• • • • Recuperación Secundaria
Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la
cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el
yacimiento a través de pozos de inyección ubicados
en la roca que tengan comunicación de fluidos con los
pozos productores. El propósito de la recuperación
secundaria es mantener la presión del yacimiento y
desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de
recuperación secundaria más comunes son la
inyección de gas y la inundación con agua.
Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se
inyecta en la zona de producción para barrer el
petróleo del yacimiento. Durante la etapa de
recuperación primaria, puede comenzar un programa de
mantenimiento de la presión, pero es una forma de
recuperación mejorada. La etapa de recuperación
secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado
(agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos
productores y la producción deja de ser económica.
El uso sucesivo de la recuperación primaria y la
recuperación secundaria en un yacimiento de
petróleo produce alrededor del 15% al 40% del
petróleo original existente en el lugar.
Recuperación Secundaria • Recuperación
primaria ineficiente ==> recuperación secundaria.
• Objeto: barrer petróleo remanente hacia pozos
productores. • Elegir fluido a inyectar.
Esquema de Inyección – Producción
Elección de esquema de inyección –
producción • Ubicación de pozos existentes.
• Geometría del reservorio • Costo de
perforación de pozos nuevos. • Necesidad de balancear
cantidad de fluidos inyectados y producidos.
Factores a considerar en Recuperación Secundaria: resumen
• Bases sólidas de datos del reservorio. •
Esquema de inyección consistente con naturaleza y
continuidad del reservorio. • Zona productiva aislada.
• Barrido volumétrico.
Recuperación Mejorada • Información para
definir una técnica de • Profundidad. • Cantidad
de petróleo estimada en el reservorio. • Viscosidad.
• Densidad
• • – – – – – –
Recuperación Mejorada Métodos térmicos
– Inyección cíclica de vapor. (huff and puff)
– Inyección continua de vapor. (steam drive) –
Combustión “In Situ”. Métodos
Químicos Métodos miscibles (solventes, CO2, micro
emulsiones, gas). Métodos de baja tensión
(surfactante). Métodos alcalinos. Inyección de agua
viscosa (polímeros). Combinación de los tres
anteriores. Recuperación con Microorganismos
Drenaje con surfactante / polímero
Drenaje alcalino • El drenaje alcalino consiste en inyectar
una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de 0.1
– 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro
producto para lograr un pH entre 8 y 10. A tal pH los
ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos
reaccionan con la fase acuosa alcalina para formar in situ las
sales de sodio, que son surfactantes similares a los jabones, y a
menudo se llaman así. • Estos jabones poseen
propiedades surfactantes y son susceptibles de modificar la
mojabilidad de la roca y de reducir la tensión
interfacial. En ciertos casos se obtienen tensiones bajas
(0,01-0,001 dina/cm) para condiciones particulares semejantes al
caso de la formulación óptima en el drenaje con
surfactante. Al adsorberse los jabones sobre la matrix rocosa,
producen una mojabilidad por el aceite que tiende a aumentar la
permeabilidad relativa de esta a baja saturación porque
promueve la continuidad de dicha fase.
Estimulación del pozo • Debido a la geometría
cilíndrica del flujo en la vecindad de un pozo, la
velocidad del flujo varía como el inverso del cuadrado de
distancia al pozo. Por lo tanto es necesario tener una alta
porosidad y alta permeabilidad en la vecindad del pozo, tanto
para operaciones de inyección como de producción.
• Además de los tratamientos físicos
(inyección de vapor, acidificación,
fracturación), es a menudo conveniente limpiar la
cercanía del pozo de cualquier aceite líquido o
sólido atrapado en el medio poroso. La inyección de
surfactante en concentración relativamente alta puede
provocar una movilización miscible de este aceite. •
• La adsorción de surfactantes de peso molecular
relativamente alto puede permitir hidrofobar la roca, para que en
la cercanía del pozo se vuelva entonces mojable por el
aceite. La presencia de surfactante en fondo de pozo puede
también aliviar ciertos problemas de producción
referidos como daños de formación, por ejemplo
ayudando a suspender los cristales de parafinas, o produciendo
una emulsión O/W fácil de quebrar
PROBLEMAS EN LA RECUPERACION MEJORADA • Al estar estos
fluidos en contacto con el aceite y el sólido del
yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico
– químico durante mucho tiempo con la salmuera
connata, pueden producirse varios fenómenos de
transferencia de masa: adsorción, intercambio
iónico, etc. Al desplazar estos fluidos en el yacimiento
pueden además producirse fenómenos de
non-equilibrio.
PROBLEMAS DE ADSORCIÓN • La adsorción del
surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores
tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han
realizado estudios acerca de la influencia de la estructura sobre
la adsorción, los cuales parecen indicar que una mayor
ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la
baja tensión y disminuir la adsorción.
PROBLEMAS DE PRECIPITACION Y RETENCIÓN • El
surfactante puede también encontrar un ambiente
físico-quimico inadecuado, por ejemplo en el caso de
sulfonatos, iones divalentes desorbidos de las arcillas. Se sabe
que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua
y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la
fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones
ultrabajas.
PROBLEMAS DE FRACCIONAMIENTO • Los surfactantes utilizados
en Recuperación Mejorada tienen que ser poco costosos; en
general son sulfonatos de petróleo, que contienen una
amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas
pueden fraccionarse entre el agua y el aceite, con las especies
de mayor peso molecular pasando al aceite. Como consecuencia la
mezcla de surfactantes que queda en la fase agua posee un peso
molecular cada vez mas bajo. Eso resulta en un cambio en la
formulación y como consecuencia se pierden las condiciones
fisico-quimicas para formulación óptima.
PROBLEMAS DE EFECTO CROMATOGRAFICO • La mezcla de
surfactante puede también fraccionarse en el proceso de
adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto
significa que se empobrece poco a poco en especies más
adsorbidas, es decir las de mayor peso molecular. El proceso es
esencialmente semejante a una separación
cromatográfica
PROBLEMAS DE INTERCAMBIO IONICO • Las rocas almacén
contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada con
arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en
equilibrio con la salmuera connata. Al inyectar una nueva fase
acuosa, se produce en general un nuevo equilibrio
físico-químico, el cual puede resultar en un
intercambio de iones entre la solución inyectada y la
roca. Si tal fenómeno resulta en la desorción de
cationes polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede
producir la precipitación de una parte de los sulfonatos.
En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salinidad
de la solución inyectada, es decir que cambia la
formulación.
PROBLEMAS DE EMULSIONES • En el frente del tapón de
surfactante se produce la movilización del aceite
atrapada, la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento
producido por el movimiento en el medio poroso es muy bajo, pero
en presencia de una tensión interfacial ultra-baja, puede
ser suficiente para producir emulsiones. Por otra parte, las
emulsiones pueden resultar de procesos de no- equilibrio como la
emulsionación espontánea en presencia de
surfactantes, o cuando éste se forme in-situ al
contactarse un crudo ácido con una solución
alcalina.
PROBLEMAS CON POLÍMEROS • El tapón de
polímeros es mucho más sencillo desde el punto de
vista físico-químico que el tapón de
surfactante. • Sin embargo los polímeros son
también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases
al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la
roca, o ser retenido por filtración en los poros
pequeños.
TAPONAMIENTO CONTROLADO CON ESPUMAS • Cuando el yacimiento
presenta fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, los fluidos
inyectados, que sean soluciones acuosas o vapor, tienden a
"escaparse" por este camino de menor pérdida de carga, y
por lo tanto no penetran en las demás zonas. Esto resulta
en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en una
baja recuperación. • • El fenómeno se
agrava por si mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza
el petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en
consecuencia. • • Si se pudieran tapar estas zonas
después de haber movilizado el petróleo que
contienen, los fluidos inyectados tendrían que penetrar en
las zonas de menor permeabilidad.
