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7/26/2019 Tecnicas de Recobro y Recobro Mejorado en Yacimientos_Carlos Espinosa_USBCTG_2015

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Técnicas de recobro y recobro mejorado en

yacimientos con crudos livianos, pesados y extra-

pesados.

Recovery and enhanced recovery techniques in light, heavy and extra-heavy oilreservoirs.1Carlos Andrés Espinosa B,

2Kelly Johana Torres

Universidad de San Buenaventura Cartagena

Programa de Ingeniería Quimica, Facultad de Arquitectura, Ingeniería, Artes y Diseño,Correo: caeberdugo1hotmail.com

Resumen El recobro de hidrocarburos en un yacimiento es factor de muchas variables, lidiar con la

presión o característica del yacimiento, temperatura y viscosidad de crudos livianos

pesados y extra pesados que se resisten a salir a la superficie, es uno de los mayores retosen la industria del petróleo. Entiéndase como técnicas de recobro, aquellas técnicas de

recuperación y extracción de la materia sobre el total demostrado en el yacimiento,

mediante técnicas exploratorias. El factor de recobro, que es el porcentaje del crudooriginal que se puede recuperar de un yacimiento, es una de las variables fundamentales. En

el ámbito mundial el promedio de este factor está entre el 40% y 60%; y en Colombia en

industrias como Ecopetrol la mayor parte de los campos están en el rango de 23% y 29%,esto indica el desaprovechamiento de un gran porcentaje del crudo existente en los

yacimientos.

Mejorar el factor de recobro, permitir la extracción profunda y minimizar los impactosambientales en los yacimientos ha generado a través de los tiempos la necesidad de

formular e implementar nuevas técnicas mejoradas de recobro. En este artículo de revisión

se recopilaran información sobre las técnicas de recobro y recobro mejorado másimportantes y utilizadas en el campo como son: inyección cíclica de vapor (CSS),

perforación avanzada (horizontales HASD o multilaterales), drenaje por gravedad asistida

con vapor o sus siglas en ingles SAGD, estimulaciones químicas (inyección de surfactante, polimérica), inyección de agua y vapor de agua (VAPEX), inyecciones de CO2 y N2

inyección de hidrocarburos livianos, entre otras. Todo lo anterior con el propósito de

otorgar un análisis sobre las ventajas y desventajas de cada una, así mismo de proveer

información teórica que sea soporte de estudios y futuras investigaciones.

Palabras clave-. Recobro, recobro mejorado, factor de recobro, yacimientos.

Abstract-. The recovery of hydrocarbons in a reservoir is a factor of many variables,dealing with pressure or feature of the site, temperature and viscosity of heavy light and

extra heavy crude that refuse to come to the surface, is one of the biggest challenges in theoil industry. Understood as recovery techniques, these techniques recovery and removal of

matter on the total shown on the site, using exploratory techniques. The recovery factor,

which is the percentage of the original oil that can be recovered from a reservoir, is one of



the fundamental variables. Globally the average of this factor is between 40% and 60%;

and Colombia in industries such as Ecopetrol most of the fields are in the range of 23% and

29%, this indicates the waste of a large percentage of oil in existing fields.

Improving the recovery factor, allow deep extraction and minimize environmental

impacts in the deposits generated through the ages the need to develop and implement newenhanced recovery techniques. In this review article about the technical major recovery andenhanced recovery is collected and used in the field such as: Steamflooding (CSS),

advanced drilling (horizontal hasd or multilateral), drain by gravity assisted steam or its

acronym in English SAGD, chemical stimulations (injection of surfactant, polymer), waterinjection and steam (VAPEX), CO2 and N2 injections, injection and light hydrocarbons,

among others. All this with the purpose of providing an analysis of the advantages and

disadvantages of each, also provide information that is supporting theoretical studies andfuture research.

Key Word -. Recovery, enhanced oil recovery, factor recovery, reservoirs.

I. INTRODUCCIÓN

Los combustibles fósiles, como el gas y el petróleo, siguen siendo las más importantesfuente de energía durante al menos la próxima década [1]. Por lo general, el gas y el

petróleo se encuentran atrapados dentro de los lechos porosos producto de la formación

geológica natural que debido a las altas presiones y temperaturas se descomponen enmateria orgánica rica en carbono[2], esta materia se encuentra a grandes profundidades de

la superficie terrestre, debido a la dificultad de acceder a esta, es necesario recurrir al uso de

técnicas de extracción exploratorias para lograr recuperarla[3]. A nivel mundial se haencontrado que las diferentes reservas de petróleo no se exploran al máximo de su

capacidad y que a pesar de los avances en las tecnologías de perforación y de

procesamiento de crudo aún no se logran extraer por completo. Los valores promedio del

factor de recuperación de petróleo que caracteriza la relación de las reservas de petróleoextraíbles en un yacimiento, varían desde 0,4 hasta 0,6[4]. En países como Estados Unidos

pionero en investigación en este campo, el factor de recuperación de petróleo haaumentado de 0,35 a 0,6 desde 1990 hasta la actualidad [5].Se ha calculado que un aumento en el factor medio de la recuperación de petróleo para la

industria mundial de sólo el 1% es equivalente a un aumento de las reservas mundiales de

petróleo recuperables en aproximadamente 4,5 millones de toneladas [6]. El factor de

recuperación de petróleo de los campos atendidos por las empresas petroleras más progresistas, alcanza hasta un 50% debido a la aplicación de métodos avanzados de

recuperación mejorada de petróleo [7]. Encontrar formas eficientes para recuperar petróleo

de los yacimientos se está convirtiendo en una prioridad y esto se ve reflejado en elaumento del número de investigaciones tomadas en la base de datos Scopus acerca de estas

técnicas en los últimos 15 años, lo anterior se puede ver representado en la figura 1.



Fi gura 1 . Análisis grafico de documentos publicados sobre técnicas de recobro en base de datos en los

últimos 15 años .Adaptado de los valores arrojados por la base de datos Scopus.

En Colombia según el Instituto Nacional de Petróleo en asociación con Ecopetrol de cada100 barriles de petróleo equivalente que existen en los 257 campos productores en

Colombia, se estima que solo se recupera el 30% [7] .Las razones son: calidad de los

hidrocarburos, tipos de yacimientos y rocas que lo conforman. Esta condición no es únicaen Colombia, sino que incluye a todos los campos en petroleros del mundo. Sin embargo,

dependiendo de la tecnología mejorada que se aplique, puede llegar hasta el 65% de

recuperación [8]. Cualquier punto adicional en el factor de recobro significaría millones de barriles que se sumarían a los indicadores de producción económicos [9]. Por esta razón, las

empresas del sector de hidrocarburos y/o energéticos están apuntando a la implementaciónde nuevas técnicas de recobro mejorado que permitan el aprovechamiento de recursosenergéticos y la minimización de impactos ambientales[10].

II. GENERALIDADES

A la hora de hablar de la clasificación del petróleo, es importante tener en cuenta dos

conceptos relevantes que ayudan a entender el comportamiento del mismo. El primero es la

viscosidad, esta mide de una manera cuantitativa la oposición que tiene el fluido a fluir,entre mayor sea el valor, mayor resistencia presenta. El segundo es la densidad en grado

API ( American Petroleum Institute), se empleó como medida de la densidad para la

clasificación del petróleo de la siguiente manera: Crudo liviano: gravedad API mayores a31°; Crudo mediano: gravedad API entre 22,3° y 31°; Crudo pesado: gravedad API

menores a 22,3°; Crudo extrapesado: gravedad API menores a 10°.



En la figura 2, se representa la clasificación general de las técnicas de recobro de acuerdo

al tipo de crudo proveniente del yacimiento. Cuando se habla de recuperación primaria, se

hace uso de tecnologías básicas empleadas para extracción de crudo tipo liviano el cual secaracteriza por viscosidades bajas en rangos que oscilan entre 1cP a 100 cP (centipoise). La

recuperación secundaria y terciaria, se refiere a crudos pesados y extra-pesados en ese

orden, donde las viscosidades pueden fluctuar entre 100 cP y 1,000,000 cP. [ 11].Estos últimos demandan mayores tecnologías debido a que el petróleo extrapesado es

menos valioso, más difícil de producir y más difícil de refinar que los petróleos

convencionales.

Sin embargo el Ministerio de Minas y Energía en la actualidad estableció una nueva manerade clasificación de los métodos de recuperación en donde unificó el concepto de métodos

térmicos, para referirse a aquellas técnicas mejoradas de recuperación (EOR), donde se

aplique energía en forma de calor. Y métodos no térmicos donde utilizan otras fuentes deextracción como inyección de gases, solventes, microorganismo, entre otros [12]. Para

efectos de este artículo se desarrollaran teniendo en cuenta la clasificación proporcionada

en la figura 2.

II.I Recuperación primaria: Las técnicas de recuperación primaria son aquellas técnicas

aplicadas a crudos livianos donde se presenta un desplazamiento debido a la energía naturaldel yacimiento. Durante cierto periodo al crudo se le facilita la salida, gracias al gradiente

de presión que existe entre la salida y el fondo del pozo, algunas veces en estos casos la

presión es mucho mayor que la hidrostática, lo cual trae como consecuencia que el crudo

llegue hasta las superficies con solo un pequeño aporte energético del yacimiento [13].Cuando los fluidos logran expandirse en el yacimiento, la presión tiende a bajar según los

mecanismos utilizados. Puede que el pozo no sea explosivo o que la presión no se haya

disminuido, y se necesite un extra de energía para poder disminuir la presión en el fondodel pozo o bombear el crudo desde el fondo del pozo [14].

En la recuperación primaria intervienen fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales, porende es caracterizado por sus ritmos productivos, la relación crudo-gas y la expansión del

casquete de gas. Pero hay que tener en cuenta las características en el aspecto geológico, la

calidad de la administración, propiedades roca-fluido y las instalaciones de producción de

yacimiento explotado, ya que esto provee diferentes porcentajes de recobro [15].Existen diferentes mecanismos en la recuperación primaria, como:

-Drenado gravitacional(flujo natural): este es más eficiente en pozos con cierto ángulo de

inclinación y es capaz de producir grandes volúmenes de fluidos.- El mecanismo artificial de afluencia de acuífero hacia el yacimiento: este depende de la

distribución de presiones en el yacimiento y de la permeabilidad del lecho poros. El equipo

de superficial puede implantarse en cualquier estación.-El empuje por capa de gas: se emplea cuando un yacimiento tiene una capa muy grande de

gas, esto favorece la extracción del crudo debido a que el mismo gas a medida que es

extraído el crudo funciona como embolo desplazando el volumen de crudo hacia la

superficie [16][17].



Fi gura 2. Clasificación según de las tecnicas según el tipo de crudo;Adaptado de : A. A. Olajire, "Review of

ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in the petroleum industry:

Prospects and challenges," Energy, vol. 77, pp. 963-982, Dec. 2014.

II.II Recuperación secundaria: Es un proceso de inyección de agua y/o gas que tiene

como objetivo principal mantener o aumentar la energía y extracción de hidrocarburos delyacimiento, en el cual el agua inyectada forma una barrera de separación, con respecto al

crudo restante en el yacimiento. Este cuenta con 3 etapas: (1) periodo de respuesta inicial,(2) periodo de inclinación, (3) periodo de declinación que consiste en la disminución en la

producción de petróleo, mientras se incrementa el corte de agua buscando una eficiencia

de barrido y una disminución de la saturación del petróleo remanente[ 18].

El proceso de recuperación secundaria que actualmente es casi sinónimo de inyección deagua se implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria.

Los yacimientos que están bien administrados tienen un factor de recuperación menor de 50

a 60 %, aunque algunos autores consideran que el rango de recuperación después de unmecanismo secundario debería estar entre el 30 y 50%[19].

II.II.I Inyección de gas: El gas, al ser menos denso que el petróleo, tiene la tendencia deformar una capa artificial muy definida. Si la producción se extrae por la parte más

profunda de la capa, traerá como consecuencia una manera de conservar la energía y la

oportunidad de mantener las tasas de producción relativamente altas, produciendo en un

menor tiempo lo que por medio natural requeriría un periodo más largo [20].El gas que esinyectado es generalmente una mezcla de hidrocarburos en reemplazo de aire que en

ocasiones conlleva a los siguientes inconvenientes: corrosión en los pozos, oxidación del



petróleo y riesgo de explosión[21]. Las técnicas de inyección de gas se clasifican en dos

tipos:

-Inyección de gas interna o dispersa: el gas es inyectado dentro de la zona del yacimientoutilizado generalmente en depósitos con empuje de gas en solución, en yacimientos sin

capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El

gas inyectado sale a la superficie en conjunto con el petróleo seguidamente de serinyectado. Este tipo de inyección es utilizada para yacimientos homogéneos, del cual se

requiere un alto número de puntos de inyección y sobre todo que la permeabilidad efectiva

del gas sea baja [22].

Cabe resaltar que una de las ventajas que otorga este método es que permite dirigir el gashacia zonas más idóneas y que la cantidad de gas inyectado tiene la posibilidad de

optimizarse controlando la producción e inyección de gas, también es importante conocer

que la eficiencia es muy baja por la posición del relieve estructural o el drenaje asistido porgravedad [23].

-Inyección de gas externa: Por lo general, el gas es inyectado en el casquete de gas y el

agua se inyecta en la zona de producción para desplazar el petróleo del yacimiento. Este esllevado a cabo en pozos donde ocurre la separación debido a la influencia de las fuerzas de

gravedad. Este proceso se caracteriza principalmente por ser usado en yacimientos de altas

deformaciones geológicas para que la capa de gas pueda desplazar el petróleo, esta tienecomo ventaja que la eficiencia del barrido y los beneficios del producto de drenado por

gravedad sean mayores. Algunas de las desventajas que tiene este método es que se

necesita mantener la permeabilidad vertical del que es expulsado del yacimiento, mediante

el control de la inyección de gas para que se garantice así la eficiencia.II.II.II Inyección de agua: Este método es el más usado en las áreas de la ingeniería de

yacimientos, ya que los ingenieros de yacimientos son los encargados en el diseño de la

inyección de fluidos, la estimación de la reserva a considerar y la predicción delcomportamiento del pozo [25]. Existen diferentes tipos de inyección de agua en los

métodos de recuperación secundaria como:

-Inyección periférica o tradicional: Se caracteriza principalmente por la inyección de aguaen el acuífero cerca del contacto agua-aceite pero fuera de la zona de petróleo; tiene como

ventaja que no requiere perforación de pozos adicionales, además de la alta recuperación de

aceite con poca producción de agua y reducción de los costos por el manejo de agua.

Como desventajas presenta que la recuperación por inyección periférica es a largo plazo por lentitud del proceso y fallas por mala comunicación entre la periferia y el centro del

yacimiento [26].

- Inyección dispersa o en arreglos: en este tipo de inyección el agua se inyecta dentro de lazona de aceite, los pozos inyectores se distribuyen entre pozos productores con el fin de

obtener un barrido uniforme, además se emplea en pozos con poca inclinación y una gran

superficie. Las principales ventajas respectivamente son: gran eficiencia de desplazamiento,minimización del efecto negativo de las fases heterogéneas y respuestas rápidas del

yacimiento .Como desventajas tenemos: requerimientos de mayor inversión económica en

comparación con la inyección externa (periférica), demanda de un mayor control debido a

que es más riesgosa en términos de peligrosidad y mayor cantidad de recursos humanos[27],[28].

II. III Recuperación terciaria: También llamadas técnicas de recobro mejorado, abordan atodos aquellos crudos cuya gravedad API es menor a 10° (extrapesados), se emplean para



aumentar el factor de recobro de un yacimiento que ya ha sido explotado mediante técnicas

secundarias, generalmente estás técnicas se clasifican en: métodos térmicos, inyección de

gases, métodos químicos y microbiológicos .A continuación se explicará cada una de ellos[29].

II.III.I Métodos térmicos: Los métodos térmicos mejorados consisten esencialmente en latransferencia de energía en forma de calor de la superficie hacia el yacimiento. La

temperatura del crudo se aumenta radicalmente por lo que se dilatan los fluidos y se

expanden; se vaporiza la forma líquida y se reducen las viscosidades contribuyendo a la

movilidad del crudo. En forma general estos métodos consisten en la inyección ya sea devapor o agua caliente y la inyección de aire, ambos siguiendo diferentes esquemas [30].

-Inyección de agua caliente: Este proceso consiste en inyectar agua caliente y agua fría, locual hace que se desplace el petróleo inmiscible. La recuperación de petróleo aumenta

debido a la reducción de su viscosidad lo que se ve reflejado en el aumento de la movilidad

y la reducción de la saturación de aceite residual presente a temperaturas elevadas. Estos procesos de recuperación son aplicados a crudos pesados [31].

-Inyección continúa de vapor: Es uno de los métodos más utilizados en campos de Estados

Unidos en los últimos 20 años[32].Consiste en inyectar al yacimiento corrientes continuasde vapor, formando así una nube del mismo que empuja lentamente el crudo hacia las

zonas productoras. En otros términos se habla de un desplazamiento de crudo por agua

condensada. El crudo es movilizado debido a la reducción de su viscosidad, que es

ocasionada por las altas temperaturas del yacimiento, esto a su vez se manifiesta en elaumento en el factor de recobro hasta valores del 60 por ciento. De manera general se

puede decir que la inyección continua de vapor es aplicable a crudos pesados por ende

viscosos y yacimientos porosos que requieren temperatura para poder fluir [30][33].-Inyección cíclica o alternada de vapor (CCS): Cyclic Continous Steam por sus siglas en

ingles. Este método de recuperación se lleva a cabo en un mismo yacimiento que opera

como inyector y productor al mismo tiempo. Este se desarrolla en tres etapas. En la primeraetapa, el vapor es inyectado continuamente por un cierto periodo de tiempo. Posteriormente

el pozo es cerrado por unos días y se deja en fase de remojo dejando que el calor inyectado

se transfiera y se distribuya uniformemente (soaking).Finalmente el pozo es abierto en fase

de producción, donde inicialmente se observa un alza en la producción. Esta operación serepite hasta que el pozo deja de ser económica y productivamente viable [34]. Esta técnica

proporciona factores de recobro con valores ente el 10 al 40 por ciento superiores a los

alcanzados con la técnica "in situ"[26].-Inyección de vapor asistida por gravedad. Steam Assisted gravity drainged.(SAGD): Esta

técnica requiere grandes cantidades de energía y emite cantidades importantes de gases de

efecto invernadero hacia el ambiente [35]. Consiste en emplear dos pozos horizontales, uno por encima del otro (ver figura 3). El pozo de la parte superior se utiliza como generador de

vapor, mientras que en el de abajo se extrae el crudo. Se forma una cámara de vapor hacia

la cima por diferencia gravitacional lo que proporciona excelente ritmos de producción. La

reducción considerable de la viscosidad origina la movilización del crudo, el cual desciende por gravedad hacia el pozo productor ubicado en la base del yacimiento, El factor de

recobro empleando esta técnica pueden aproximarse al orden del 60 por ciento [36].



Los siguientes métodos se consideran variaciones del SAGD

-VAPEX(Vapour Extraction): La extracción de vapor de petróleo pesado por solventes esconsiderado como uno de las alternativas energéticas más eficientes, económicamente

atractiva y libre de contaminación en relación a los demás métodos de extracción térmica

[37].Consiste en la inyección de un disolvente(metano, propano) que mediante la difusiónimpulsada por la transferencia de masa entre el disolvente y el crudo pesado hace que se

reduzca la viscosidad del crudo de una manera similar a la difusión de calor entre vapor y

crudo . Para ello, dos pozos horizontales largos se perforan en paralelo entre sí (como en

SAGD) con el fin de maximizar la exposición al pozo. El disolvente se inyecta en el pozosuperior (inyector), mientras que el aceite diluido generado por la difusión de disolvente-

aceite desciende por gravedad al pozo inferior (productor)[38].

-Es SAGD(expansión del solvente) se agrega porcentajes mínimos de vapor a la mezcla desolventes inyectados para así poder ganar una eficiencia energética cuando se aplica

VAPEX[39].

Figura 3 . Esquema general SAGD. Fuente adaptada de: Economic and environmental analysis of a Steam

Assisted Gravity Drainage (SAGD) facility for oil recovery from Canadian oil sands.

-Combustión en sitio (in Situ): Recuperación mejorada de petróleo a través de lacombustión in-situ (ISC) es un proceso que utiliza una fracción del petróleo, 10 por ciento

aproximadamente en el pozo como combustible con el fin de cargar y desplazar los

hidrocarburos en el yacimientos de petróleo pesado. En los procesos de ISC, el aire seinyecta en una sección calentada del depósito. Al llegar a un umbral de temperatura, el

oxígeno en el aire inyectado reacciona con el aceite en el lugar y genera calor, una fracciónde aceite ligero, así como de vapor y otros productos de reacción gaseosos, principalmenteCO2, ayudan a impulsar el aceite mejorado (fracción más ligera) hacia los pozos de

producción. En consecuencia los procesos ISC pueden, ser altamente eficiente, pero al

mismo tiempo producir cantidades significativas de CO2, un potente gas de efecto

invernadero [40][41].



II.III.II Inyección de gases: Estos métodos buscan aprovechar los principios de

transferencia de masa para incrementar el número capilar, en otras palabras buscan que la

tensión interfacial entre el fluido inyectado y el crudo se reduzcan [42].-Inyección de CO2: El gas inyectado se solubiliza en el crudo remanente a medida que las

fracciones ligeras que lo comprenden se disuelven en el gas. Lo anterior ocurre

principalmente cuando la densidad del CO2 es alta y cuando el crudo contiene grandescantidades significativas de fracciones ligeras. Por debajo de cierta presión el CO2 y el

crudo dejaran de ser miscibles y a medida que la temperatura aumente o que la densidad del

crudo lo haga, la presión mínima necesaria para llevar a cabo la miscibilidad entre el crudo

y el CO2 incrementará. Cuando se trata de un proceso miscible el gas puede desplazar alcrudo de los poros empujándolo hacia el pozo productor. Cuando el proceso es inmiscible,

la solución de CO2 en el aceite se ve reducida la viscosidad y también se incrementa el

factor volumétrico, aunque en menor proporción que si fuese miscible. Dichos procesoshacen que se mejore la recuperación [43].

Algunas ventajas adicionales relacionadas a la inyección de este gas es que promueve la

eliminación de las fracciones finas de un crudo pesado, previene y limpia los bloqueos poremulsiones y aumenta la permeabilidad de las formaciones carbonatadas [44].

-Inyección de gases de combustión: Se inyecta una mezcla de CO2 con gases productos de

la combustión con el propósito de desplazar el petróleo por transferencia de masa decomponentes intermedios del petróleo al gas inyectado, y por la posterior condensación de

los componentes intermedios más pesados a la fase liquido [ 45].

-Inyección de N2: Este método se limita para los yacimientos profundos que tengan

presiones altas, ya que se lleva a cabo para desplazar verticalmente el petróleo con el efectode la gravedad, el objetivo principal es establecer la zona de miscibilidad que se desea en

los pozos de inyección para que el nitrógeno sea inyectado a una velocidad menor a la que

se introdujo el hidrocarburo ligero. La inyección de nitrógeno promueve el movimiento delas fases gaseosas y liquidas en un yacimiento, ya que estas son caracterizadas por

implicar un mecanismo de transporte cromatógrafico que produce una separación

cromatografica gas-liquido en la arena del yacimiento, luego de haber inyectado elnitrógeno puede relacionarse con el número de platos teóricos que se necesitan para lograr

un equilibro de gas-liquido [46].

-Inyección de hidrocarburos: En esencia es gas natural inyectado enriquecido

principalmente de una mezcla de etano, propano, butano para aumentar la solubilidad conel crudo del yacimiento. Cuando el proceso es miscible se pueden usar tres técnicas: La

primera emplea gas de petróleo licuado (GLP) en una pequeña proporción. La segunda es

inyectar gas natural rico en etano hasta hexano seguido de gas y agua. La tercera consisteen inyectar gas a alta presión para vaporizar los componentes más ligeros, Todo esto con el

fin de favorecer la reducción de la viscosidad y el hinchamiento del petróleo, para así lograr

un empuje natural del mismo [43].

II.III.III Métodos químicos: Algunas sustancias químicas especiales son inyectados con

el propósito de minimizar la tensión superficial(capilaridad) y disminuir la relación de

movilidad con el fin de mejorar el control sobre la misma(minimizar canalización ); losmétodos de recuperación de esta categoría incluyen la inyección de surfactantes ,polímeros

y álcalis o una mezcla de los tres lo que se conoce como inyección de mezcla de álcalis-

surfactante-polímero lo que se conoce como (ASP)[47],(Ver figura 4).



Figura 4 .Esquema general de inyección de químicos. Adaptado de:

http://www.cnh.gob.mx/_docs/IOR_EOR .

- Inyección de polímeros: Tienen como función aumentar la viscosidad del agua, de

manera que la relación de fuerzas viscosas disminuya. A partir de este método se presenta

una reducción de permeabilidad ocasionando la adsorción de las moléculas del polímero.Este método aplica principalmente en formaciones arenosas con trazas de fluidos ligeros a

intermedios, con porosidades intermedias del 10 al 20 por ciento en volumen de poros

[48]. La profundidad es un determinante crítico, ya que podría estar relacionado con elcalor en las capas terrestre, es decir el aumento de la temperatura del yacimiento lo cual

hace que intervenga en la estabilidad de los polímeros inyectados. El polímero debe serinyectado a una temperatura menor de 175°F, aunque hay algunos polímeros que sonestables a temperaturas mayores [49].

-Inyección de surfactantes: Se pueden aplicar en arenas con presencia de crudos ligeros , el

principal objetivo de esta técnica es recuperar el petróleo residual que permanece despuésde la recuperación primaria o de una inyección de agua(secundaria) .De la misma manera

del anterior caso, la temperatura del yacimiento no debe ser muy alta (menores a 93°C)

aproximadamente. Se observó que algunos tensoactivos pierden su capacidad parafuncionar después de varios días en 100 °C, mientras que otros todavía están eficaces para

un período de una semana.[50]. La salinidad debe ser estrictamente controlada. El

surfactante inyectado que por lo general son sulfanatos de petróleos, deben disminuir latensión interfacial entre el agua y el crudo hasta movilizar este último, con lo que se crea

un banco fluyente donde el crudo y el agua fluyan en fases inmiscibles hacia la

superficie[51]. La tensión entre fases debe mantenerse en el frente del desplazamiento para

evitar que el crudo movilizado vuelva a ser reatrapado.

-Inyección de álcalis: La inyección de este químico puede resultar positivo siempre y

cuando el crudo tenga un pH bajo es decir que sea ácido [52]. La acidez presente



normalmente es ocasionada por resinas y asfáltenos que contienen radicales (H+).Mediante

este método se busca reducir la tensión entre el crudo y el agua debido a que ocurre una

reacción entre el álcali con los radicales para formar surfactantes geles. Finalmente seforma una emulsión agua/aceite cuya viscosidad es menor a la del aceite de origen

mejorando significativamente el flujo del mismo a través del yacimiento [53].

II.III.IV Método microbiológico:

La recuperación de petróleo microbiológica mejorada

(MEOR) se basa en la inyección de microorganismo seleccionados con el propósito de

mejorar la recuperación de petróleo en los yacimientos para luego ser estimulados, y el

producto de su metabolismo "in situ" ser transportado con el fin de obtener unareducción del petróleo residual dejado en el yacimiento[54]. Estos microorganismos

podrían desempeñarse como vehículo transportador de petróleo residual o agentes tapón

para aislar selectivamente del yacimiento zonas no deseadas [55]. Hay dos componentesesenciales: Los microorganismos indígenas (también llamados autóctonas o exógenos) y

nutrientes (in situ o ex situ)[56]. En las mejores condiciones operativas se generan

biopolímeros y biotensioactivos como desechos .Estos productos son destacados por ser pieza clave en la formación de químicos emulsiones micelares y en la reducción de la

tensión entre fases presentes en el yacimiento, por lo tanto en esencia los principios de

MEOR son similares a las de inyección de químicos [57].En lo que comprende el proceso de "fermentación in situ" existe una serie de mecanismos,

combinaciones responsables de la estimulación, extracción y el mejoramiento en el

recobro de petróleo. Esta sinergia de mecanismos depende generalmente de los cultivos,

modo de aplicación, condiciones operacionales y tipos de nutriente. A continuación selistan algunos de los mecanismos [58].

- Degradación y alteración del petróleo. Ciertas bacterias alteran la estructura carbonada del

petróleo presente en el reservorio.- Emulsificación del petróleo. Las bacterias generan emulsiones micelares a través de su

adhesión a los hidrocarburos.

- Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes orgánicosen la fase petróleo.

- Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua mediante

biosurfactantes y biopolímeros.

- Limpieza de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados in situ. El gassirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos que taponan las gargantas de

poros [59].

Dentro de las bacterias utilizadas en lo que se denomina la microbiología del petróleo pueden estar clasificadas según la fisiología de las mismas bajo condiciones de yacimiento,

su función dentro del yacimiento y el control de la actividad microbial en el yacimiento, de

manera tal que la inyección potencial de un cultivo de bacterias y/o la estimulación de laactividad de las bacterias indígenas pueda traer resultados positivos en la recuperación de

petróleo. A continuación se presenta algunos de los tipos de bacterias más utilizadas según

su función [60].

- Bacteria sulfato-reductora: Este tipo de bacteria es la especie que se encuentra máscomúnmente en el tratamiento de petróleo, son estrictamente anaeróbicas y usan el sulfato

para recibir los electrones liberados producto de la oxidación de los nutrientes. Algunos de

estos tipos de bacterias son: Spirillum desulfuricans, Microspira aestauri, Vibriothermodesulfuricans y Vibrio sp.



- Bacteria formadora de metano. La bacteria metanogénica formadora de metano como

producto ultimo de su metabolismo. Estas bacterias estrictamente anaeróbicas tienen como

función aumentar la presión del yacimiento mediante la producción de gas, que por sumisma fisiología lo desechan, lo anterior trae como consecuencia una diferencia de presión

que hace que el crudo ascienda a la superficie. Algunos cultivos de estas especies son:

Methanococcus mazei y M. omelianskii.- Cultivos de Clostridium sp, se caracterizan por su tolerancia a la salinidad. El

Clostridium ha sido utilizado con éxito en ensayos de campo llevados a cabo en países de

Europa debido a que tiene las propiedades de ser ácido, solvente y productor de

gas[61][62].

TECNICA NOMBRE VENTAJA DESVENTAJA % FACTORRECOBRO

Primaria Flujo natural Este es más

eficiente en pozos con

cierto ángulo deinclinación

Valores

inferiores defactor de

recobro

8 - 30

Primaria Levantamientoartificial

Este sistemaequipo puede

implantarse en

cualquierestación.

Depende de ladistribución de

presiones en el

yacimiento

15- 30

Secundaria Inyección de gas Reducción

considerable de

la viscosidaddel aceite

haciendo sufácil extracción

La cantidad de

pozos de

inyecciónrequerida

aumenta elcosto de

operación

30 - 60

Secundaria Inyección de

agua

No requiere

perforación de

pozos

adicionales

Demanda de un

mayor control

debido a que es

más riesgosa entérminos de

peligrosidad.

30 -60

Terciaria Metidos térmicos Estas técnicas

proporciona los

factores derecobro más

eficientes.

Altas cantidades

de energía en

forma de vaporson necesitadas.

>60

Terciaria Inyección degases

Promueve laeliminación de

las fracciones

finas de uncrudo pesado,

No aplicable para pozos

profundos con

altas presiones.

>60



previene ylimpia los

bloqueos por

emulsione

Terciaria Inyección de

químicos

Minimización

de los impactosambientales

Se deben

controlar lasalinidad dentro

del pozo paraque no dañe el

químico.

>60

Terciaria Inyección de

Microorganismos

Minimización

de los impactos

ambientales

Se deben

mantener las

condicionesóptimas de

crecimiento.

>60

Tabla 1. Tabla comparativa de las técnicas de recobro de petróleo ,ventajas, desventajas y factor de recobrorespectivamente.

III. CONCLUSIONES

En lo que respecta a las técnicas de recuperación primarias, el panorama global en términosde desarrollo ya está definido. A pesar de que en la actualidad se siguen implementado los

sistemas artificiales de producción(Levantamiento artificial),puesto que su facilidad de

transporte y aplicabilidad a yacimientos irregulares son sus principales ventajas, estas no proporcionan porcentajes de recobro lo suficientemente óptimos para ser rentables a nivel

productivo y económico con respecto al mercado energético en la actualidad.

Con respecto a la extracción mediante técnicas secundarias, no difiere mucho a la primariadebido a que aún en termino de competitividad el factor de recobro no es suficientemente

alto como para adicionar barriles a la producción anual. La inyección de calor en forma devapor y agua caliente con el fin de represionar los yacimientos y aumentar la producción,

ha dejado impactos ambientales severos contra la flora y la fauna que rodea al pozo, es por

esto que se llega a la conclusión que las técnicas secundarias no son lo suficientemente

sustentables.

Con base en la información de la literatura y otros resultados presentados en este artículo de

revisión, podemos concluir que los métodos de recuperación mejorada de petróleo son unaalternativa sustituta a los métodos convencionales para aumentar el porcentaje del factor de

recobro, que si bien es cierto, ninguna proporciona una efectividad del cien por cientodebido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos,cualquier punto adicional a este generaría en las compañías petroleras millones en

ganancias y ahorros económicos desde el punto de vista energético gracias a la reducción

en la cantidad de energía necesaria para explotación.

Ante la problemática de la caída de los precios del petróleo debido a la baja en la demanda delcrudo, es necesario redirigir las investigaciones hacia nuevas técnicas mejoradas que implementen



procesos sostenibles desde el punto de vista ambiental y económico, al igual que potencializar las

existentes como es el caso de las MEOR, mejorando la inyección de los cultivos

microbiológicos y la de químicos, para que provean factores de recobro más eficientes que

permitan aprovechar las reservas existentes con menos cantidad de recursos.

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