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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE PROYECTO

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Fecha Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

Proceso De Endulzamiento Del Gas Natural Sandra Álvarez Rojas Jhimmy Andrade Aguilar Rosi Mar Chura Siles Elizabeth Gonzales Torrez Beronica Roman Quispe Gonzalo Obando Orellana 06/09/2018 Ing. En Gas Y Petróleo Propiedades Físicas De La Roca , Tipos De Yacimientos Y Mecanismos Producción A Erlinda Medrano Zambrana Decimo Semestre Cochabamba

De

Título: Proceso De Recuperación Terciaria o Mejorada Autor/es: Sandra Álvarez, Jhimmy Andrade, Elizabeth Gonzales, Beronica Román, Rosy Mar Chura, Gonzalo Obando.

CAPITULO I

INRODUCCION EL 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es todavía baja, para incrementarla se han desarrollado nuevos métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del yacimiento, sin embargo el recobro mejorado no siempre es usado como última alternativa y puede ser usado como primera alternativa dependiendo de la demanda de la producción de la rentabilidad económica de éste. Esto se debe a que la mayor cantidad del aceite se encuentra en el medio poroso o matriz, es decir, en la roca: llámese areniscas, calizas o carbonatos, por citar algunos ejemplos. Es por eso que se llegó a utilizar estos distintos métodos se dice q en un tiempo posterior la mayoría de la producción de petróleo será en base a estos métodos de recuperación ya que en un tiempo posterior ya no abra tanta producción de petróleo. Entre ellos encontramos métodos consistentes como ser métodos térmicos la cual consiste en generar calor dentro de la formación, para disminuir la viscosidad del petróleo, métodos químicos en la que se realiza la inyección de fluidos miscibles con el petróleo las cuales pueden ser polímeros, surfactantes y soluciones alcalinas y método de recuperación microbiana de petróleo los cuales ayudan a incrementar la presión del yacimiento, descomponer las moléculas más pesadas de hidrocarburos y así reducir su viscosidad.

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OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Describir los diferentes métodos de recuperación mejorada (recuperación térmica, recuperación química y recuperación con bacterias) OBJETIVOS ESPECIFICOS  Explicar el funcionamiento y principio de cada método.  Enunciar los rangos de aplicación de los métodos de recuperación mejorada  Dar a conocer el porcentaje de recuperación estimada del método.

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CAPITULO II MARCO TEORICO Los métodos de recuperación mejorada EOR son los siguientes:  Método Térmico  Método Químico  Método Microrganismos  COMPONENTES DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA

FUENTE: componentes de recuperación mejorada. Pozo inyector Un pozo en el que los fluidos se inyectan en vez de producirse, siendo el objetivo principal mantener la presión de yacimiento. Existen dos tipos principales de inyección: gas y agua.

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Título: Proceso De Recuperación Terciaria o Mejorada Autor/es: Sandra Álvarez, Jhimmy Andrade, Elizabeth Gonzales, Beronica Román, Rosy Mar Chura, Gonzalo Obando.

Pozo productor Son aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar, extraer y drenar las reservas de un yacimiento. El objetivo principal al perforar un pozo de desarrollo es aumentar la producción del campo, razón por la cual, se perforan dentro del área probada; sin embargo, algunos pueden resultar secos. Bombas de inyección de agua La Bomba inyectora "o bomba de inyección" es un dispositivo capaz de elevar la presión de un fluido. MÉTODOS DE RECUPERACION TERMICA Los métodos de recuperación térmica tienen como objetivo principal llevar calor al yacimiento, de tal manera que se genere un aumento en la temperatura promedio de la zona de interés disminuyendo la viscosidad del fluido, lo cual se refleja en la disminución de la resistencia al flujo de fluidos en el medio poroso. Los procesos de recobro térmico de aceite pueden ser clasificados como procesos térmicos de empuje o como tratamientos de estimulación. En los procesos térmicos de empuje se utilizan fluidos para transportar calor al yacimiento, los cuales proveen a su vez una fuerza adicional de empuje que contribuye con la producción de crudo; caso contrario al proceso de estimulación en el cual no se hace presente dicha fuerza.

FUENTE: método de recuperación térmica. Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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Existen dos formas de suministrar calor a la formación. La primera de ellas es desde el exterior a través de inyección de vapor, inyección de agua caliente o suministro de energía eléctrica. La segunda es generando el calor en el interior de la formación por combustión, en donde el aceite in situ funciona como combustible y se inyecta aire (o cualquier otro fluido que contenga oxígeno) para que haga la acción del oxidante. CLASIFICACIÓN

DE

LOS

MÉTODOS

TÉRMICOS

DE

RECUPERACIÓN

MEJORADA

FUENTE: mapa conceptual de la clasificación del método térmico. Inyección de agua caliente En este método, el aceite es desplazado inmisciblemente por zonas de agua caliente y zonas de agua que se encuentran a temperatura del yacimiento. La recuperación de aceite incrementa debido al aumento de la movilidad del aceite producto de la reducción de su viscosidad, y a la reducción de la saturación de aceite residual a altas temperaturas ya que existe una alteración de la tensión interfacial y de la mojabilidad y por consecuencia de esto se modifica la presión capilar. Estos procesos de recuperación son aplicados a crudos relativamente viscosos, en yacimientos que requieren sólo un calentamiento suave. En comparación con inyección de vapor, la inundación de agua caliente funciona a una presión de superficie menor y, presumiblemente, puede ocuparse una fuente de agua de menor calidad. En general, la inyección de agua caliente no es prometedora. Lo anterior, debido a que se necesita un capital de inversión para el equipo de Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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generación de calor igual al necesario para procesos de inyección de vapor, y estos últimos son más eficientes debido a que tienen una mayor eficiencia de barrido. Inyección de vapor  Inyección cíclica de vapor (CSS) La inyección cíclica de vapor, CSS (por sus siglas en inglés Cyclic Steam Stimulation), también conocida como estimulación de vapor o método “huff and puff”, es el método térmico de recuperación mejorada más utilizado. Se implementa a aceites altamente viscosos. Este método térmico de recuperación mejorada proporciona factores de recuperación que varían de 10 a 40% del aceite original in situ. El proceso consta de tres etapas en las cuales el pozo funciona como inyector y productor de manera alternada. La primera etapa consiste en inyectar vapor de alta calidad (80% de calidad aproximadamente) a la formación por un periodo de tiempo de 2 a 3 semanas. En la siguiente etapa, el pozo es cerrado algunos días para que el vapor se distribuya a través de la formación en la vecindad del pozo y caliente al aceite. Finalmente el pozo se abre a producción y se deja produciendo durante un periodo que va de 3 meses a aproximadamente un año, dependiendo de la declinación de la producción. Cuando la producción de aceite caliente termina, se inicia un nuevo ciclo. En este proceso la principal fuerza motriz para el desplazamiento del aceite es proporcionado por la presión del yacimiento, la fuerza gravitacional, la expansión de la roca y el fluido, y posiblemente, la compactación de la formación. El ciclo se repite hasta que la producción llegue a su límite económico. La inyección cíclica de vapor será menos eficiente conforme el número de ciclos de inyección de vapor aumente. La relación de barriles de aceite producido por barriles de agua en forma de vapor inyectados es el indicador de la eficiencia del proceso. Los mejores resultados indican que en los primeros ciclos se tendrá una

relación de 30

barriles

aceite

de

producido

por 1 barril de

agua

inyectado.

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FUENTE: Diagrama de inyección cíclica de vapor.

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

Inyección continúa de vapor

La inyección continua de vapor es conocida también como desplazamiento de vapor o empuje por vapor, contribuye con poco más de dos tercios de la producción por procesos térmicos. Generalmente se aplica a yacimientos someros de aceite pesado con altas viscosidades, altas saturaciones y buena permeabilidad. Para implementar este proceso de recuperación adicional de hidrocarburos es necesario contar con al menos dos pozos: un inyector y otro productor. El proceso consiste básicamente en inyectar continuamente vapor dentro del perímetro del yacimiento. El vapor calienta al hidrocarburo por lo que reduce su viscosidad, además forma un frente que va desplazando lentamente al aceite hacia las zonas productoras. Este desplazamiento se logra por destilación de vapor del aceite, extracción con solvente y empuje de gas. Las saturaciones en zonas barridas por el vapor registran reducciones de hasta 10 por ciento, lo anterior indica que los factores de recuperación se encuentran en un rango de 50 a 60 por ciento del volumen original. Para obtener mejores resultados, se puede implementar conjuntamente inyección cíclica de vapor en los pozos productores.

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Criterios de selección para la inyección de vapor:



Inyección de vapor asistida por gravedad (SAGD)

La inyección de vapor asistida por gravedad, SAGD (por sus siglas en inglés Steam Assisted Gravity Drainage), se emplea en yacimientos someros con buena permeabilidad vertical productores de bitumen o aceite con baja movilidad. Este método de recuperación térmica emplea un par de pozos horizontales y paralelos, uno encima del otro, el pozo inferior debe estar colocado en la base del yacimiento. La separación entre los pozos debe ser de pocos metros, dicha separación dependerá de las características del yacimiento, un valor típico para arenas bituminosas son 5 metros.

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El proceso consiste en inyectar vapor a la formación a través del pozo superior, el aceite es calentado originando la reducción de su viscosidad y por ende un aumento en su movilidad. Por efecto de la gravedad, el aceite drena hacia el pozo inferior a través del cual es producido. Como el principal mecanismo de producción es la segregación gravitacional, la cual es muy lenta, existirán bajos ritmos de producción. Pese a lo anterior, es posible drenar volúmenes significativos de aceite si se perforan pozos horizontales muy largos. Los factores de recuperación obtenidos con este método pueden llegar a ser del orden de 60 por ciento. Los métodos SAGD requieren de grandes volúmenes de agua para la generación de vapor, y se necesitan de 200 a 500 toneladas de gas natural para generar el vapor necesario para producir un metro cubico estándar de bitumen.

FUENTE: Diagrama de inyección de vapor asistida por gravedad.

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Combustión In-situ También conocida como inyección de fuego o aire, este método de recuperación térmico consiste en inyectar aire, aire enriquecido con oxígeno o solo oxígeno para quemar una porción del aceite in situ (aproximadamente 10%) y de esta manera generar calor para reducir la viscosidad del aceite. Este proceso presenta una alta eficiencia térmica debido a que las pérdidas de calor son mínimas en la vecindad de la combustión, y no existen perdidas de calor en el pozo o en la superficie. Criterios de selección para la Combustión In-Situ:

Existen distintas variaciones de la combustión in-situ:  Combustión en reversa: la ignición ocurre cerca del pozo productor y la zona de calor se mueve en dirección contraria al flujo de aire.  Inyección de aire a alta presión, HPAI (por sus siglas en inglés High Pressure Air Injection): no existe ignición, involucra una oxidación de baja temperatura del aceite insitu.  Combustión hacia adelante: la ignición ocurre cerca del pozo inyector y la zona de calor se mueve en dirección del flujo de aire. Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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Dentro de los procesos de combustión hacia adelante, se encuentran el THAI (por sus siglas en inglés Toe-To-Heel Air Injection) y el CAPRI (variación del THAI con un catalizador para el mejoramiento in-situ). Ambos procesos fueron propuestos como una alternativa económica del SAGD. Para estos procesos se requiere de un pozo vertical y un pozo horizontal. El pozo vertical se localiza cerca de la cima del yacimiento y funge como pozo inyector. El pozo productor corresponde al pozo horizontal y se localiza cerca de la base del yacimiento. Inicialmente, se inyecta vapor para establecer comunicación entre el pozo inyector y el pozo productor. Después se inyecta aire comprimido de la atmosfera para llevar a cabo la ignición/oxidación lenta. El aceite pesado o las arenas bituminosas son movilizados, del dedo al talón del pozo horizontal, gracias a las altas temperaturas generadas por la ignición. Para el proceso CAPRI, se propone el uso de una cubierta catalizadora alrededor del pozo horizontal para transformar el aceite pesado, craqueándolo térmicamente, a fracciones más ligeras y así incrementar su valor económico.

FUENTE: Diagrama de combustión in-situ.

Algunos de los problemas más comunes que se presentan en la combustión in-situ son las severas corrosiones, la producción de gases tóxicos y la invalidación de la gravedad. Con las Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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variaciones THAI y CAPRI, se pretende reducir el impacto ambiental y obtener mayores eficiencias térmicas. Además de que estas variaciones pueden aplicarse a una mayor gama de yacimientos que incluyen formaciones de baja presión, yacimientos profundos y yacimientos de mala calidad. Los factores de recuperación esperados van del 70 al 80% del aceite en sitio. Limitantes de los métodos térmicos

FUENTE: límites de los métodos térmicos.

MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA CON ADITIVOS QUÍMICOS.

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Generalmente, la introducción de productos químicos a un pozo se encuentran precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adicion a la misma de cantidades específicas.) para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen: 1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas. 2. Procesos de inyección de surfactante. 3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de álcalisurfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP). Debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondientes (PDVSA-CIED, 1998). Sin embargo, se pueden mencionar algunos criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de este tipo (PDVSA-CIED, 1998): Tabla 1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos. A continuación se hará una descripción de los principales aspectos relacionados con cada método. 1. Inyección de Polímeros. El factor de recobro con este método es de un 25%, mediante La invacion con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir el agua de inyección un tapon de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento. Esta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua petróleo , lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido mas completo que en la invacion con agua convencional . con Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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polímeros , se forma un banco de petróleo que empuja como en la inyección de agua convencional. En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:

FUENTE: Esquema del proceso de inyección de polímeros.PDVSA-CIED, 1998. Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados. A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y sean estables Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

FUENTE: limites y beneficios. 

rangos de aplicación en función a las propiedades físicas

Método Inyección

ºAPI de 15-40

Viscos. (cP)

WOR

Temp. (ºF)

< 35

15%


10 > 10% De crudo móvil FUENTE: Elaboración propia.

El rango de aplicación que debe tener un pozo de acuerdo a lo mencionado anteriormente es menor a 9000 ft, debido a temperatura.

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2. Inyección de Surfactantes. 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 secundaria. El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua. Este 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 (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho:

FUENTE: Esquema del proceso de inyección de surfactantes.PDVSA-CIED, 1998. Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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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 distintos aditivos químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la recuperación (PDVSA-CIED, 1998)

FUENTE :Limitaciones y problemas.



rangos de aplicación en función a las propiedades físicas. Método Inyección Surfactantes

ºAPI de 25-40

Viscos. (cP) Temp. (ºF) < 15 < 150

FUENTE: Elaboración propia.

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

rangos de aplicación de acuerdo a las propiedades petrofísicas de la roca. PERMEABILIDAD ( mD) > 500

SATURACION (%) > 30%

FUENTE: Elaboración propia El rango de aplicación que debe tener un pozo de acuerdo a lo mencionado anteriormente es menor a 8000 ft, debido a temperatura. 4. Inyección de soluciones alcalinas. 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. En la figura siguiente se muestra un esquema del proceso:

FUENTE: Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.PDVSA-CIED, 1998. 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 Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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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 (PDVSA-CIED, 1998).

FUENTE: ventajas y desvetajas . 

rangos de aplicación en función a las propiedades físicas. Método

Inyección Soluciones Alcalinas

ºAPI

de 15-35

Viscos. (cP) < 150

Tencion interfacial Sol.alcalina y crudo (dina/cm) Menor a 0.01

Temp. (ºF) < 200

FUENTE: Elaboración propia.



rangos de aplicación de acuerdo a las propiedades petrofísicas de la roca.

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PERMEABILIDAD ( mD) >1000

SATURACION (%) Mayor del residuo de inyección de agua

FUENTE: Elaboración propia. El rango de aplicación que debe tener un pozo de acuerdo a lo mencionado anteriormente es menor a 8000 ft , debido a temperatura. PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA POR INYECCIÓN DE MEZCLAS DE ADITIVOS QUÍMICOS. Una vez descritos los procesos de recuperación mejorada con aditivos químicos (inyección de polímeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por separado, se procederá a describir manera resumida los métodos de recuperación que se basan en la combinación de dos o tres de los aditivos mencionados con anterioridad. Entre dichos procesos se encuentran los siguientes: 1. Inyección de polímeros micelares o mezcla de polímero-surfactante. 2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS). 3. Inyección de sistemas álcali-surfactante-polímero (ASP). 1. Inyección de polímeros micelares. Se basa en la inyección de un tapón micelar en el yacimiento, el cual consiste en una solución que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y crudo. Esto simula el lavado de grasa con detergentes ya que se logra desprender del crudo del medio poroso de la formación, para luego ser desplazado con agua. Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta una solución polimérica para el control de movilidad y así desplazar el tapón micelar (PDVSA-CIED, 1998). 2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).

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Este tipo de procesos se considera recomendable en yacimientos con crudos livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de álcali-surfactantes, donde el tensoactivo logra compensar las potenciales diferencias de las interacciones crudo-álcali por medio de la activación de surfactantes naturales. En este caso, primero se inyecta un preflujo de álcali con el fin de preacondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más efectiva (PDVSA-CIED, 1998). 3. Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP). Es conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la inyección de polímeros micelares pueden producir incrementos significativos de recuperación, pero resulta antieconómico por el alto costo de los aditivos químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de soluciones poliméricas y polímeros micelares, basado en la tecnología de inyección de soluciones alcalinas debido a que el costo de los álcalis es considerablemente menor que el de los surfactantes. La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos para formar surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales a valores ultrabajos (σ < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el número capilar significativamente. El empleo de álcali en este tipo de formulaciones contribuye a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza la pérdida de surfactantes y polímeros por adsorción en la roca. Las soluciones alcalinas pueden inyectarse como un preflujo, previo a la inyección del tapón micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso

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FUENTE: Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP.PDVSA-CIED, 1998. Finalmente, en la siguiente tabla se muestran algunos criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP: Tabla 2. Criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP. Variables

Criterios Técnicos

Temperatura

< 200 ºF, este criterio se basa en la estabilidad química de los polímeros disponibles comercialmente (poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y polisacáridos)

Viscosidades

< 100 cP, valor recomendable para obtener un control adecuado de la razón de movilidad a un costo aceptable del uso de polímeros.

Relación agua-petróleo

< 15%

Permeabilidad promedio

> 100 mD, a fin de evitar o reducir riesgos de fracturamiento hidráulico de la formación debido a la alta viscosidad de la solución ASP.

Dureza (concentración de iones < 300 ppm, ya que estas especies pueden causar la Ca+2 y Mg+2 en aguas de precipitación del surfactante y la pérdida de viscosidad formación) del polímero. FUENTE: PDVSA-CIED, 1998. RECUPERACIÓN MEJORADA POR INYECCIÓN DE

MICROORGANISMOS

(MEOR)

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La recuperación mejorada de crudos con microorganismos (MEOR), es un proceso en el que se adapta y/o estimula un grupo de bacterias preseleccionadas, basándose en su capacidad de metabolizar hidrocarburos y generar productos tales como: surfactantes, ácidos, polímeros, solventes y gases que ayudan a mejorar las propiedades del crudo. Estos microorganismos deben tolerar la presión, la temperatura y demás características del yacimiento. En los pozos, las bacterias se reproducen y sintetizan el petróleo crudo lográndose a nivel del pozo y del yacimiento un incremento en la presión, ocasionado por los gases producto del metabolismo bacteriano, al igual que una reducción de la viscosidad, dispersión de las partículas de asfaltenos y por ende, mejoramiento en la calidad del crudo. MEOR es una tecnología que permite mejorar la recuperación y producción de petróleo mediante programas de tratamiento basados en la aplicación de microorganismos, específicamente bacterias, dentro de la formación petrolífera. Una vez inyectadas en el yacimiento, las bacterias se desplazan a través del agua intersticial y se congregan en el espacio poroso de la formación, en las interfaces petróleo-pequeñas de hidrocarburos para producir bioproductos químicos, que aumentan la movilidad del petróleo en la formación. En la Figura 3 se observa un ejemplo de la inyección de bacterias en un pozo productor y que posteriormente es cerrado de 2 a 7 días para que los microorganismos generen bioproductos, para disminuir la viscosidad del crudo, eliminar los depósitos de parafinas, asfaltenos en la tubería de producción. Se deben usar nutrientes como las melazas para mantener vivo a los microorganismos cabe destacar que las melazas son económicos y se usa agua para desplazar a las bacterias hasta llegar al yacimiento.

Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos De Producción Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

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FUENTE: Proceso de inyección de las bacterias. En la figura 5 se puede observar el efecto de los microorganismos en la disminución de la viscosidad de un crudo pesado, lo que demuestra que este tratamiento se podría aplicar en los crudos pesados

FUENTE: Antes y después de un crudo pesado tratado con bacterias. En qué tipo de pozos es aplicable este método Este método de recuperación es capaz de extraer un porcentaje significativo del petróleo residual. Esta tecnología puede ser aplicada en proyectos de pozos sencillos (un solo objetivo de producción) y pozos múltiples (varios objetivos de producción). También puede ser aplicada en yacimientos de desarrollo inicial, en yacimientos agotados y en yacimientos productores de crudos parafínicos y asfalténicos.

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FUENTE: Proceso de estimulación con microorganismos. Tipos de Procesos MEOR La estimulación de pozos mediante la tecnología MEOR puede llevarse a cabo a través de los siguientes procesos: Procesos in-situ Consisten en inyectar nutrientes al yacimiento para estimular el crecimiento de las bacterias endógenas de la formación (autóctonas) y metabolismo, o inyectar microorganismos foráneos (exógeno) junto a los nutrientes para generar los productos metabólicos en el yacimiento, contribuyendo a incrementar la producción de petróleo. Procesos ex-situ Consisten en la generación, mediante técnicas tradicionales de fermentación, de productos microbianos (como surfactantes y polisacáridos), que facilitan la recuperación de petróleo y que son posteriormente inyectados en el yacimiento mediante técnicas convencionales de recuperación mejorada de petróleo, es decir es un proceso similar al de recuperación con químicos puesto que se inyectan a la formación los metabolitos generados, en instalaciones de superficie, por bacterias exógenas al yacimiento para lograr ecuperar parte del petróleo residual. Problemas Comunes en un Proceso de MEOR  Pérdida de inyectividad debido a taponamiento de la formación  Transporte y dispersión poco exitoso de todos los componentes necesarios hacia la ubicación deseada dentro del yacimiento  Falta de promoción de la actividad metabólica deseada in situ 

Omisión del efecto de competencia por sobrevivir o actividad secundaria indeseable por organismos autóctonas, incluyendo las bacterias sulfato reductoras.

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TABLA: Géneros bacterianos comúnmente utilizados en MEOR

TABLA: Efectos de los bioproductos sintetizados por las bacterias utilizadas en MEOR

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TABLA: Principales aplicaciones de MEOR. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE BACTERIAS El proceso de inyección de microorganismos para la estimulación de pozos productores de petróleo está compuesto por cuatro etapas. Inicialmente se ejecutan las etapas de selección y preparación de los pozos para la inyección de los microorganismos; a continuación se lleva a cabo la etapa de inyección de la mezcla microbiana (microorganismos, nutrientes y catalizadores); seguida finalmente por la etapa de evaluación de los resultados de la estimulación. Estas etapas se describen a continuación: • Criterios de selección de pozos candidatos a Estimulación con Microorganismos • Preparación de los pozos para la inyección de los microorganismos. • Procedimiento operacional de la inyección de microorganismos a los pozos seleccionados. • Evaluación de los pozos después de la inyección de microorganismos y los resultados.

FUENTE: metabolismo de las bacterias. 

rangos de aplicación en función a las propiedades físicas

Método

ºAPI

Presión Temp. (psi) (m) (ºF) De Producción Asignatura: Propiedades Físicas De La Roca, Tipos De Yacimientos Y Mecanismos Carrera: Ing. En Gas Y Petróleo

Inyección Polímeros

de 20-26

Profun.

90-1500

< 200

< 220

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FUENTE: Elaboración propia 

rangos de aplicación de acuerdo a las propiedades petrofísicas de la roca permeabilidad ( md)

Porosidad (%)

Salinidad (%)

> 200

> 25

< 25

FUENTE: Elaboración propia

FUENTE: parámetro para la aplicación bacteriana. Condición de producción

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• Tasa bruta < 300 BBPD, altamente recomendable para evitar el arrastre prematuro de los microorganismos y para evitar diferimiento de producción. • Cortes de agua mayores a 10% y menores de 60%. • Equipo de levantamiento en funcionamiento óptimo, si se trata de un pozo activo. Esto permitirá atribuir el ganancial al tratamiento con bacterias y no a la optimización del equipo de levantamiento. Pasos para aplicación de un proceso de inyección de bacterias Inyección: A través del pozo inyector o productor se introduce en el yacimiento una solución de nutrientes (si se usan bacterias autóctonas), o una solución de microorganismos y nutrientes (si se usan bacterias exógenas), generalmente después de una limpieza preliminar del pozo. Esta limpieza se realiza inyectando en el pozo bacterias exógenas que se alimentan principalmente de los residuos de petróleo pesado (parafina y asfaltenos) que podrían obstruir el paso de las sustancias inyectadas. Incubación: Se cierra el pozo durante un cierto periodo de tiempo para permitir el crecimiento microbial y la producción de metabolitos. Producción: La forma en que se ejecuta este pasó depende de la estrategia de inyección usada: Si se usó un proceso cíclico, el pozo inyector es reabierto para permitir la salida del petróleo y de otros productos resultantes del tratamiento. Si se usó un proceso continuo, el petróleo liberado y los productos resultantes del tratamiento son desplazados, usando inundación con agua, hacia un pozo de producción. Existen dos estrategias de inyección de bacterias en los yacimientos Proceso cíclico Una solución de las bacterias y los nutrientes se introduce en un yacimiento de petróleo durante la inyección a través de un pozo productor. El inyector se cierra luego de un período de incubación para permitir que las bacterias generen dióxido de carbono y surfactantes que ayudaran a movilizar el petróleo. El pozo se abre y el petróleo y los productos resultantes del tratamiento se producen. Este proceso se puede repetir. Las Figuras 14-a y 14-b corresponden al Biobarrido de bacterias y nutrientes usando el sistema de huff y puff

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En la Figura 1-a muestra un esquema que indica la migración de las bacterias y la generación de bioproductos que van a mejorar la movilidad del crudo

FIGURA 1-A: Proceso cíclico En la Figura 1-b muestra un esquema que indica la producción del petróleo al final del período de incubación, cuando el pozo se vuelve a abrir.

FIGURA 1-B: Proceso cíclico Proceso continuo En esta estrategia, el pozo inyector no es el mismo que el pozo productor. La recuperación por este método utiliza el efecto de las soluciones microbianas en un yacimiento de petróleo. El yacimiento está generalmente condicionado por un pre-lavado con agua, posteriormente se inyecta una solución de bacterias y nutrientes. Como la solución es empujada por agua a través del yacimiento, luego con el tiempo ocurre la formación de gases y surfactantes que ayudan a movilizar el petróleo. La saturación residual de petróleo y la solución de microorganismos,

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nutrientes y agua se bombea a través de un pozo inyector hasta el pozo productor. La siguiente Figura 1-a muestra esta tecnología. La Figura 1-a muestra un esquema que indica el desplazamiento de la saturación residual del petróleo por los metabolitos de las bacterias inoculadas cultivadas in situ

FIGURA 1-A: Proceso continuo La Figura 1-b muestra un esquema que indica la obstrucción de las zonas de alta permeabilidad por una bacteria. La producción de polímeros extracelulares se generó mediante la inyección de una solución de nutrientes que contiene sacarosa

FIGURA 1-B: Proceso continuo

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FUENTE : Proceso de estimulación con bacterias en un pozo productor. Proceso Cíclico

FUENTE: Proceso de inyección de bacterias en un pozo inyector. Proceso Continuo

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FUENTE: Ventajas y desventajas de MEOR (Wolicka, 2012; Lazar et al., 2007)

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CONCLUSIÓN  Como conclusión se tiene: La recuperación terciaria se divide en tres métodos térmicos, químico y microorganismos Estos métodos tienen un mecanismo de funcionamiento similar los cuales consisten en reducir la viscosidad del crudo.  Los rangos de aplicación más relevantes de los métodos son: Térmicos: Método

o

API

Viscos. (cp)

Porosid ad %

Permeabilidad (md)

Profundidad (ft)

Temperatura (oF)

Inyección

8-25

‹100000

21-65

›200

‹5000

54-59

de vapor Combustió

10-27

‹5000

17-32

›10

‹11500

›100

n in situ

Químicos:

Microbianos: método bacterianos

o

API

20-26

Presión (psi) ‹2000

Porosida d% ›25

Permeabilidad (md) ›200

Temperatura (oF) ‹220

 El porcentaje de recuperación que pueden ser obtenidos con los métodos de recuperación mejorada pueden variar desde el 25-60% dependiendo del método usado

BIBLIOGRAFÍA

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 Tesis “RECUPERACIÓN MEJORADA MICROBIANA DE HIDROCARBUROS” por NATALIA CATALINA HINOJOSA GONZÁLEZ  RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS VÍA MICROBIANA A. MuñozColunga*, T. Roldán-Carrillo y P. Olguín-Lora

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