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• Ernesto Jose Garcia Gonzalez

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Instituto Tecnológico de Villahermosa

Departamento Académico: Departamento de Ciencias de la Tierra

Carrera: Ingeniería Petrolera

Asignatura: Recuperación Secundaria y Mejorada

Horario: Lunes a Viernes de 12:00 a 13:00 hrs.

Actividad: Investigación

Catedrático: Ing. María Magdalena Rodríguez García

Elaboró: Ernesto José García González No. De Matrícula: B19301450

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Instituto Tecnológico de Villahermosa Subdirección Académica Departamento de Ciencias de la Tierra Recuperación Secundaria y Mejorada Tema: Introducción

Índice Introducción

3

1. Objetivos

5

1.1.

Objetivo general

5

1.2.

Objetivos específicos

5

1.3.

Introducción a la recuperación incremental de hidrocarburos.

6

1.3.1.

Aceite incremental

6

1.3.2.

Recuperación Secundaria y Mejorada

8

1.3.3.

Recuperación Secundaria

10

1.3.4.

Recuperación Mejorada

12

1.3.5.

Recuperación Avanzada

13

1.4.

Necesidad de la recuperación secundaria y mejorada

15

1.5.

Clasificación de sistemas de recuperación.

17

1.5.1. 1.6.

Clasificación de los métodos EOR

El futuro de la recuperación secundaria y mejorada

17 33

Conclusión

39

Bibliografía

40

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Introducción A lo largo de la historia, la Ingeniería Petrolera ha ido evolucionando y mejorando gracias a los avances tecnológicos y a la constante optimización en métodos, procesos, maquinaria y personal, lo que deriva en una industria más capaz y con mejores resultados en la recuperación final de aceite de los yacimientos petroleros. Durante la vida productiva de los yacimientos se encuentran tres “etapas” que se refieren a tres distintas recuperaciones de aceite de acuerdo a la presión y la producción que cualquier yacimiento pueda presentar. La primera etapa (comportamiento primario) consta de la producción de fluidos del yacimiento con la energía natural del mismo (Pi) la cual empezará a declinar hasta llegar a la segunda etapa o recuperación secundaria. En la recuperación secundaria, se busca reestablecer o mantener la energía (presión) del yacimiento mediante la inyección de agua, gas o la inyección de ambos fluidos alternadamente (WAG). Finalmente el yacimiento entra a la etapa final de producción en donde se utilizan métodos de recuperación mejorada o EOR, por sus siglas en inglés (Enhanced Oil Recovery) para obtener la recuperación final de hidrocarburos que en la mayoría de las ocasiones representa el aceite residual que debido a las condiciones del fluido y del yacimiento, es incapaz de fluir. Este ha sido el plan de explotación por excelencia en la industria petrolera, pero, ¿será el más eficaz? Los yacimientos petroleros presentan características únicas que se pueden o no repetir en otro yacimiento, pero aun cuando esto pasa, todos los yacimientos se deben analizar por separado ya que cada uno requiere métodos distintos de explotación (distinto número de pozos productores, pozos inyectores, etc.), es por eso que la costumbre de

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utilizar métodos EOR en una etapa final de producción de un yacimiento debe desaparecer. Existen muchos casos alrededor del mundo en donde se ha descubierto que la implementación de métodos EOR en etapas tempranas de producción es o hubiera sido una decisión acertada. Una idea que se tiene respecto a la recuperación mejorada es que debe aplicarse para recuperar el aceite residual (aceite no movible), pero existen yacimientos que necesitan de estos métodos para que los hidrocarburos puedan fluir, es por esto que los planes de Recuperación Avanzada o IOR proponen una forma de explotación en donde los métodos EOR, la inyección de fluidos, la perforación de pozos de relleno (Infill drilling), la caracterización avanzada del yacimiento y todas las actividades que pueden estar dentro del plan de explotación de un campo petrolero, sean opciones que se analicen y no se encasillen con una etapa de producción específica, sino que se consideren en todo momento del proyecto. La idea de implementar proyectos IOR surge de la propuesta de romper con el proceso lineal con el que se planean los proyectos e introduce un nuevo enfoque para la recuperación final de aceite en los yacimientos. De acuerdo a un estudio de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) acerca de los yacimientos candidatos potenciales a la implementación de métodos de recuperación mejorada se menciona lo siguiente: “El potencial de EOR desarrollado dentro de una estrategia de recuperación avanzada (Improved Oil Recovery o IOR) podría duplicar las reservas probadas de petróleo del país e incrementar hasta en un millón de barriles la producción nacional; a la luz de las restricciones legales, tecnológicas, ambientales y de gestión.”

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Lo anterior indica que todavía hay mucho que hacer y mucho campo que desarrollar en el ámbito petrolero. La forma de implementar proyectos y las nuevas estrategias de explotación nos llevarán a alcanzar producciones más grandes e incluso aumentar las reservas en un porcentaje considerable, que es de donde proviene realmente la importancia de implementar proyectos desde un enfoque IOR. Hemos llegado a un punto en la historia de la industria petrolera en donde la tecnología proporciona nuevas y atractivas alternativas de explotación. La decisión del mejor momento, qué tipo de proceso utilizar y que además esté dentro de una estrategia de recuperación avanzada que considere todas las posibilidades necesarias y aplicables dentro de los límites legales, tecnológicos, ambientales y de gestión, debe estar enfocada al aumento de la recuperación final de hidrocarburos.

1. Objetivos 1.1. Objetivo general Conoce el concepto de recuperación de hidrocarburos para aplicarlo en dicho proceso.

1.2. Objetivos específicos 

Describir las necesidades que tiene la recuperación secundaria y mejorada



Clasificar los sistemas de recuperación de acuerdo a la función.



Analizar el futuro de la recuperación secundaria y mejorada

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1.3. Introducción a la recuperación incremental de hidrocarburos. En la actualidad la producción de aceite en su mayoría es proveniente de yacimientos “maduros”, es decir, de aquellos yacimientos en los que ya se ha alcanzado su nivel máximo de producción por comportamiento primario y comienza su etapa de declinación, lo que lleva a la necesidad de implementar algún método de Recuperación Secundaria, Mejorada y Avanzada. Desde el punto de vista técnico, el aceite que se recupera por comportamiento primario, es de alrededor de 40% del volumen original de aceite, es por esto que la industria del petróleo se ha visto en la necesidad de investigar e implementar métodos para incrementar el factor de recuperación. Tradicionalmente se puede dividir la producción de hidrocarburos en 3 procesos cronológicos que hasta hace poco se consideraban acertados y ahora se explicará la nueva precepción de los métodos. Los procesos que hasta hace poco se consideraban cronológicos son recuperación, primaria, secundaria y terciaria respectivamente. Ahora se mencionan como Recuperación Primaria, Secundaria, Mejorada y Avanzada, cada una con diversas características. Y se ha encontrado que no son procesos cronológicos, puesto que hay yacimientos que necesitan ser explotados desde el inicio con métodos de recuperación mejorada, tal es el caso del aceite extrapesado o bitumen, que se extrae por métodos térmicos.

1.3.1. Aceite incremental El aceite incremental se define como el aceite que es producido debido a la modificación de las condiciones actuales tanto del yacimiento como de las instalaciones e infraestructura instalada en un momento dado y que aporta un incremento en la producción de aceite. El aceite incremental es producto de la alteración de la tendencia Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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de producción positivamente en cualquier momento del desarrollo de un proyecto de explotación, producto de cambios de tubería, limpieza, ampliación de redes de distribución y otros, estimulación a nivel de pozo, así como de la implementación de un proyecto de recuperación secundaria, mejorada y avanzada. Proyectos de Aceite Incremental Los proyectos incrementales están diseñados a mejorar la eficiencia de recuperación y/o para acelerar la producción a través de la realización de cambios en los pozos o instalaciones, perforaciones infill (pozos de relleno), o recuperación mejorada. Dichos proyectos deberían clasificarse de acuerdo con los mismos criterios de los proyectos iniciales. Las cantidades incrementales relacionadas se categorizan de la misma manera en términos de certeza de recuperación. El aumento proyectado en recuperación puede incluirse en las Reservas estimadas si el grado de compromiso es tal que el proyecto se desarrolla y se pone en producción dentro de un plazo razonable ( generalmente dentro de 5 años; se deberían justificar claramente las demoras extendidas). (SPE, AAPG, WPC, SPEE, 2009) Reacondicionamientos, tratamientos, y cambios de equipamiento La recuperación incremental asociada con actividades futuras de reacondicionamientos, tratamientos

(incluyendo

equipamiento,

u

otros

fracturas

hidráulicas),

procedimientos

re-tratamiento,

mecánicos

donde

cambios

dichos

de

proyectos

rutinariamente han sido exitosos en yacimientos análogos puede clasificarse como Reservas Desarrolladas o No Desarrolladas de acuerdo con la magnitud de los costos asociados requeridos. (SPE, AAPG, WPC, SPEE, 2009).

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Perforaciones Infill (pozos de relleno) Los análisis técnicos y comerciales pueden soportar la perforación de pozos productores adicionales para reducir el espaciamiento más allá del utilizado dentro del plan inicial de desarrollo, sujeto a reglamentaciones gubernamentales (si dichas aprobaciones son requeridas). Las perforaciones infill pueden tener un efecto combinado de aumentar la recuperación y de acelerar la producción.

1.3.2. Recuperación Secundaria y Mejorada El aceite proveniente de los proyectos de recuperación Secundaria y Mejorada son parte del aceite incremental, ya que el volumen de aceite que se produce gracias a estos métodos no se encuentra contabilizado como Reserva factible de producirse en los proyectos de evaluación debido primordialmente a que: a) Es aceite móvil pero no se puede desplazar hacia los pozos productores por falta de presión. b) Es aceite no-móvil que se encuentra retenido por fuerzas capilares. c) Es aceite muy pesado (alta viscosidad) y no es capaz de fluir hacia los pozos productores. La recuperación Secundaria se centra en la aceleración de la producción y en el desplazamiento del aceite móvil presente en el yacimiento, empleando para esto la inyección de fluidos de manera inmiscible que pueden ser agua o gas. La recuperación de aceite a través de métodos de recuperación mejorada que no han sido clasificadas como reservas y parte del aceite incremental es porque no se ha realizado una prueba piloto exitosa o no se tiene el programa de recuperación instalado.

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Otro criterio para considerar aceite incremental en un proyecto es que su análisis de soporte incluya comparaciones en yacimientos denominados análogos.

Fig. 1 Aceite Incremental en Recuperación Mejorada (Lake, 1989) En la Figura 1 se observa que si no hay ningún método de recuperación Mejorada implementado, se continuará la tendencia de la producción marcada entre los puntos A y C, al comenzar a implementar un método de recuperación mejorada, se observa que comienza a obtenerse una ventana de aceite incremental producto de la implementación del método de recuperación mejorada. Para ilustrar cuál es el aceite incremental de manera más completa e incluyendo la producción por comportamiento primario, secundario, mejorado y los sistemas artificiales de producción, se muestra la Figura 2 donde se aprecia el incremental en un yacimiento cualquiera, producto de los diferentes métodos de recuperación.

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Fig. 2 Aceite Incremental en un yacimiento cualquiera. (Rodríguez de la Garza, 2013) La recuperación Secundaria, Mejorada y Avanzada, puede realizarse en cualquier momento de la explotación de un yacimiento, no son procesos cronológicos como se pensaba hace tiempo.

1.3.3. Recuperación Secundaria La recuperación secundaria nace accidentalmente en Pithole Pennsylvania, Estados Unidos, a finales de 1865. John F. Carll (1828-1904), en 1880 documentó que el agua al abrirse camino en el pozo desde arenas poco profundas, se movería a lo largo del estrato impregnado y sería benéfico para incrementar la producción, poco tiempo después la inyección intencional de agua comenzó. Desde finales de 1800, el campo Bradford estuvo sometido a la inyección de agua. (Harper, 1986)

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La inyección de agua ha sido el método más popular para elevar el factor de recuperación, su popularidad se debe principalmente a: 1. La disponibilidad general de agua. 2. La relativa facilidad de inyección. 3. Facilidad de propagación en el yacimiento. 4. Eficiencia en general para desplazar aceite. La Recuperación Secundaria se define como la adición de energía externa al yacimiento por medio de la inyección de un fluido de manera inmiscible con el fin de realizar un mantenimiento de presión o bien, realizar un desplazamiento de aceite por dicho fluido inyectado. Dicho fluido puede ser agua o gas. Su objetivo principal es el de elevar el factor de recuperación o bien, acelerar la producción. La recuperación secundaria se lleva a cabo de tres maneras: 

Inyección periférica de agua.



Inyección central.



Inyección en arreglos.

La inyección periférica se realiza para alimentar un acuífero asociado. La inyección central se realiza con gas primordialmente y se emplea para la alimentar o formar un casquete. La inyección en arreglos consiste en arreglos geométricos de 4, 5, 7 y 9 pozos, cada vez es menos usado debido al incremento de conocimientos en la caracterización estática y dinámica que permite la determinación del punto óptimo para pozos de inyección sin importar su geometría. Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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1.3.4. Recuperación Mejorada La Recuperación Mejorada es la inyección de sustancias que pueden o no estar presentes en el yacimiento pero inyectadas a condiciones específicas con el fin de alterar las propiedades de los fluidos contenidos, o bien, modificar las interacciones de los fluidos con la roca que los almacena, es decir, el sistema roca-fluidos. Los métodos de Recuperación Mejorada tienen como objetivo modificar las propiedades de los fluidos o de la roca para así tener una mejor movilidad de los fluidos de interés hacia los pozos productores y así elevar el factor de recuperación movilizando volúmenes de aceite que no se podrían extraer por métodos convencionales (Recuperación primaria y/o secundaria). La clasificación de los métodos de Recuperación Mejorada se puede dividir en dos grandes grupos principales que son, térmicos y no térmicos como se muestra en la Figura 3.

Fig. 3 Clasificación de los métodos de Recuperación Mejorada (CNH, 2012)

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1.3.5. Recuperación Avanzada La recuperación avanzada se define como la elevación del factor de recuperación por cualquier medio posible, abarca a la recuperación secundaria, mejorada y a cualquier técnica operacional o de administración de yacimientos que impacte en la recuperación de aceite generando lo que conocemos como aceite incremental, se muestra la Figura 4 para tal fin, excluyendo la Administración exhaustiva. Una definición que aparece en el PRMS “Petroleum Resources Management System” es: Recuperación avanzada es el aceite adicional obtenido, más allá de la recuperación primaria, de la ocurrencia natural en yacimientos por suplementación del desempeño natural del yacimiento. Eso incluye inyección de agua, procesos de recuperación secundaria o mejorada, y cualquier otra forma de complementar los procesos de recuperación natural en el yacimiento (SPE, AAPG, WPC, SPEE, 2009). Otra definición aceptable de recuperación avanzada es: Cualquiera de varios métodos, principalmente mecanismos de desplazamiento y técnicas de recuperación mejorada, diseñadas para mejorar el flujo de hidrocarburos del yacimiento hacia el pozo o para recuperar más aceite después de que los métodos primarios y secundarios (inyección de agua y gas) son pocos rentables. Abreviatura: IOR (Society of Petroleum Engineers, 2014). En México la Comisión Nacional de Hidrocarburos ha desarrollado un documento técnico donde describe el término de la manera siguiente:

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La recuperación avanzada se refiere a cualquier técnica de recuperación utilizada para incrementar la recuperación de aceite por cualquier medio posible. Dichas técnicas pueden incluir a la recuperación secundaria y los métodos de EOR; sin embargo, también abarcan un amplio rango de actividades de ingeniería petrolera, como estrategias operacionales relacionadas con incrementar la eficiencia de barrido con pozos de relleno; pozos horizontales; polímeros para el control de la movilidad, así como prácticas de caracterización y administración avanzada de yacimientos. (CNH, 2012).

Fig. 4 La Recuperación Avanzada Abarca Secundaria y Mejorada

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1.4. Necesidad de la recuperación secundaria y mejorada El nacimiento de la recuperación Primaria, Secundaria, Mejorada y Avanzada es el resultado de satisfacer la creciente demanda de hidrocarburos a nivel mundial, cada vez es más necesario utilizar tecnología reciente para optimizar los procesos de extracción de aceite y gas, las empresas operadoras tienen que desarrollar más y mejor tecnología para elevar el factor de recuperación final a lo largo de la explotación de los campos petroleros. La

recuperación

Secundaria

como

se

comentó

anteriormente

se

descubrió

accidentalmente, pero al observarse sus beneficios en la producción de aceite, se continúa empleando, no sólo de manera convencional, sino que se ha incursionado en mayores y profundas investigaciones de los fenómenos ocurrentes durante el desarrollo de un proyecto de inyección de fluidos inmiscibles para así poderlos implementar de manera eficiente. La Recuperación Mejorada de aceite cada vez es más necesaria para incrementar los volúmenes recuperados, se ha invertido mucho capital humano y monetario para desarrollar más e implementar mejores tecnologías desde el nacimiento del término “Enhanced Oil Recovery”, realmente se ataca una necesidad por parte de la Industria mundial y satisfacer la demanda de energéticos creciente en el planeta. La Recuperación Avanzada en su propia definición plantea lo que obliga a su desarrollo e implementación y sin mayor justificación, “Elevar el factor de recuperación por cualquier medio posible, dentro y fuera del yacimiento para cubrir la necesidad de energéticos”. En este apartado simplemente se confirma por qué se han desarrollado los métodos de recuperación de aceite adicional, secundarios, mejorados y avanzados, simplemente se Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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necesita extraer de manera más acelerada y de una forma eficiente el aceite que se encuentra en el subsuelo para cubrir la necesidad de energéticos en México y el mundo. Es necesario en este punto mencionar que no sólo por factores de cubrir necesidades, sino debido al beneficio económico que esto representa es otra buena razón para acelerar y optimizar la extracción, los precios del recurso a lo largo de la historia, en particular en las épocas donde se alcanzan precios muy elevados han dado pie a este desarrollo tecnológico y de investigación tan arduo que se ha llevado a cabo en las últimas décadas para estos métodos, entonces, sin lugar a dudas, también la economía juega un papel importante en este asunto, el ¿Por qué? Y ¿Para qué? Se han contestado en unas cuantas líneas. Hay que recordar porqué nacen los proyectos, nacen para cubrir una necesidad o aprovechar una oportunidad en el mercado. El desarrollo de métodos o procesos de recuperación adicional de hidrocarburos nace como proyecto, para probar las teorías y métodos desarrollados en laboratorio y finalmente convertirse en procesos, es decir, que se lleven a cabo en yacimientos de características similares para contribuir a la optimización en la gestión de campos petroleros en el mundo y satisfacer la creciente demanda de energéticos.

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1.5. Clasificación de sistemas de recuperación. 1.5.1. Clasificación de los métodos EOR Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados, mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo. Se han propuesto también métodos EOR los cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros.

1.5.1.1 Métodos no convencionales no térmicos  Invasión con polímeros. La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de empuja como en la inyección de agua convencional.  Invasión con surfactante El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la segregación por la gravedad. Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio. El método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante. Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo. Aun cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de

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distintos aditivos químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la recuperación.  Invasiones alcalinas La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento. Según (PDVSA-CIED, 1998), este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad. Aun cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los minerales de la formación.  Invasiones micelares. La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos. La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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un volumen de solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y está formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.  Inyección de espuma Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la estabiliza, y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.  Desplazamientos miscibles Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón. El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. a) Proceso de tapones miscibles Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante. a. Proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas. Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc. b) Empuje con gas vaporizante o de alta presión Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible. c) Inyección alternada de agua y gas

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Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.

d) Inyección usando solventes Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que se empleo para extraer petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extracción del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros. e) Empujes con gas La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. A continuación se explican algunas de estas técnicas: - Inyección cíclica de gas Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C0 2, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.

1.5.1.2 Métodos no convencionales térmicos Según Alvarado (2002), Recuperación Térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable. Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de EOR en Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos. Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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como “Procesos In Situ”, entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ. También se pueden clasificar como Desplazamientos Térmicos o Tratamientos de Estimulación Térmica. En los Desplazamientos Térmicos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. En consecuencia, el desplazamiento térmico no solamente reduce la resistencia al flujo, sino que además, añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo. En los Tratamientos de Estimulación Térmica, solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solución y el desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de extracción, una vez que se reduce la resistencia al flujo. En este tipo de tratamientos, la reducción de la resistencia al flujo, también puede resultar en la remoción de sólidos orgánicos o de otro tipo, de los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y aún de poros de la roca que forma el yacimiento. A continuación se describen brevemente los distintos métodos de recuperación térmica: - Inyección alternada de vapor Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada.

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En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo de este tipo de proceso son: la expansión térmica de fluidos del yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con vapor, siendo este último es quizás el más significativo. Además de estos mecanismos, también se han notado efectos por empuje por gas y por extracción de solventes. Uno de los procesos de inyección de vapor más utilizados en la actualidad, es el de la Inyección Alternada de Vapor (también conocida como Inyección Cíclica de Vapor, Remojo con Vapor, estimulación con Vapor). Esta técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente a producción. Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante la Inyección Cíclica de Vapor son: disminución de la viscosidad del petróleo, expansión térmica de los fluidos de la formación, compactación de la roca – yacimiento en caso de existir, entre otros. - Inyección de agua caliente Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura. En su forma más sencilla, la Inyección de Agua Caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría. Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la Inyección de Agua Caliente tiene varios elementos comunes con la Inyección Convencional de Agua. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la Inyección de Agua Caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la formación. -Inyección continua de vapor Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se

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interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen abiertos. En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continúa en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% para continua. La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportados como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa. Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la extracción por inyección continúa de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente. - Drenaje por gravedad asistido con vapor Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. - Combustión in situ

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Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa con la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión, lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo. Según Marzuelo(2008), este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ en un yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante (forward combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; y combustión en reverso o contracorriente (reverse combustión) debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, originándose la denominada combustión húmeda, la cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en combustión húmeda normal, incompleta y super húmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento, reduciendo así los costos del proceso.

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Aunque el proceso de combustión convencional es más común que el proceso de combustión en reverso, ambos procesos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. a) Combustión Convencional En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables, las cuales se indican en detalle en el anexo 4.Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, petróleo y gas. En la combustión convencional, la ignición se induce en el pozo inyector, y una vez lograda, la temperatura aumenta gradualmente hasta que se alcanza el punto de vaporización del agua. El vapor de agua generado se mezcla con la corriente de gases, y fluye a través del yacimiento a la misma tasa con la que se transfiere calor desde el frente de combustión. A esta temperatura ocurre el desplazamiento por destilación, de parte del petróleo. Una vez que toda el agua se ha vaporizado, la temperatura en este punto aumenta progresivamente y la viscosidad del crudo in situ disminuye, así mismo los volúmenes de petróleo y gas aumentan por expansión térmica. Este mecanismo resulta en un incremento del flujo de petróleo dentro de la corriente líquida. Puede ocurrir también vaporización del petróleo cuando la presión de vapor de sus componentes exceda la presión del sistema.

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Cuando la temperatura supera los 350 °C (límite que depende del tipo de crudo y de las características del yacimiento) ya la mayor parte del petróleo ha sido desplazado de allí hacia las zonas menos calientes del yacimiento y en el material pesado depositado comienza a operarse la desintegración catalítica, de la que se origina un volumen adicional de hidrocarburos livianos. Finalmente, la parte más pesada del crudo (coque) se consume como combustible, alcanzándose la máxima temperatura de combustión. Las dimensiones de las zonas de altas temperaturas (combustión, deposición de coque, desintegración catalítica y evaporación) son en realidad pequeñas, y su movimiento dentro del yacimiento obedece principalmente a dos mecanismos de transferencia de calor: la conducción a través de la matriz sólida del yacimiento y la convección por los gases que fluyen desde la zona caliente hacia la zona inalterada. A continuación de esta zona se encuentra la zona de condensación, la cual también se conoce como meseta de vapor pues en ella la temperatura es más o menos constante y cercana en magnitud al punto de ebullición del agua, a la presión parcial del agua en la fase de vapor. Finalmente se identifican los denominados bancos de agua y petróleo, cuya existencia es posible solamente a expensas de una deficiencia en la saturación de gas en dichas zonas4. Esto se debe al movimiento de los fluidos, entre las zonas de combustión y condensación entre las cuales existe una marcada diferencia de viscosidades. Esto afecta la movilidad de los líquidos, favoreciéndose el incremento de saturación de los mismos. Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son muy variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la vaporización y la condensación. Estos mecanismos son auxiliados por importantes reacciones, tales Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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como la oxidación, destilación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión, coque y desintegración catalítica indicadas en la figura. En estas zonas ocurre también un incremento en la presión debido principalmente al aumento en el volumen de los fluidos por expansión térmica, lo cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores. La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco profundos, entre 200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por los costos de compresión e inyección de aire), para crudos cuya gravedad oscile entre 8° y 26° API, pues ello garantiza suficiente deposición de coque para mantener activo el frente de combustión6. Sin embargo, se ha estudiado la posibilidad de aplicar este proceso a yacimientos de crudos más livianos (hasta 40° API), siempre y cuando se trate de crudos de base nafténica o parafínica. b) Combustión en reverso En la combustión en reverso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire. La combustión se inicia en el pozo productor y el frente de combustión se mueve contra el flujo de aire. El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno, y los fluidos atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a través de las zonas calientes hacia los pozos de producción por drenaje por gravedad y empuje por gas. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado delante de ella; no obstante, parte de los componente livianos y medianos del petróleo in situ son utilizados como tal. Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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Casi no existe producción de monóxido o bióxido de carbono y las principales reacciones ocurridas durante la oxidación del crudo originan compuestos oxigenados tales como aldehídos, ácidos, peróxidos, y otros. El petróleo producido tiene características diferentes al crudo in situ, pues es más liviano y de menor viscosidad20. Por esta razón, este proceso ha sido propuesto para aplicarlo en áreas bituminosas y en crudo extrapesados (de gravedad menor de 8 °API), los cuales son prácticamente inmóviles a condiciones de yacimiento21. En estos yacimientos la combustión convencional fracasaría, pues los bancos de líquido formados delante del frente de combustión originarían un bloqueo de la permeabilidad específica al gas, impidiendo su circulación. En comparación con la combustión convencional, la combustión en reverso es menos atractiva debido a recuperaciones más bajas, mayor consumo de combustible, mayores pérdidas de calor, problemas de equipo más severos y problemas asociados a la ignición espontánea en la cercanía del pozo inyector.

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1.6. El futuro de la recuperación secundaria y mejorada Diversos estudios de la Agencia Internacional de Energía (AIE) estiman que la demanda mundial de energía continuará dependiendo principalmente de los hidrocarburos (crudo y gas). De acuerdo a con los pronósticos al año 2030 los hidrocarburos contribuirán aproximadamente con el 60 por ciento de la demanda total; entre estos, el petróleo crudo contribuirá con el 35 por ciento y registrará un crecimiento anual del 1.6 por ciento (Figura 5).

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Fig. 5 Demanda mundial de energia con el tiempo Una proyección realizada por la misma agencia muestra que la producción mundial de petróleo crudo será superior a los 100 millones de barriles por día para el año 2030, como lo ilustra la Figura 6, donde también se puede observar la contribución de las diferentes fuentes a la producción mundial de aceite.

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Fig. 6 Producción mundial de aceite por tio de fuente, en millones de barriles por día Una de las conclusiones más relevantes de este análisis es que la producción proveniente de recursos convencionales presenta una tendencia a declinar a pesar del desarrollo acelerado de las reservas existentes, por lo que deja clara la importancia de la incorporación de recursos no-convencionales y nuevos descubrimientos, así como de la aportación de la Recuperación Mejorada – Enhanced Oil Recovery (EOR por sus siglas en inglés) – a la producción mundial. En el futuro, una fracción importante de la producción mundial de petróleo crudo provendrá de recursos no-convencionales, como son el aceite pesado, bitumen, aceite de aguas profundas, gases convertidos a líquidos por procesos de refinería1 y rocas lutitas impregnadas con aceite o gas (shale oil o shale gas), entre otros.

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Aceite convencional y no-convencional Si bien aún no hay un acuerdo universal en la definición de aceite convencional y noconvencional, en términos generales podemos decir que cualquier hidrocarburo que requiera tecnologías de producción considerablemente diferentes a las prácticas comunes de explotación se le considera como no-convencional. Evidentemente el concepto de prácticas comunes varía rápidamente con el tiempo, derivado de la velocidad con la que se presentan los avances tecnológicos en nuestra industria. Algunos expertos utilizan la densidad del aceite, la cual debe ser menor a 20° API para considerarlo como no-convencional. Lo anterior incluye aceites pesados, extrapesados y bitumen. A pesar de que dicha definición es común, no necesariamente aplica a todos los casos, ya que actualmente existen aceites de 20 °API en yacimientos en aguas profundas, por ejemplo, que son producidos con técnicas convencionales. Otros expertos utilizan la viscosidad del aceite como criterio de convencionalidad, considerando que un aceite es convencional si éste puede fluir a condiciones de yacimiento sin la necesidad de tecnologías para reducir su viscosidad, a pesar de que dichos aceites pudieran requerir tratamientos especiales en superficie para su transporte. Otro ejemplo de hidrocarburos no convencionales son las lutitas impregnadas con aceite o gas (shale oil o shale gas), las cuales se consideran como no-convencionales a pesar de que el fluido almacenado en ellas pudiera tener baja densidad y/o baja viscosidad. A nivel mundial se estima que un volumen cercano a los 2 x 1012 barriles de aceite convencional, más otros 5 x 1012 barriles de aceite no-convencional permanecerá Carretera Villahermosa-Frontera Km. 3.5 Cd. Industrial C.P. 86010 Tels. 01 (993) 353-02-59, Villahermosa, Tabasco, México www.itvillahermosa.edu.mx

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almacenado en los yacimientos del planeta después de que los métodos de recuperación convencional se hayan utilizado3. Es por ello que el desarrollo tecnológico actual apunta a que una gran cantidad de este aceite remanente será extraído por métodos de recuperación mejorada (EOR), incorporados en esquemas de recuperación avanzada – Improved Oil Recovery (IOR, por sus siglas en inglés). Precio del crudo La producción proveniente de los recursos y técnicas no-convencionales, tal como la recuperación mejorada (EOR), es muy sensible a los precios del crudo. Generalmente estos proyectos requieren altos precios del hidrocarburo para ser rentables, debido a que los costos para su implementación son altos y a que los materiales a inyectar en los yacimientos deben ser apropiados para ciertas condiciones de presión y temperatura, estar disponibles para su aplicación, y ser procesados al igual que transportados con la infraestructura y tecnología adecuadas. Producción mundial proveniente de EOR Los métodos de EOR se han aplicado desde hace varias décadas, principalmente en Norteamérica, debido a que las reservas en los campos de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá declinaban con mayor rapidez que la velocidad con la que se incorporaban

volúmenes

por

nuevos

descubrimientos.

Considerando

la

baja

probabilidad de localizar descubrimientos de gran magnitud en esa región, las empresas productoras buscaron incorporar nuevas reservas en yacimientos ya conocidos, marcando así la pauta para probar de forma intensiva las técnicas de recuperación mejorada. El éxito de estas estrategias condujo a que en 1990 la producción por métodos de recuperación mejorada de EUA y Canadá contribuyera con más de la mitad de la producción mundial proveniente de EOR.

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De acuerdo a Kokal y otros autores, la contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial durante el año 2010 fue aproximadamente del 3.5 por ciento; sin embargo, para dimensionar la contribución de la recuperación mejorada, tanto en épocas recientes como en las proyecciones. La Figura 7 se ilustra de forma semicuantitativa la contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial por la cual llegará a valores del orden de 20 por ciento para el año 2030. La producción mundial actual proveniente de EOR es superior a los 3 millones de barriles diarios.

Fig. 7Contribución de la producción de aceite proveniente de métodos EOR a la producción mundial De la participación de EOR a la producción mundial, los métodos térmicos contribuyeron con un 67 por ciento aproximadamente. Éstos fueron aplicados principalmente en proyectos de aceites pesados en Canadá (Alberta), California (Bakersfield), Venezuela, Indonesia, Oman y China.

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Por su parte, la inyección de gases contribuyó con un 22 por ciento. Cabe señalar que la contribución por inyección de CO2 ha incrementado considerablemente en el tiempo, alcanzando actualmente una contribución del 11 por ciento, principalmente en proyectos de la cuenca del Pérmico en EUA y de campos de Canadá. La inyección de gases hidrocarburos contribuye con aproximadamente otro 11 por ciento, en proyectos en Venezuela, EUA, Canadá y Libia, entre otros. Por último, la producción proveniente de inyección de químicos se tiene reportada principalmente en proyectos en China, con una aportación aproximada del 11 por ciento.

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Conclusión Se conoce como recuperación mejorada de crudo, todos los procesos que incrementen económicamente su recobro, mediante la inyección de fluidos y/o energía al yacimiento.

Los procesos de recuperación mejorada han sido desarrollados desde hace varias décadas y aplicados en varias partes del mundo, siendo la inyección de vapor, la inyección de gases y la inyección de polímeros los más usados La inyección de vapor es la principal alternativa para la producción de aceites pesados y extra-pesados en yacimientos someros, sin embargo se requiere investigación adicional para su aplicación en yacimientos profundos.

La recuperación mejorada por inyección de gases ha tenido un crecimiento acelerado en los últimos años debido a su bajo riesgo en comparación con otros métodos, y tiene un potencial interesante en yacimientos de carbonatos.

El desarrollo de convenios que permita el entrenamiento de personal técnico especializado en EOR entre las empresas estatales de países de la región y el acceso al conocimiento de la tecnología que se está usando, son piezas clave para la implementación exitosa de este tipo de proyectos, por lo que se debe intensificar la transferencia de conocimientos a las nuevas generaciones. Se recomienda promover la asociación técnica entre operadores con problemáticas análogas, involucrando universidades.

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Bibliografía Berry, V.J. Jr. Y Parrish (2010). Theorical Análisis of Heat Flor Simulation Studies of the Wet Combustión Recovery Process”, JCPT Combustión in situ. Disponible en:http://www.veneconomia.com/site/files/articulos/artEsp2995_2160.pdf CNH. (2012). El Futuro de la producción de Aceite en México: Recuperación Avanzada y Mejorada IOR-EOR. México, D.F: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2012). El Futuro de la Producción de Aceite en México: Recuperación Avanzada y Mejorada IOR-EOR. México, DF.: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Paris de Ferrer, Magdalena (2001) “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo. PDVSA-CIED.1998. Métodos de Recuperación Mejorada. Instituto de desarrollo Profesional y Técnico, Caracas. Salager J. L. (2005). Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP S357-C, Universidad de Los Andes, 2005. Marzuelo (2008). Recuperación de Crudo Pesado. Guía de Estudio Nº1. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia.

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