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  • Angelica Alcántara

Avances tecnológicos en la recuperación mejorada de crudo (IOR/EOR)



I. INTRODUCCIÓN


Actualmente la mayor parte de la producción mundial de petróleo proviene de campos ya maduros, y el reemplazo de producción, a través de reservas recién descubiertas ha, disminuido constantemente en las últimas décadas. Por lo tanto, el aumento de los factores de recuperación de los campos maduros en producción primaria y secundaria es, y será fundamental para satisfacer la creciente demanda energética en los próximos años.


Figura 1. Producción mundial de aceite por tipo de fuente (CNH)


Se estima que a nivel nacional el promedio de volumen de crudo, contenido aún en los yacimientos es de 76.2% en comparación con el volumen original, mientras que de gas original queda, un 83.2% sin extraer. En consecuencia, en México, aún existe la posibilidad de producir 11,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, a través de técnicas de recuperación mejorada (IOR/EOR). De acuerdo con el análisis realizado por Édgar Rangel (comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos CNH), se considera que el factor de recuperación del país se encuentra aproximadamente en un 15% mediante fuerzas primarias.


Sin embargo, es sabido que los proyectos de recuperación mejorada o avanzada de petróleo (IOR/EOR) han sido fuertemente influenciado por la economía y los precios del crudo. Por lo que, el inicio de los proyectos IOR/EOR dependen directamente de la preparación y disposición de los inversores para gestionar los riesgos, la exposición económica y la disponibilidad de opciones de inversión atractivas.




II. RECUPERACIÓN AVANZADA DE PETRÓLEO


La recuperación avanzada de petróleo se refiere al conjunto de métodos y técnicas especiales, que manejan fuentes externas de energía y/o materiales para recuperar los hidrocarburos que no pudieron ser producidos, mediante la recuperación primaria o secundaria, es decir, por medios convencionales.


Figura 2. Producción mundial de petróleo (CNH)


En el transcurso del tiempo se creó un modelo operativo que consistía en la explotación de los yacimientos, iniciando con la recuperación primaria, la cual abarca los mecanismos naturales de producción, expansión roca-fluido, gas en solución, empuje de agua, expansión del casquete de gas, segregación gravitacional o mediante sistemas artificiales de producción. Una vez que disminuía o se agotaba la energía propia del yacimiento, se implementaba la recuperación secundaria, que consiste en la inyección de agua y/o gas bajo condiciones inmiscibles, permitiendo mantener la energía y presión natural del yacimiento, y por último la recuperación terciaria que abarcaba cualquier método utilizado después de la recuperación secundaria.


Luego se implementó el concepto de recuperación mejorada de petróleo (IOR), que en muchos países es sinónimo de la recuperación avanzada de petróleo (EOR), y en otros países, como México, EOR, es un subconjunto dentro de IOR, que engloban los métodos de recuperación mejorada de aceite. Pero cabe resaltar que, IOR abarca, además, técnicas mejoradas para la caracterización de yacimientos, simulación avanzada, terminaciones inteligentes, pozos no convencionales, perforación direccional y multilateral, administración de yacimientos, espaciamiento óptimo de pozos, sísmica, es decir aquellas actividades que permitan el desplazamiento de los fluidos a nivel de yacimiento, y permitan superar las dificultades relacionadas con el aceite móvil. Por su parte el EOR se enfoca en los problemas con el aceite inmóvil, mediante la inyección de materiales que habitualmente no se encuentran presentes el yacimiento o que ya están, pero son inyectados a condiciones específicas, con la finalidad de alterar considerablemente el comportamiento físico-químico de los fluidos del yacimiento, como expulsión de aceite por los poros, desplazamiento microscópico, alteración de la mojabilidad, tensión interfacial y viscosidad del fluido. Pero ambos casos tanto IOR, como EOR, tienen el objetivo de incrementar el factor de recuperación de los campos.


Hoy en día se cree que este modelo de etapas cronológicas debe ser superado, e incorporar IOR/EOR desde etapas más tempranas en la explotación de los campos que lo requieran. Por ejemplo, en campos donde la energía inicial es baja, las condiciones del subsuelo no son favorables, y los pozos pierden rápidamente su productividad, si se aplicara la recuperación avanzada desde el inicio ya sea mediante inyección de elementos adicionales, dióxido de carbono (CO2), en zonas donde se establezca viabilidad, se podrán obtener mejores producciones y, la recuperación de los depósitos de hidrocarburos. O en zonas donde los hidrocarburos se encuentran almacenados en la fracción menos permeable (no fracturada), que no lograrán ser producidos mediante métodos convencionales, sólo con la aplicación de los métodos EOR se alcanzaría la explotación de estos hidrocarburos.


La recuperación mejora de petróleo (EOR), internacionalmente ha sido clasificada en cuatro grandes grupos, que incluyen, los métodos térmicos (combustión In Situ, inyección continua de vapor, inyección alternada de vapor, segregación gravitacional asistida por vapor, inyección de agua caliente), métodos químicos (inyección micelar, inyección de alcalinos ASP, inyección de surfactantes, inyección de polímeros), métodos de inyección miscible de gases (inyección de gases hidrocarburos, inyección de CO2, inyección de N2) y otros como microbiales, eléctricos, espumas…


Figura 3. Métodos de recuperación de aceite


Para la aplicación de procesos EOR, es indispensable contar con avances tecnológicos, nuevas herramientas, precisión en la caracterización de yacimientos, la capacitación del personal, todo ello, juega un papel relevante al momento de determinar los pasos a seguir en este proceso. Es indispensable además saber que la aplicación de cualquier método EOR, no solo depende de las características del fluido o del yacimiento, sino que también se debe considerar la viabilidad económica y los riesgos que conlleva su manejo, es decir que las ganancias generadas estén por encima de los costos del método aplicado.



III. MÉTODOS DE RECUPERACIÓN AVANZADA DE PETRÓLEO


  • Procesos químicos: son aquellos en los que se utiliza inyección químicos especiales como polímeros, surfactantes, reactivos alcalinos, soluciones miscelares, parecido a una inyección de agua, pero, el desplazamiento de aceite va a depender de fuerzas físico-químicas. El método químico posee propiedades para disminuir la tensión interfacial y para crear microemulsiones, que permiten desplazar el aceite mediante la disolución.


Figura 4. Recuperación mejorada de aceite, mediante procesos químicos


Para la aplicación de métodos químicos, es necesario que el aceite que se va a recuperar posea mayor viscosidad que aquellos apropiados para la inyección de gas, pero a su vez, con menos viscosidad que aquel, que sea apropiado para una recuperación térmica. Además, es indispensable que exista una permeabilidad media en el yacimiento, y un nivel bajo de arcillas, ya que éstas, incrementan la absorción de los químicos inyectados.


Entre las limitantes del método de recuperación, utilizando productos químicos, se encuentra la sensibilidad que existe ante la alta salinidad, la cual es muy común entre los métodos químicos, la pérdida de una extensa cantidad de agentes químicos mediante la interacción fluido-roca y por ende la inestabilidad del proceso de inyección de agentes, así mismo la selección de cada uno de los agentes químicos, dependerá de la comparación de costos, ya que por ejemplo los polímeros pueden llegar a ser de tres a cuatros veces más costosos que los surfactantes.


Cabe mencionar que la aplicación de los procesos de EOR químicos, a partir de los 90’s ha sido baja, en comparación con otros métodos, demostrando también, que su uso depende, en su mayoría de la variabilidad de los mercados petroleros, a pesar de los recientes avances, en los que se utilizan concentraciones más bajas de surfactantes, o la disminución de costos en aditivos químicos. No obstante, la inyección con polímeros debe considerarse como una tecnología madura y aún más importante para su uso en yacimientos de areniscas.


Actualmente los geles de dispersión coloidal (CDG’s, Colloidal Dispersion Gels), representan una nueva tecnología basada en polímeros, con el propósito de mejorar la eficiencia del barrido volumétrico, especialmente en yacimientos con alto contraste de permeabilidad. Actualmente se sigue evaluando a nivel de campo, pero se espera que su aplicación aumente, en función de los recientes estudios de campo y laboratorio en curso, abriendo una nueva ventana de oportunidades para los métodos EOR químicos.


  • Procesos térmicos: son aquellos diseñados específicamente para la recuperación de crudos muy viscosos, ya que son capases de disminuirla, activar la solución de gases, aumentar la permeabilidad relativa, generar destilación y expandir térmicamente el aceite.


Entre los procesos térmicos se puede nombrar la inyección de vapor, el cual tiene la finalidad de disminuir la viscosidad del aceite, mediante la inyección continua de vapor, seguido de un cierre, para permitir la absorción de este vapor de agua en los límites del yacimiento, este ciclo repetitivo también es conocido como “Huff and Puff”. Este método intermitente es utilizado en ocasiones, durante la primera fase de explotación del yacimiento, luego se opta por la inyección continua de vapor. La estimulación cíclica con vapor se debe usar, aun cuando la energía del yacimiento no se ha agotado, ya sea por expansión de fluido, empuje por acuífero, segregación gravitacional o compactación. En la inyección cíclica de vapor, al calentar la roca del yacimiento, en las inmediaciones del pozo, va a permitir que la región permanezca con temperaturas elevadas, por largos periodos de tiempo, sin embargo, al llevarse a cabo varios ciclos de inyección y producción, el aceite de la zona se agota, y la inyección de vapor es inútil, debido a que ya no tiene mayor efecto sobre el aceite, para contrarrestar el problema, se deben perforar pozos adyacentes, para continuar con la recuperación del mismo.

La combustión In Situ, permite la reducción de la viscosidad y expansión del aceite, a través de la adición de calor para mejorar la extracción, mediante la inyección continua de aire caliente o aire enriquecido con O2, permitiendo la ignición espontánea del crudo. El aceite es producido por una variedad de mecanismos, vaporización, condensación, empuje por gas en solución, empuje por vapor y craqueo térmico, el cual, genera un material sólido denominado coque, el crudo se desplaza gracias al empuje de los gases formados, y el agua generada durante la combustión, y la recondensación del agua de formación. La combustión in situ ha sido estudiada a través de dos procesos, frontal e inverso, pero este último aún no se ha desarrollado de manera comercial. Por su parte la combustión frontal se divide en dos tipos, combustión seca y combustión húmeda, en la cual, además, se adiciona agua simultáneamente con el aire inyectado, o alternado en baches.


Figura 5. Recuperación mejorada de aceite, mediante procesos térmicos (Combustión In Situ)


Sin embargo, a pesar de su elevada eficiencia térmica, la combustión in situ, no ha obtenido mayor auge, debido al gran número de fallas que se presentan durante el proceso, sobre todo por el ineficiente control, poco conocimiento que se tiene de los fenómenos que ocurren durante su aplicación y su empleo en yacimientos no necesariamente apropiados para el método. Además, se presentan problemas de corrosión y emulsión, formación de gases nocivos por la combustión, daños en los equipos de producción por calor, altos costos de compresión y en ocasiones se requiere gran cantidad de aire reduciendo la vialidad del procedimiento.


Hoy en día existen nuevas tecnologías que marcan la diferencia en relación a la producción térmica convencional, por ejemplo, la inyección de aire a alta presión, en yacimientos de crudo ligero (HPAI, High Pressure Air Injection), ha ganado mucha atención en la última década, ya que se han reportado varios casos exitosos de este proyecto en yacimientos de crudo ligero, demostrando que este proceso de recuperación EOR aparenta ser una estrategia viable en conjunto con el método de doble desplazamiento (DDP, Double. Displacement). El DDP, ha sido manejada, en yacimientos naturalmente fracturados, y con pozos invadidos por agua, para la recuperación de aceite entrampado en la zona invadida mediante el principio de drene gravitacional, en el cual, la columna de aceite es desplazada por un gas en la zona invadida por agua, creando así un casquete de gas secundario.


Otro concepto manejado en la actualidad para crudos pesados, que pudiera tener ventajas significativas sobre los métodos existentes, es el proceso de inyección de punta a punta (THAI, Toe to Heel Air Injection), que esencialmente es una variante de la combustión in situ, en el que se combina la inyección vertical de aire con un pozo de producción horizontal, quedando el pozo inyector en las inmediaciones de la sección final del pozo horizontal. El proceso inicia mediante la inyección de vapor durante los 3 primeros meses, para calentar la zona del pozo horizontal y acondicionar el yacimiento alrededor del vertical, luego empieza la inyección de aire para iniciar la combustión, la cual, llega a temperaturas aproximadas de 400°C a 600°C, a estas temperaturas ocurre el craqueo y coquización.

Figura 6. Recuperación mejorada de aceite, Toe to Heel Air Injection (THAI)



También cabe resaltar una variante del método THAI, en el que se incluye además un catalizador de fondo, el cual ayuda a incrementar la calidad del aceite desde su origen y permite la reducción de costos en superficie por refinación, esta versión es denominada CAPRI. Por lo que la diferencia principal del proceso THAI/CAPRI se basa en la colocación de un reactor catalítico de fondo o mejorador in situ, el cual es agregado al relleno de grava en los alrededores del pozo horizontal, incrementando y acelerando además el craqueo térmico. Es preciso señalar, que tanto el método THAI como el CAPRI aún permanecen en etapa de evaluación y no se espera que tenga un alto impacto en la producción EOR en un futuro cercano.


Existe una variante, de la inyección de vapor, la cual es aplicables en arenas bituminosas, denominado Drenaje gravitacional Asistido con Vapor (SAGD, Steam Assited Gravity Drainage), que consiste en un pozo inyector y un pozo productor cercano, perforados ambos con un ángulo elevado, en una trayectoria paralela, aproximadamente, con una separación vertical de 5m (16 pies). El vapor es inyectado por medio del pozo superior, el cual se expande, calendando de esta forma el aceite pesado y reduciendo su viscosidad. A pesar que este método no es del todo aplicable en yacimientos no consolidados, con alta permeabilidad vertical, últimamente, ha recibido bastante atención en países con reservas de crudo pesado y extra pesado, por lo que su aplicación, depende significativamente de un buen estudio geológico, de las características de los yacimientos, de la expansión tecnológica, así como de los precios del crudo. Igualmente se han propuesto otras alternativas al SAGD, aún en estudio, que incluyen diferentes configuraciones y números de pozos, e inyección de aditivos adicionales.


Se han propuesto, además, varios enfoques relacionados con los proyectos de EOR termal con ninguno o muy bajo impacto en la producción. Algunos de ellos incluyen generadores de vapor de fondo, calentadores eléctricos o calentadores electromagnéticos y tecnologías de microonda. Sin embargo, no han probado ser ni técnicamente ni económicamente factibles, comparadas con los sistemas EOR termales tradicionales.


  • Procesos de inyección de gases: El proceso EOR de inyección de gas, ha sido uno de los métodos de recuperación más utilizados en yacimientos de crudo liviano, condensados y volátiles. El objetivo principal de este método es reducir las fuerzas de tensión superficial (aceite – fluido inyectado -roca), para tratar de evitar la formación de burbujas que bloqueen los poros e impidan el flujo libre del aceite por estos canales para su recuperación, mediante la inyección de fluidos miscibles de hidrocarburo ligero en el yacimiento, y permitir así la formación de una solución homogénea.


El proceso de inyección a través de gases, puede ser por baches o lotes miscibles de gas licuado de petróleo (GLP), para ello comúnmente son utilizados tres métodos. En el primero normalmente se utiliza sólo un 5% en volumen de GLP, ya sea propano o butano, seguido de gas natural y/o agua. El segundo método, gas miscible enriquecido, se inyecta del 10 al 20% en volumen de gas natural, enriquecido con compuestos desde el etano al hexano (C2 a C6) que son transferidos al aceite, seguido por un gas amargo, normalmente es el metano y si es necesario, agua. El tercer método, denominado empuje por gas inerte a alta presión (vaporización), se basa en la inyección de gas amargo a altas presiones, para vaporizar componentes desde el C2 a el C6 y ser absorbidos por el aceite desplazado. Sin embargo, el uso de estos procedimientos requiere una gran cantidad de productos costosos, por lo que son sumamente arriesgados en yacimientos naturalmente fracturados, además cuando hay presencia de hidrocarburos pesados se hace poco factible su uso, por la poca fracción de hidrocarburo ligero contenido, y existe la posibilidad de que el solvente pueda quedar atrapado y no sea posible recuperarlo posteriormente. En general si está disponible la sustitución de gases hidrocarburos por no hidrocarbonados como, N2, CO2, gas ácido o aire, será una mejor opción, para la recuperación de gas natural de uso doméstico o de exportación, mientras se mantiene la presión del yacimiento y el recobro crudo. A pesar de los bajos precios actuales del gas natural, el aumento continuo de la demanda energética probablemente afectará la viabilidad de los nuevos proyectos de gas hidrocarburo a gran escala.


Otro proceso por describir se trata de la inyección de nitrógeno, en el cual ocurre desplazamiento de aceite en sistemas ya sean miscibles o inmiscibles dependiendo de la presión y composición del aceite. Al ser miscibles, pueden reducir la viscosidad y los no miscibles favorecen la despresurización el yacimiento, por lo tanto, aumenta la presión y crean un flujo tipo tapón. A pesar de que pueden ser inyectado grandes volúmenes de este compuesto, a muy bajo costo, su miscibilidad puede verse limitada por la composición del aceite, presión y temperatura, es decir solo se ve favorecida con aceites ligeros a altas presiones, principalmente en yacimientos profundos. El número de proyectos que contemplan la inyección de N2, en la actualidad es muy bajo, a nivel mundial, sin embargo, en la costa de Campeche del Golfo de México, es posible que aumente dicho esquema de trabajo, debido a la disponibilidad de generación de N2 en la región, ya que aún representa una opción que puede justificarse en yacimientos de crudo ligero de alta presión y temperatura (HP/HT), si no se tiene acceso a otras fuentes de gas.


Un proceso similar al de nitrógeno, ocurre con la inyección de dióxido de carbono (CO2), el cual, actualmente está ganando auge en el ámbito de la recuperación mejorada a nivel mundial, tanto en formaciones de areniscas como carbonatas. La popularidad de los proyectos con CO, está estrechamente relacionada con la abundante disponibilidad de fuentes naturales y las tuberías de transporte de CO2 asociadas, generalmente se encuentran cerca de los campos petroleros.


La inyección de dióxido de carbono se lleva a cabo mediante la inyección de grandes cantidades (30% o más de los hidrocarburos del total del volumen poroso en el yacimiento). A pesar que el CO2 ciertamente no es miscible con el crudo al primer contacto, si la presión es considerablemente alta, se desarrollará miscibilidad para desplazar el aceite del yacimiento, proporcionando, incremento del volumen del crudo, disminución de la viscosidad y disminución de la tensión interfacial entre el aceite y la fase CO2-aceite en la región cercana de miscibilidad. Existen varias propuestas para llevar a cabo el proceso de inyección que abarca desde la inyección de CO2 puro (no económica), la inyección de un volumen de CO2 seguido de la inyección continua de agua de empuje, la inyección alterna de CO2 y agua (WAG, Water Alternate GAS), a la inyección simultánea de estos dos elementos. Estudios han demostrado que de los cuatro mecanismos tanto la inyección simultánea como la alterna aportan mayores beneficios, pero se debe considerar los requerimientos de instalaciones especiales para mantener la calidad del agua y una infraestructura de inyección dual, lo cual elevará los costos y complejidad del diseño.


Figura 6. Recuperación mejorada de aceite, mediante inyección de CO2


La implementación de métodos de inyección de CO2, al igual que la inyección de otros gases, puede causar severos problemas de corrosión en las tuberías, se debe tener fácil acceso y disponibilidad del CO2 por un largo periodo de tiempo, ya que se utiliza elevado volumen de CO2 por barril producido. Es necesaria la separación del CO2 del hidrocarburo, y contar con equipo especializado para la represurización y reciclado.


Es importante conocer que desde mediados de los 80’s hasta el 2005, estadísticamente se ha notado una declinación, en cuanto la implementación de proyectos de recuperación avanzada asociados a métodos termales y químicos, por su parte las estadísticas en cuando a proyectos EOR relacionados a la inyección de gases permanece constante, sobre todo con el incremento de proyectos de inyección de CO2 a nivel mundial. Una de las razones por las que el ha incrementado la implementación de proyectos de inyección de CO2, ha sido por su basta y económica fuente natural. En términos simples, si hay disponibilidad de CO2, esta seguirá siendo una de las opciones de recuperación más sólida, sobre todo para yacimientos carbonatos, a menos que se desarrollen nuevas estrategias viables de EOR.


Actualmente se ha estado estudiando la posibilidad de la implementación de un sistema único y simultáneo de inyección de CO2 + N2, en el cual se sugiere que, a pesar que el CO2 es miscible en el aceite, el aporte de N2 permitiría modular la capacidad de hinchamiento y viscosidad del crudo, controlando así el frente de desplazamiento y evitando los conflictos causado por la presencia de agua.



  • Otros métodos: Aparte de los métodos clasificados anteriormente, existen otras estrategias menos comunes como lo es la recuperación microbiana de petróleo (MEOR), este proceso se refiere a la inyección de microorganismos al yacimiento, y puede ser aumentado mediante la inyección de nutrientes preferidos por estos microorganismos, la recuperación a través de este método, permite la liberación de gases e incremento de presión en el yacimiento, la descomposición de moléculas pesadas hacia componentes de cadenas más pequeñas, dando como resultado la disminución de la viscosidad del petróleo, y mediante la producción de activos naturales que mejoran el flujo, al alterar las propiedades interfaciales del sistema.


Otro método manejado es la inyección de espumas, comprendidas de aire, agua y agentes químicos estabilizantes. La inyección de espuma en el medio poroso forma un variado número de interfases elásticas, que invaden los poros más grandes, donde normalmente tiende a obstruirse el flujo, luego los poros más pequeños, y las secciones con mayor permeabilidad se van llenando de espuma. Como la estabilidad de la espuma no es del todo perfecta, es necesaria la inyección continua de la misma. Sin embargo, aún se deben realizar más experimentos a nivel de yacimiento sobre el comportamiento y estimación de este material.


Entre las tecnologías EOR emergentes, se encuentra la mezcla de surfactante EOR más la aplicación de recuperación mejorada eléctrica (EEOR), la cual ha ganado popularidad por una serie de ventajas relacionadas a la reducción de la viscosidad, corte de agua, aumento de la permeabilidad del yacimiento, e incremento del barrido de fluidos. Este método que integra la electrocinética (EK) y la inyección de un surfactante no iónico (APG), aún continua en fase de estudio.



IV. CONCLUSIONES


En México la mayoría de los campos son maduros, por lo que prácticamente todos requieren y requerirán en algún punto el incremento de los factores de eficiencia mediante métodos EOR, desde grandes campos hasta los más pequeños, así como nuevos descubrimientos en aguas profundas. Para la implementación de proyectos que contemplen métodos de recuperación mejorada, se debe contar con acceso a tecnología avanzada y un personal altamente calificado y especializado, por lo que establecer estrategias e incluir dependencias y entidades específicas de desarrollo, son sumamente importantes para impulsar las etapas de identificación, diseño, evaluación y validación de pruebas, así como la expansión y empleo de los mismos.


La selección del método adecuado de recuperación mejorada debe considerar esencialmente un análisis tanto técnico, económico, ambiental, como estratégico. En cuanto al análisis económico se tienen que tener presente el precio más bajo por barril, además incluir aspectos como los retrasos iniciales en la producción, beneficio esperado, tiempo e inversión de infraestructura de producción, que no se vean afectados otros proyectos y entender con claridad los riesgos asociados.



BIBLIOGRAFÍA


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