar ideas con PDO, acerca de cómo mejorar estas prolongadas pruebas piloto de un solo pozo, Schlumberger combinó las distintas ventajas de la tecnología de 45. Arora S, Horstmann D, Cherukupalli P, Edwards J, Ramamoorthy R, McDonald T, Bradley D, Ayan C, Zaggas J y Cig K: Single-Well In-Situ Measurement of Residual Oil Saturation After an EOR Chemical Flood, artículo SPE , presentado en la Conferencia del Petróleo y el Gas de Asia Occidental de la SPE, Muscat, Omán, 11 al 13 de abril de Cherukupalli P, Horstman D, Arora S, Ayan C, Cig K, Kristensen M, Ramamoorthy R, Zaggas J y Edwards J: Analysis and Flow Modeling of Single Well MicroPilot* to Evaluate the Performance of Chemical EOR Agents, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 1º al 4 de noviembre de Oilfield Review

18 adquisición de registros para reducir el volumen de inyectante utilizado a un volumen relativamente pequeño. El inyectante puede ser premezclado fácilmente. En la evaluación EOR de pequeña escala de la técnica MicroPilot, se utiliza un volumen pequeño de inyectante, equivalente a la capacidad de 22,7 L [6 galones] de una cámara para muestras de fluidos de fondo de pozo. Dado que el volumen de inyectante es tan pequeño, el tiempo total que requiere el procedimiento entre dos y tres días es mucho más corto que las varias semanas que insume una prueba piloto típica de un solo pozo. Aunque pequeño en comparación con una prueba habitual de tipo registro-inyecciónregistro, el volumen de inyección de la técnica MicroPilot es mucho más grande que el de un proceso típico de inyección en núcleos llevado a cabo en un laboratorio, lo que permite comprobar cierta heterogeneidad de la formación. El primer objetivo de la técnica MicroPilot consiste en inyectar el fluido en una localización precisa. La herramienta utiliza una barrena modificada a partir de otra probada en funcionamiento, en el probador de la dinámica de la formación de pozo entubado CHDT. Diseñada originalmente para perforar a través de la tubería de revestimiento y el cemento, la barrena de 1 cm [0,39 pulgadas] de diámetro puede penetrar el revoque de filtración y la formación hasta una profundidad de 15 cm [6 pulgadas]. El módulo de perforación es combinable con las cámaras para muestras de la familia del probador modular de la dinámica de la formación MDT, que transporta los fluidos hacia el fondo del pozo. Los módulos de bombeo de la herramienta MDT pueden ser utilizados para la limpieza del pozo, las pruebas de movilidad de la formación y la inyección de fluidos, y los módulos de análisis de fluidos de fondo de pozo MDT pueden utilizarse para monitorear y analizar los fluidos a medida que se inyectan o se recuperan. El cambio producido en la saturación puede ser difícil de medir en sitio en un proceso EOR como el de inyección ASP. La salinidad puede cambiar radicalmente en el agua de formación, el filtrado de lodo y el inyectante ASP. Por otro lado, es probable que un proceso de inyección ASP modifique la mojabilidad de la formación, de modo que el exponente de saturación de Archie n también cambiará después de un proceso de inyección exitoso. Si bien se obtiene una medición de la saturación basada en la resistividad, es probable que no se proporcionen resultados consistentes antes y después de la inyección. No obstante, la herramienta combinable de resonancia magnética CMR-Plus es sensible al volumen, las propiedades y el ambiente del fluido (derecha). Procedimiento de registro-inyección-registro Registro Empacador Invasión del fluido de perforación Procedimiento MicroPilot Registro Invasión del fluido de perforación Sensor de herramienta de adquisición de registros Sensor de herramienta de adquisición de registros Inyección Barrera Inyección Fluido EOR Fluido EOR Registro Registro Sensor de herramienta de adquisición de registros Fluido EOR > Pruebas piloto de un solo pozo que utilizan el procedimiento de registro-inyección-registro. En un procedimiento típico de registro-inyección-registro (extremo superior), se aísla una zona de interés con empacadores. El intervalo se registra y luego se inyecta un fluido a lo largo de toda la zona hasta una profundidad de invasión de aproximadamente 10 pies. El mismo conjunto de herramientas de adquisición de registros se corre después de la inyección para determinar el cambio de saturación producido en la formación. En una operación MicroPilot, se registra una región de interés más pequeña (extremo inferior). Luego, la herramienta se posiciona en una estación dentro de esa región y el módulo de perforación perfora un pozo pequeño en la formación. La profundidad de ese pozo de inyección pequeño está diseñada para alcanzar la región más sensible de las mediciones obtenidas con la herramienta de adquisición de registros a bordo. A través de ese pozo se inyecta un fluido de prueba EOR. El volumen inyectado consiste, como mucho, en algunos galones que son llevados hasta el fondo del pozo en botellas de extracción de muestras. El intervalo se registra nuevamente. Obsérvese que las ilustraciones no están en escala: un procedimiento de registro-inyección-registro habitualmente involucra un intervalo de profundidad mucho más grande que el procedimiento MicroPilot. Herramienta CMR-Plus Módulo de perforación en agujero descubierto Yacimiento Barrera Yacimiento Zona de medición Herramienta Dielectric Scanner Transversal Longitudinal > Sensibilidad de la herramienta de adquisición de registros. La herramienta de adquisición de registros CMR-Plus enfoca su medición y penetra aproximadamente 2,8 cm [1,1 pulgada] en la formación, en una región cuadrada de aproximadamente 2,5 cm [1 pulgada] (izquierda). La zona de medición se extiende aproximadamente 15 cm [6 pulgadas] a lo largo del eje de la herramienta. La herramienta Dielectric Scanner genera un campo transversal de forma toroidal, que envuelve los sensores de la herramienta, y un campo longitudinal con forma de lágrima en el plano de medición (derecha). La intersección de estos dos campos provee una profundidad de investigación de hasta 10 cm [4 pulgadas] con una resolución vertical de aproximadamente 1 pulgada. Volumen 22, no. 4 33

19 Dentro de un cierto rango de viscosidad del petróleo, puede ser posible diferenciar el petróleo del agua a través de mediciones de relajación y difusión por resonancia magnética. Los campos magnéticos que definen la geometría de muestreo no son afectados por el intercambio de fluidos. 46 La geometría de la herramienta azimutal enfoca la medición 1,1 pulgada dentro de la formación, en un volumen específico que es un cuadrado de aproximadamente 1 pulgada por 6 pulgadas de largo para las mediciones de la estación, o 7,5 pulgadas [19 cm] de largo si se registra con una velocidad de 46 m/h [150 pies/h]. Con la herramienta CMRPlus, la incertidumbre asociada con la medición de la saturación del petróleo en esta formación es del 5% dentro del rango de saturación del petróleo que oscila entre 90% y 0%. La medición de la dispersión dieléctrica multifrecuencia que se obtiene con la herramienta Dielectric Scanner también es sensible al volumen de agua. Cerca del pozo, la medición de 1 GHz posee una resolución vertical de 1 pulgada y es insensible a los cambios de la IFT. La sensibilidad de la herramienta a la salinidad puede determinarse en forma independiente de la saturación de agua, utilizando los datos multifrecuencia recolectados con diversos espaciamientos entre fuentes y receptores. La saturación de agua, independiente de la salinidad de la salmuera, puede ser calculada a partir de estas mediciones junto con un registro de porosidad. La prueba MicroPilot llevada a cabo en el pozo de PDO indicó que el proceso de inyección ASP desplazó con éxito el petróleo remanente de una formación inundada con agua. En la prueba piloto, se inyectaron 11 L [2,9 galones] de ASP en el pozo pequeño creado con la herramienta CHDT. Una imagen eléctrica derivada de un registro obtenido con el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI indicó claramente el desarrollo de un banco de petróleo y el desplazamiento del petróleo residual en una región aproximadamente circular, centrada en el pozo de inyección (derecha). Tanto las mediciones de RMN como las mediciones dieléctricas indicaron una reducción de la saturación de petróleo remanente, que pasó del 40% a casi el 0% por detrás del frente. La medición dieléctrica también indicó el incremento de la saturación de petróleo como un banco delante del frente ASP, lo que coincidió con los resultados de un modelo de yacimiento ECLIPSE de la inyección. Esta evaluación formó parte de un estudio más amplio que está llevando a cabo PDO sobre las técnicas de inyección ASP. Junto con Shell Technology Oman, PDO ha efectuado diversas pruebas de trazadores de un solo pozo con respecto al mismo tratamiento ASP. El grado de desaturación observado en estas pruebas de campo más extensivas fue similar al detectado en la prueba MicroPilot. 47 Se han realizado pruebas piloto ASP multipozo en el campo petrolero Daqing operado por Daqing Oilfield Company, en la Provincia de Heilongjiang, en China. Este yacimiento lacustre deltaico multestratificado corresponde al campo petrolero más grande de la República Popular China. En cuatro pruebas piloto ASP, la recuperación de petróleo Profundidad, m X6,4 X6,6 X6,8 X7,0 X7,2 X7,4 Saturación de agua CMR-Plus Desaturación Antes de la inyección Medición de la estación antes de la inyección Saturación de agua Dielectric Scanner Desaturación Después de la inyección Después de la inyección 1 m 3 /m m 3 /m 3 0 Antes de la inyección 1 m 3 /m m 3 /m 3 0 Medición de la estación CMR-Plus antes de la inyección 1 m 3 /m m 3 /m 3 0 Medición de la estación Medición de la estación CMR-Plus después de la inyección después de la inyección incremental con respecto a la inyección de agua fue de aproximadamente 20%, con un costo en productos químicos que oscila entre USD 11 y USD 5/bbl de petróleo incremental. 48 Este campo es además el sitio del proyecto de inyección EOR polimérica más grande del mundo, con un registro de más de 20 años de inyección de polímeros. 49 La recuperación, después de la inyección de polímeros, es superior al 50%, lo que según Daqing Oilfield Company representa un mejoramiento que oscila entre el 10% y el 15% con respecto a la producción convencional de estos pozos mediante técnicas de inyección de agua. 50 En el camino hacia la recuperación Sobre la base de la producción actual, las técnicas EOR más exitosas han sido sin dudas: la inyección de vapor y la inyección de CO 2, y la Imagen en escala FMI después de la inyección Orientación desde la parte superior del pozo Resistiva Conductividad FMI 1 m 3 /m m 3 /m grados Conductiva > Banco de petróleo a partir de la inyección MicroPilot. Generada después de la inyección de una solución ASP, una imagen FMI (Carril 3) muestra claramente las evidencias de un banco de petróleo y de una formación barrida por detrás de éste: una zona circular brillante alrededor de un interior más oscuro. Una vista recortada 3D (derecha, extremo superior) muestra el desplazamiento modelado a medida que el proceso de inyección ASP (azul oscuro) empuja un banco de petróleo (verde) lejos del pequeño pozo de inyección perforado (blanco). Una sección vertical 2D (derecha, extremo inferior) de conductividad, tomada de un modelo ECLIPSE, ajusta las dimensiones del banco en la imagen FMI a un área barrida con un diámetro de 28 cm [11 pulgadas] y el alcance exterior del banco de petróleo de 54 cm [21 pulgadas]. La saturación de agua después de la inyección se aproxima al 100%, tanto en el registro CMR-Plus (Carril 1) como en el registro Dielectric Scanner (Carril 2) Saturación de petróleo, % 0 0,8 Conductividad, S/m 34 Oilfield Review Oilfield Review

20 inyección de gas de hidrocarburo ocupa un lejano tercer puesto. 51 La combustión y la inyección de polímero y nitrógeno también produjeron cantidades sustanciales de petróleo adicional. Y aún se siguen probando otros métodos. Un método EOR que atrajo considerable atención y que ha sido probado en diversos estudios piloto es la inyección de agua de baja salinidad. La mayoría de los proyectos de inyección de agua utilizan salmuera de alta salinidad, y se han obtenido niveles adicionales de recuperación de petróleo mediante procesos de inyección de agua de baja salinidad a continuación de los primeros. 52 El empleo de agua de inyección con un diseño especial de la salinidad y de la composición iónica también se conoce como inyección inteligente de agua. 53 BP probó el método de baja salinidad en el campo Endicott de Alaska, EUA. 54 Los resultados positivos de los procesos de inyección de núcleos llevados a cabo en el laboratorio y diversas pruebas de trazadores de un solo pozo fueron confirmados en un proyecto piloto consistente en dos pozos. La saturación de petróleo original de este campo era del 95%, y con un proceso de inyección de agua de alta salinidad se redujo a 41%. El corte de agua a esa altura del proceso era del 95%. Luego, el operador ejecutó un proceso piloto de inyección de agua de baja salinidad. Cuando el frente de baja salinidad irrumpió en el pozo productor, el corte de agua se redujo a 92%. Se prevé que la saturación de agua residual llegará al 28%; es decir, una reducción de la saturación de petróleo de 13 unidades. 46. El cambio producido en la mojabilidad por el proceso de inyección de ASP puede modificar la respuesta RMN de manera que dificulte la medición del cambio de saturación. Las mediciones de laboratorio pueden indicar si el método funcionará en una situación determinada. 47. Stoll WM, al Shureqi H, Finol J, Al-Harthy SAA,Oyemade S, de Kruijf A, van Wunnik J, Arkesteijn F, Bouwmeester R y Faber MJ: Alkaline-Surfactant-Polymer Flood: From the Laboratory to the Field, artículo SPE , presentado en la Conferencia del Petróleo y el Gas de Asia Occidental de la SPE, Muscat, Omán, 11 al 13 de abril de Shutang G y Qiang G: Recent Progress and Evaluation of ASP Flooding for EOR in Daqing Oil Field, artículo SPE , presentado en la Conferencia del Petróleo y el Gas de Asia Occidental de la SPE, Muscat, Omán, 11 al 13 de abril de He L, Jinling L, Jidong Y, Wenjun W, Yongchun Z y Liqun Z: Successful Practices and Development of Polymer Flooding in Daqing Oilfield, artículo SPE , presentado en la Conferencia del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta, 4 al 6 de agosto de He et al, referencia Moritis (2010), referencia Tang GQ y Morrow NR: Salinity, Temperature, Oil Composition, and Oil Recovery by Waterflooding, SPE Reservoir Engineering 12, no. 4 (Noviembre de 1997): RezaeiDoust A, Puntervold T, Strand S y Austad T: Smart Water as Wettability Modifier in Carbonate and Sandstone: A Discussion of Similarities/Differences in the Chemical Mechanisms, Energy & Fuels 23, no. 9 (17 de septiembre de 2009): Aún no existe acuerdo acerca del mecanismo que conduce a esta recuperación adicional después de la inyección de agua de baja salinidad, pero se cree que la causa es cierta interacción o combinación de interacciones que involucran el petróleo crudo, la salmuera y la roca. En general, se considera necesaria la existencia de cuatro factores. 55 El sistema debe incluir petróleo crudo ya que el efecto no se ve cuando una muestra de núcleo se satura con petróleo refinado. Además debe haber presente agua de formación y una interfase salmuera-petróleo crudo. Finalmente, debe haber arcillas presentes: los núcleos calentados hasta alcanzar altas temperaturas para convertir y estabilizar las arcillas no mostraron el efecto. No obstante, este listado está sujeto a cambios. Los trabajos recientes realizados en núcleos de arenisca y dolomía sin arcilla indicaron un incremento de la recuperación a partir de la inyección de agua de baja salinidad, lo que se atribuyó a la disolución de los finos presentes en las formaciones. 56 Algunas pruebas de campo del método, efectuadas por otros operadores en otras localizaciones, no recuperaron suficiente petróleo adicional para que éste fuera un proceso económico, de modo que la industria está procediendo con cautela. 57 La mejor comprensión de las interacciones físicas y químicas del método probablemente haga avanzar esta técnica. Un método innovador utiliza nanopartículas diseñadas específicamente para los métodos EOR. Sus superficies son diseñadas para hacer que se desplacen preferentemente hacia las interfases 54. Seccombe et al, referencia Pu H, Xie X, Yin P y Morrow NR: Low Salinity Waterflooding and Mineral Dissolution, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de Pu et al, referencia Skrettingland K, Holt T, Tweheyo MT y Skjevrak I: Snorre Low Salinity Water Injection Core Flooding Experiments and Single Well Field Pilot, artículo SPE , presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, Tulsa, 24 al 28 de abril de Por ejemplo: Onyekonwu MO y Ogolo NA: Investigating the Use of Nanoparticles in Enhancing Oil Recovery, artículo SPE , presentado en la 34a Conferencia y Exhibición Internacional Anual de la SPE, Tinapa-Calabar, Nigeria, 31 de julio al 7 de agosto de Felber BJ: Selected U.S. Department of Energy EOR Technology Applications, artículo SPE 89452, presentado en Decimocuarto Simposio sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de las SPE/DOE, Tulsa, 17 al 21 de abril de Vega B, O Brien WJ y Kovscek AR: Experimental Investigation of Oil Recovery From Siliceous Shale by Miscible CO 2 Injection, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de Para ver un ejemplo del proceso de pirogenación de la lutita en sitio, consulte: Fowler TD y Vinegar HJ: Oil Shale ICP Colorado Field Pilots, artículo SPE , presentado en la Reunión Regional de Occidente de la SPE, San José, California, EUA, 24 al 26 de marzo de agua-petróleo y movilizar petróleo adicional. 58 Gran parte del trabajo sobre las nanopartículas para la recuperación de hidrocarburos aún se encuentra en la etapa de laboratorio. Las actividades de investigación también han avanzado en lo que respecta al acceso de los yacimientos para implementar procesos EOR. El DOE de EUA financió el desarrollo de la tecnología de micropozos para los pozos con diámetros que oscilan entre 1 1 /4 pulgada y 2 3 /8 pulgadas, y herramientas de adquisición de registros con 7 /8 pulgada de diámetro. El objetivo es perforar dichos pozos con tubería flexible y ensambles de fondo (BHA) miniaturizados hasta una profundidad de m [6 000 pies]. Luego, el programa contempla la inyección de químicos EOR en la formación y el empleo de herramientas de adquisición de registros miniaturizadas para evaluar el resultado. 59 Recientemente, se ha registrado un incremento de la actividad relacionada con la recuperación de petróleo de formaciones compactas, tales como las lutitas Niobrara, Bakken y Eagle Ford en EUA. Si bien los operadores recién han empezado a desarrollar extensiones productivas de petróleo no convencional, el período de gestación del desarrollo de estrategias EOR para cualquier extensión productiva es largo. Los investigadores ya han comenzado a considerar métodos tales como la inyección de CO 2 para recuperar petróleo adicional. 60 La recuperación de las lutitas petrolíferas utilizando el proceso de pirogenación en sitio podría clasificarse en definitiva como un método EOR (véase Extracción del petróleo contenido en las lutitas, página 4). Las lutitas petrolíferas son calentadas en sitio hasta que alcanzan temperaturas suficientes para convertir el kerógeno en petróleo y gas, y los productos son producidos a través de pozos. 61 Diversos métodos están siendo sometidos a pruebas de campo en EUA. Las técnicas EOR cubren un vasto rango, que abarca desde éxitos de laboratorio aún no demostrados en el campo hasta aplicaciones de campo exitosas que han permitido recuperar millones de barriles de petróleo adicional durante décadas. Conforme los campos maduros alcanzan sus límites económicos para los métodos de recuperación tradicionales, la necesidad de contar con aplicaciones EOR continúa creciendo. Dado que la mayoría de los métodos EOR poseen limitaciones en cuanto a su aplicabilidad, la industria necesita ampliar y profundizar los conocimientos técnicos especiales y demostrar la aplicabilidad de más métodos. La recompensa es significativa: más petróleo producido desde más yacimientos conocidos. MAA Volumen 22, no. 4 35