Análisis técnico económico para el cambio de un sistema de recuperación secundaria a uno de EOR en el Campo Patujusal

ÍNDICE

CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1. INTRODUCCIÓN
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
2.1. Identificación del Problema
2.2. Formulación del Problema
3. HIPÓTESIS
4. ANTECEDENTES
5. OBJETIVOS
6. MÉTODOS Y TÉCNICAS
7. ALCANCE
7.1. Alcance Temático
7.2. Alcance Geográfico
7.3. Alcance Temporal
8. JUSTIFICACIÓN
8.1. Justificación Técnica
8.2. Justificación Económica
8.3. Justificación Ambiental

CAPÍTULO II
CONCEPTOS TEÓRICO
9. MARCO HISTÓRICO
10. MARCO REFERENCIAL
10.1. Inyección de CO2 en Estados Unidos
10.2. Inyección de CO2 en Noruega
10.3. Inyección de CO2 en México
11. MARCO CONCEPTUAL
11.1. Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)
11.2. Recuperación Mejorada de Petróleo Inyectando CO
11.2.1. Propiedades del CO
11.2.2. Mecanismos de Desplazamiento
11.2.3. Presión Mínima de Miscibilidad (MMP)
11.2.3.1. Determinación del MMP
11.2.3.1.1. Técnicas Experimentales
11.2.3.1.2. Técnicas no Experimentales
11.2.3.1.2.1. Métodos Analíticos
11.2.4. Almacenamiento de CO
11.2.5. Diagrama Pseudoternario
11.2.5.1. Miscibilidad de Primer Contacto
11.2.5.2. Miscibilidad con Contacto Múltiple
11.2.5.2.1. Mecanismo de Condensación
11.2.5.2.2. Mecanismo de Vaporización
11.2.6. Aspectos Operacionales
11.2.6.1. Fuentes de CO
11.2.6.2. Instalaciones Superficiales
11.2.7. Esquemas de Inyección
11.2.7.1. Inyección Continua de CO
11.2.7.2. Inyección Alternada de CO2 y Agua (WAG)
11.2.7.3. Inyección de CO2 seguido por agua
11.2.7.4. Inyección simultánea de CO2 y agua (SWAG)
11.2.7.5. Inyección de CO2 seguido de una espuma (FAWAG)

CAPÍTULO III
SIMULACIÓN DEL MODELO DE RESERVORIO
12. TIPO DE INVESTIGACIÓN
13. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO PATUJUSAL
13.1. Área de Contrato
13.2. Descripción General del Campo
13.3. Reservorio Productor
13.4. Descripción de Pozos
13.5. Descripción de Facilidades de Campo y Planta
13.6. Recuperación Secundaria
13.7. Sistema de Tratamiento de Agua
14. MARCO PRÁCTICO
14.1. Determinación de la Presión Mínima de Miscibilidad
14.2. Modelo Computacional mediante el Programa Eclipse
14.3. Uso del Programa
14.4. Análisis de Resultados
14.4.1. Inyección de Agua
14.4.2. Inyección de CO
14.4.3. Inyección WAG
14.4.4. Comparación de Esquemas de Inyección
14.4.5. Producción Prevista
14.4.6. Presión de Reservorio
14.4.7. Saturación de Gas
14.4.8. Saturación de Petróleo
14.4.9. Caudal Molar de los Componentes

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS ECONÓMICO

15.INTRODUCCIÓN

16.ANALISIS COSTO – BENEFICIO

16.1. EVALUACIÓN ECONÓMICA

CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
17. CONCLUSIONES
18. RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS NOMENCLATURA

Abbildung in dieer Leseprobe nicht enthalten

RESUMEN EJECUTIVO

En el capítulo I se menciona la importancia y porque se realiza esta investigación, su estructura. El objetivo principal es determinar el nivel viabilidad que resulta de la implementación del método de Inyección de CO2 en el campo Patujusal.

En el capítulo II se da a conocer conceptos teóricos importantes que se deben conocer para entender la presente investigación. Se da mayor énfasis en conceptos directamente relacionados con la Inyección de CO2 relacionados con los objetivos y la hipótesis.

En el Capítulo III se validan los objetivos y la hipótesis del trabajo. Por lo tanto se comprobará si en este caso se producirá miscibilidad del CO2, pues esto es preferible a uno inmiscible ya que el factor de recuperación es más alto. Para esta tesis también es imprescindible el cálculo de la presión mínima de miscibilidad. En este capítulo se determinará la hipótesis mediante el software ECLIPSE de la empresa Schlumberger con los datos de reservorio del campo Patujusal.

En el Capítulo IV se realiza un análisis económico, para conocer el nivel de viabilidad económica de la Inyección de CO2 en el campo Patujusal, para esto tomamos en cuenta el costo de la perforación de pozos inyectores de CO2, de Agua, el costos operativos entre otros.

El Capítulo V es acerca de las conclusiones y recomendaciones, en él se analizan los resultados obtenidos en el capítulo III y el capítulo IV.

ABSTRACT

Chapter I mentions the importance and because the investigation is realized, its structure. The main objective is to determinate the viability level than result of the implementation of CO2 Flooding in Patujusal Field.

Chapter II staff express important theoretical concepts than we need to know to understand this investigation. It places more emphasis in concepts directly related to CO2 Flooding related to objectives and hypothesis.

Chapter III validates the objectives and hypothesis of this job. Therefore, we prove if in this case the reservoir would produce miscibility of CO2, as the miscibility is preferred to immiscibility because recovery factor is higher. For this thesis is indispensable to calculate the Minimum Pressure of Miscibility. In this chapter we will determinate the hypothesis with software ECLIPSE of Schlumberger Company and with the reservoir data of Patujusal Field.

Chapter IV realizes an economic analysis, to know the economic viability level of CO2 Flooding in Patujusal Field, for this we take into account the cost of drilling wells CO2 injectors, water, operating costs among others.

Chapter V is about conclusions and recommendations, in which the results obtained in Chapter III and Chapter IV are analyzed.

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1. INTRODUCCIÓN

Lo que me llevo a realizar el trabajo son los altos costos de la exploración y la falta de aplicación de métodos EOR en Bolivia. La exploración tarda mucho tiempo sería mejor realizar una recuperación más eficiente en los campos antiguos de nuestro país. Esta investigación comprobará el nivel de viabilidad en lo técnico y en lo económico de Inyección de CO2 en el campo Patujusal. Se usó el Software ECLIPSE con datos reales de reservorio de dicho campo petrolero.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

2.1. Identificación del Problema

La no aplicación de nuevas tecnologías de explotación en nuestros campos petroleros, limita una mejor producción, dado el desconocimiento de sistemas de explotación mucho más eficaces, que pueden se implantados en nuestro medio, como la inyección de CO2.

2.2. Formulación del Problema

En el país existen campos que llevan años produciéndose por métodos convencionales como ser la recuperación primaria y la secundaria, puesto que los costos de exploración son bastante altos y el tiempo considerable. Es preciso implantar nuevas tecnologías en los campos ya descubiertos para recuperar de forma más eficiente los hidrocarburos.

3. HIPÓTESIS

Se supone que la aplicación de la Inyección de CO2 en el campo Patujusal aumentará considerablemente la recuperación de hidrocarburos. Holm y Josendal (1974) afirma: “el MMP es la presión a la que se recupera más del 80 por ciento del aceite en el lugar (OOIP) en el avance del CO2.”(p.1427). Con este dato se estima que aumente las utilidades para la empresa.

4. ANTECEDENTES

El dióxido de carbono (CO2) se ha usado como método de recobro mejorado por más de cincuenta y cinco años. Datos experimentales y de campo han mostrado los procesos para trabajar, con incrementos de recobro siendo tan altos como 22 por ciento del petróleo original en sitio. (Brock y Bryan, 1989). Para ver más detalles acerca de este punto ver Capítulo 2.

Si bien existe un proyecto de implementar un método EOR en el campo Patujusal por Y.P.F.B., este método que se desea usar es una extracción mejorada biológica.^[1]

5. OBJETIVOS

OBJETIVO PRINCIPAL:

- Determinar y analizar el nivel de viabilidad que resulta de la implementación de un método de recuperación mejorada EOR, mediante la técnica de Inyección de CO2.

OBJETIVOS SECUNDARIOS:

- Realizar una simulación con el programa ECLIPSE 2009 de la producción del campo Patujusal si adquiriese un sistema de inyección de CO2.
- Determinar si en el reservorio se obtendrá una recuperación terciaria con CO2 inmiscible o miscible.
- Analizar el beneficio económico que daría la implementación de dicho sistema en comparación al sistema de recuperación secundaria que posee actualmente.
- Construir un modelo computacional basado en todos los datos obtenidos y determinar el diseño de los pozos, los gastos de inyección y de producción y el tamaño del bache que maximizarán la eficiencia del barrido.
- Mejorar el proceso de desplazamiento inmiscible en las zonas de petróleo y gas.

6. MÉTODOS Y TÉCNICAS

La presente tesis es una investigación comparativa-descriptiva. Para tal cometido se necesitará datos petrofísicos del campo, geometría de la arenisca productora Petaca, datos de producción de los pozos. Todos estos datos se los precisará para hacer correrlos en un simulador de computadora el cual nos dará los resultados para cumplir con los objetivos. Para el análisis económico se necesitará datos como el CAPEX y OPEX actualizados del campo Patujusal, también se ejecutará un análisis costo- beneficio para hacer más completa dicha investigación.

7. ALCANCE

7.1. Alcance Temático

El tema sugerido es el de implementar nuevas tecnologías en nuestros campos de producción de petróleo, demostrando muchas ventajas en relación a la recuperación secundaria, la cual cumplió ya su exitosa vida útil y dar paso un sistema nunca aplicado en Bolivia. Lo que se sugiere en la tesis es su reemplazo por la Inyección de CO2.

7.2. Alcance Geográfico

El campo Patujusal, está ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz de la Sierra, a 170 Km. al noreste de la ciudad de Santa Cruz. Corresponde a la llanura Chaco – Beniana, entre los ríos Piraí y Yapacaní a una altura promedio de 224 msnm., conformando una planicie húmeda cubierta de espesa vegetación y abundantes lagunas pantanosas.

7.3. Alcance Temporal

El tiempo estimado de implementación es próximo a un año, en este lapso de tiempo se perforarían los pozos inyectores de agua y CO2; los productores ya están perforados. También en este lapso de tiempo llegarían los implementos e insumos correspondientes al campo Patujusal, dando lugar el ensamblaje en sí. Además se va a considerar en este punto el tiempo de garantía que ofrecen los fabricantes de dichos equipos.

8. JUSTIFICACIÓN

8.1. Justificación Técnica

Bolivia no debe quedarse atrás al avance tecnológico de la industria petrolera. Cuando ingresa una nueva tecnología con ella contrae nuevas técnicas, como sucede en nuestro caso; la exploración petrolera es una fase muy cara y muy larga, por tal razón se debe utilizar técnicas más modernas para extraer todo el petróleo posible de nuestros reservorios que ya fueron descubiertos; por lo cual existen técnicas EOR como ser la Inyección de CO2.

8.2. Justificación Económica

La Inyección de CO2 hace que el factor de recuperación del petróleo aumente, por lo tanto también los ingresos económicos de la empresa. Aunque implementar este método es una fuerte inversión, se podría recuperar en la primera década de producción. La producción de campo Patujusal es muy baja de 67 BPD de petróleo en el 2017, con esta tendencia el campo ya no será rentable en poco tiempo.

8.3. Justificación Ambiental

En la actualidad el CO2 ocasiona muchos problemas al medio ambiente, como ser el calentamiento global y este a su vez el cambio climático y derretimiento de los polos. Por esta razón esta investigación se centra en confinarlo de forma segura en el reservorio y usar este como método EOR.

CAPÍTULO II

CONCEPTOS TEÓRICO

9. MARCO HISTÓRICO

Uno de los primeros métodos para estimular la producción de un pozo incluía la destrucción de la formación rocosa en la vecindad del pozo. Comúnmente un explosivo consistente en dinamita, una mecha y un dispositivo disparador con un mecanismo de retardo se colocaba en una caja metálica y se introducía al pozo para ser detonado. Esta técnica conocida como "shooting", fracturaba la roca de la formación a una corta distancia a partir del pozo reduciendo así la resistencia al flujo del petróleo. Las vibraciones generadas por la explosión también eran responsables de la liberación de gases del petróleo. Los pozos se disparaban también para librarlos de asfaltos y depósitos químicos en la formación. Era costumbre limpiar vigorosamente el pozo después del disparo para desalojar el material proveniente de la formación. (Fowler, 1961).

Hay referencias frecuentes desde 1894 del uso de ácido para la estimulación de pozos. Sin embargo el primer tratamiento exitoso con ácido se reportó en 1895, no fue sino hasta 1932 que esta técnica se adoptó como un método de producción. El uso de ácido pronto se encontró compitiendo con el "shooting.en estratos de caliza. Con el advenimiento del Fracturamiento Hidráulico, el uso del "shooting” comenzó a menguar. El Fracturamiento Hidráulico envuelve la inyección de un ruido a alta presión con él .n de fracturar la formación. En formaciones arenosas, el líquido arrastraba consigo la arena hacia la formación y cuando el medio fracturado se cerraba sobre sí mismo la arena quedaba en forma de cuñas, creando una zona porosa por la cual el petróleo pudiera .huir con relativa facilidad hacia el pozo productor. (Fowler, 1961).

La creación de un vacío en las tuberías de los pozos fue también una técnica empleada por algún tiempo antes de que se la abandonara por otros métodos más efectivos y económicos, tales como el desplazamiento con gas o la inyección de agua. El bombeo neumático se ha usado por muchos años, como técnica de recuperación secundaria, para levantar desde lo profundo del pozo. El bombeo con aire se aplicó por primera vez en 1864 para levantar petróleo de un pozo en Pensylvania y más tarde se empleó gas natural para bombear petróleo en California en 1911. (Osgood, 1930).

El propósito del bombeo neumático es mantener una presión de fondo productora que haga que la formación aporte volúmenes adicionales de petróleo. La aplicación de estos sistemas artificiales de producción ha mejorado la recuperación de petróleo hasta llegar máximo a un 20% del volumen original. La definición de recuperación secundaria se ha ampliado para incluir varias técnicas las cuales se emplean después de la declinación natural de la presión en la formación productora. La inyección de agua se ha convertido en la principal técnica de recuperación secundaria. (Fowler, 1961).

En 1865, la primera inyección de agua ocurrió como resultado de una inyección accidental. Los aspectos positivos y negativos de la inyección de agua se conocen bien desde hace varios años.

La inyección de agua se ha usado para suplir la inyección de gas y para mantenimiento depresión, también se ha tenido éxito en reducir las saturaciones de petróleo residual inyectando agua a la que se le han añadido ciertos químicos. (Osgood, 1930).

10. MARCO REFERENCIAL

10.1. Inyección de CO2 en Estados Unidos

La inyección de dióxido de carbono (CO2) es un método exitoso de EOR aplicado en campos terrestres. Es importante mencionar que los recursos de CO2 provienen principalmente de reservorios naturales. Actualmente, hay casi 70 proyectos de inundación de CO2 en operación en los Estados Unidos, que representan aproximadamente el 28% de la producción total de EOR. Además, las tendencias planificadas del proyecto sugieren que la demanda de CO2 para las aplicaciones EOR crecerá en la próxima década. (Moritis, 2002)

Además del potencial de aumentar la recuperación de petróleo en campos maduros y con inyección de agua, el CO2 se ha convertido en el método de elección en proyectos EOR en los EE. UU. Porque este gas está fácilmente disponible en grandes cantidades en lugares relativamente cercanos a los campos petrolíferos en los que se utiliza. Por ejemplo, en las cuencas del Pérmico del oeste de Texas en Nuevo México, hay disponible un gran suministro de CO2 natural a bajo costo, en comparación con el metano o el gas natural, y las tuberías se están extendiendo a más campos. La mayoría del CO2 consumido en las cuencas del Pérmico del oeste de Texas de Nuevo México proviene de depósitos comerciales de CO2 de Colorado (McElmo Dome y The Sheep Mountain Fields), Nuevo México (The Bravo Dome Region) y Wyoming (La Barge Field).(Manrique,2003,p.2)

La inyección de CO2 se compone de proyectos de larga duración. Si bien las fluctuaciones de los precios del petróleo tienen un efecto de disminuir temporalmente el ritmo de inicio de los proyectos, el crecimiento constante de línea de base representa una refrescante excepción a la cíclica por demás frustrante de la exploración / perforación de gas y petróleo. Los dos primeros campos de inyección de CO2 en los Estados Unidos (SACROC y Crossett). La naturaleza a largo plazo de las inyecciones de CO2 continúa generando enormes beneficios económicos, proporcionando impuestos locales, estatales y federales, así como empleo a largo plazo y producción de energía para el área y la nación. (Melzer, 2012, p.6)

SACROC descubierta en 1948, es uno de los campos petrolíferos más grandes y antiguos de los Estados Unidos que utiliza tecnología de inyección de dióxido de carbono. El campo está compuesto por aproximadamente 50,000 acres ubicados en la Cuenca del Pérmico en el Condado de Scurry, Texas. Kinder Morgan posee un aproximado de 97 por ciento en SACROC y ha ampliado el desarrollo del proyecto de dióxido de carbono iniciado por propietarios anteriores y ha aumentado la producción en los últimos años. En 2016, SACROC produjo aproximadamente 29,300 barriles de petróleo por día, y la producción de LGN promedió aproximadamente 20,900 barriles por día. Kinder Morgan continúa desarrollando efectivamente este campo maduro a través del uso innovador de datos sísmicos, perforación lateral y técnicas avanzadas de conformidad. (Kinder Morgan, 2018)

10.2. Inyección de CO2 en Noruega

Sleipner es el primer y único campo en alta mar que inyecta CO2 en el suelo en grandes volúmenes. El objetivo no estaba relacionado con EOR, sino en la reducción de contenido de CO2 del gas producido. (Magne, 2003, p.43)

El gas Sleipner tiene un contenido de 9% de CO2, que debe eliminarse para cumplir con las especificaciones de gas de venta. Con el tiempo, esto representa un gran volumen de CO2, y su liberación a la atmósfera no fue una alternativa.

Dado que la formación Utsira, un gran reservorio de acuífero salino se encontraba justo entre el depósito de gas y el fondo del mar, se decidió inyectar el CO2 en esta formación. Utsira es una formación altamente porosa (35%) y altamente permeable (2-5 Darcy) con aproximadamente 250 m de espesor, ubicada a 1000 m bajo el lecho marino, y cubre un área de casi 100000 km2. No fue sencillo comenzar la inyección, y se investigaron la inyectividad, los efectos de almacenamiento y otros asuntos de interés. La inyección de CO2 comenzó en octubre de 1996 con alrededor de 1 millón de toneladas de CO2 / año. (Magne,2003,p.43)

Abbildung in dieer Leseprobe nicht enthalten

Figura 1. Línea sísmica regional a través del sistema geotécnico Utsira

Fuente: Tore Torp, Statoil, “Final Technical Report “SACS” – Saline Aquifer CO2 Storage”,February 2000.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Figura 2. Representación esquemática de la inyección de CO2 Sleipner

Fuente: SINTEF Industri (2018). Store Satsinger. Recuperado de: http://www.iku.sintef.no/projects/IK23430000/

El Proyecto de almacenamiento de CO2 del acuífero salino (Proyecto SACS) se inició en 1998, y la recopilación e interpretación de datos aún está en curso. Es un proyecto multidisciplinario que involucra el mapeo de yacimientos, la evaluación de agroquímicos fluidos y fluidos, el flujo de agua del yacimiento y la implicación de la mezcla de salmuera de CO2. El programa EU THERMIE junto con un amplio espectro de empresas e instituciones participantes está financiando el proyecto. (SACS Project)

El Informe técnico final de SACS, febrero de 2000, ofrece un breve resumen del trabajo realizado durante el primer período del proyecto. Un mensaje importante del Proyecto SACS es que el comportamiento medido del CO2 se compara con el comportamiento simulado. La figura 2 da una idea del movimiento del CO2 a lo largo del tiempo a partir de una imagen sísmica interpretada. (Torp,2000)

Según Lindeberg, Zweigel, Bergmo, Ghaderi y Lothe los datos medidos tienen una coincidencia relativamente buena con las simulaciones. La primera encuesta se completó en septiembre de 1999 cuando la burbuja de CO2 alrededor del pozo de inyección era lo suficientemente grande, y en tales concentraciones, que fue posible controlarla mediante un estudio sísmico 4D. Otro tema de preocupación fue la inyectividad del CO2 y el manejo de los equipos como compresores, bombas y unidades de separación donde podrían ocurrir problemas de hidratos. Pero después de algunos problemas al principio, parece estar bajo control. Una producción cerrada en Sleipner tendrá un gran impacto en la economía de campo debido a la alta entrega diaria de gas de venta. (Lindeberg,2000)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Figura 3 . Movimiento de CO2 a lo largo del tiempo a partir de una información sísmica.

Fuente: Dr Andrew Chadwick (2018). Radio Nederland Science Unit. Inglaterra. Recuperado de: http://www.rnw.nl/science/html/bubble021119.html

El eslabón perdido en este proyecto con respecto a EOR es el efecto de la composición entre el CO2 y los hidrocarburos y la segregación por gravedad. La segregación por gravedad del CO2 cuando fluye a través del depósito es un factor importante con respecto a la eficiencia del barrido y la recuperación de petróleo. La formación Utsira no es un depósito de petróleo y no proporciona ninguna información sobre estos efectos al respecto. (Magne,2003,p.43)

10.3. Inyección de CO2 en México

La historia de la inyección de CO2 en México se puede resumir en los siguientes datos (PEMEX, 2008):

- Los proyectos de recuperación adicional en México, inician con la inyección de agua en el campo Poza Rica en marzo de 1951.
- De acuerdo a la literatura especializada y a proyectos de EOR en campos petroleros del extranjero, el CO2 y/o los gases de combustión, representan una alternativa para la implementación de procesos de Recuperación Mejorada (EOR) en México.
- Debido a la alta producción de CO2 asociado con el gas y condensado en el Campo Carmito, se planeó separar el CO2 mediante un proceso de membranas para continuar con su explotación.
- En noviembre del 2000, se implementó la inyección de CO2 en el campo Artesa, Región Sur, siendo éste el primer proceso de recuperación mejorada en México, con la ventaja adicional de evitar el venteo a la atmósfera.
- En enero del 2005, se implementó la inyección de CO2 en el campo Sitio Grande, Región Sur, siendo éste el segundo proceso de recuperación mejorada en México, con la ventaja adicional de evitar el venteo a la atmósfera

11. MARCO CONCEPTUAL

11.1. Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)

Las operaciones de recuperación de petróleo tradicionalmente se han subdividido en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento en un sentido cronológico. La producción primaria, la etapa de producción inicial, resultó de la energía de desplazamiento que existe naturalmente en un depósito. La recuperación secundaria, la segunda etapa de las operaciones, usualmente se implementó después de que la producción primaria disminuyó. Los procesos tradicionales de recuperación secundaria son la inyección de agua, el mantenimiento de presión y la inyección de gas, aunque el término recuperación secundaria ahora es casi sinónimo de inundación de agua. La recuperación terciaria, la tercera etapa de la producción, fue la obtenida después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario que se usó). Los procesos terciarios utilizaron gases miscibles, productos químicos y / o energía térmica para desplazar el petróleo adicional después de que el proceso de recuperación secundaria se volviera antieconómico. (Green,1998)

El inconveniente de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica es que muchas operaciones de producción de yacimientos no se realizan en el orden especificado. Un ejemplo bien conocido es la producción de los petróleos pesados ​​que se producen en gran parte del mundo. Si el crudo es suficientemente viscoso, puede no fluir a tasas económicas bajo los impulsos de energía natural, por lo que la producción primaria sería insignificante. Para tales reservorios, la inundación de agua no sería factible; por lo tanto, el uso de energía térmica podría ser la única forma de recuperar una cantidad significativa de petróleo. En este caso, un método considerado como un proceso terciario en una secuencia normal de agotamiento cronológico se usaría como el primer método de recuperación, y quizás el final. (Green, 1998)

En otras situaciones, el llamado proceso terciario podría aplicarse como una operación secundaria en lugar de la inyección de agua. Esta acción podría estar dictada por factores tales como la naturaleza del proceso terciario, la disponibilidad de inyectables y la economía. Por ejemplo, si una inyección de agua antes de la aplicación del proceso terciario disminuiría la efectividad general, entonces la etapa de inundación de agua podría evitarse razonablemente. Debido a tales situaciones, el término "recuperación terciaria" cayó en desacuerdo en la literatura de ingeniería petrolera y la designación de "recuperación mejorada de petróleo" (EOR) se volvió más aceptada. Este último término se usa a lo largo de este libro. Otra designación descriptiva usada comúnmente es "recuperación mejorada de petróleo" (lOR), que incluye EOR pero también abarca una gama más amplia de actividades, por ejemplo, caracterización de yacimientos, gestión mejorada de yacimientos y perforación de pozos. (Green,1998)

Debido a la dificultad de la clasificación cronológica de la producción de petróleo, la clasificación basada en la descripción del proceso es más útil y ahora es el enfoque generalmente aceptado, aunque la denominación de los procesos aún incorpora el esquema anterior basado en la cronología. Los procesos de recuperación de petróleo ahora se clasifican como procesos primarios, secundarios y EOR. Un esquema de clasificación es claramente útil ya que establece una base para la comunicación entre las personas técnicas. Sin embargo, también tiene una utilidad pragmática en la implementación de leyes tributarias y reglas de contabilidad. (Green,1998)

EOR resulta principalmente de la inyección de gases o productos químicos líquidos y / o el uso de energía térmica. Los gases de hidrocarburos, CO2, nitrógeno y gases de combustión se encuentran entre los gases utilizados en los procesos EOR. El uso de un gas se considera un proceso EOR si la eficiencia de recuperación depende significativamente de un mecanismo diferente al desplazamiento frontal inmiscible caracterizado por permeabilidades de alta tensión interfacial. Se usan comúnmente varios productos químicos líquidos, incluidos polímeros, surfactantes y solventes de hidrocarburos. Los procesos térmicos típicamente consisten en el uso de vapor o agua caliente, o dependen de la generación in situ de energía térmica a través de la combustión del petróleo en la roca del yacimiento. (Green, 1998)

Los procesos EOR implican la inyección de un fluido o fluidos de algún tipo en un depósito. Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural presente en el depósito para desplazar el petróleo a un pozo de producción. Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema de roca / petróleo del yacimiento para crear condiciones favorables para la recuperación de petróleo. Estas interacciones pueden, por ejemplo, dar como resultado menores de 1FT, hinchamiento del petróleo, reducción de la viscosidad del petróleo, modificación de la humectabilidad o comportamiento de fase favorable. Las interacciones son atribuibles a los mecanismos físicos y químicos y a la inyección o producción de energía térmica. La inundación de agua simple o la inyección de gas seco para mantenimiento de presión o desplazamiento de petróleo están excluidos de la definición. (Green, 1998)

11.2. Recuperación Mejorada de Petróleo Inyectando CO2

El CO2 es un gas muy conocido en la naturaleza. Los investigadores han sido atraídos muy pronto desde la puesta de los procesos de recuperación terciaria para tratar de mejorar las tasas de recuperación de petróleo. Los primeros estudios se remontan a los años 50 s. ellos han hecho resaltar la gran solubilidad del C02 en los petróleos lo que se traduce en una movilidad importante del petróleo y una baja en su viscosidad. Algunas experiencias de desplazamiento en los laboratorios han dado resultados prometedores. Pero en los años 60 s el interés por el CO2 permaneció limitado en comparación con otros procedimientos. Los procesos de inyección de C02 pueden ser clasificados como miscibles o no miscibles. (Gachuz, 2005, p-2)

La fuerte solubilidad del CO2 en el petróleo (y un menor grado en el agua) toma su utilización muy atractiva para la EOR del petróleo. Este gas puede ser inyectado ya sea en estado gaseoso de manera continua, o bien bajo forma de baches alternados con agua. En el caso de petróleos ligeros y medianos, tasas elevadas de recuperación pueden ser obtenidas par los mecanismos de miscibilidad termodinámica. Con petróleos pesados la presión de miscibilidad no puede prácticamente jamás ser alcanzada. En lo general, el C02 disuelto en el petróleo tiene un efecto directo sobre las propiedades de mezcla: la movilidad del petróleo y la reducción de la viscosidad mejoran sensiblemente la eficiencia de barrido. (Gachuz, 2005, p-2)

La miscibilidad entre el petróleo y el C02 es todavía considerada el mecanismo más importante y esto ocurrirá en más sistemas cuando la presión sea bastante alta. En general, las altas presiones son requeridas para comprimir el gas a una densidad en la cual llegue a ser a buen solvente para los componentes ligeros de los petróleos, esto denominado presión mínima de miscibilidad, así, el C02 puede constituir una alternativa a los métodos térmicos cuando estos no son aplicables (a grandes profundidades, por ejemplo). (Gachuz, 2005, p-3)

Según las características del yacimiento a ser intervenido, el CO2 es inyectado bajo los siguientes métodos: (Gachuz, 2005, p-3)

a) Inyección continua.- Es la manera más simple. El C02 es inyectado de manera continua en el yacimiento hasta que la relación de gas producido con el petróleo sea demasiado elevada para que el costo de producción se considere que ya no es económicamente el más viable.

b) Inyección de un bache de C02.- Un cierto volumen (de 10 a 80 % del volumen poroso) es inyectado en el yacimiento de tal manera que el desplazamiento pueda ser horizontal o vertical.

c) Inyección alternada.- Es el método más empleado. Pequeños baches de C02 (algún porcentaje del volumen poroso) son inyectados en alternancia con baches de agua. Tres parámetros controlan este procedimiento:

- El tamaño del bache
- La relación del volumen de C02 inyectado sobre el volumen de agua inyectada
- El número de baches

d) Inyección cíclica.- Se trata de un procedimiento de estimulación que es generalmente aplicado a petróleo pesados pero que se desarrolla cada vez más en yacimientos de petróleo ligero y mediano. Algunos volúmenes de gas son inyectados en un pozo que es enseguida cerrado. Durante esta fase, el efecto es tratar de disolver el máximo volumen en el petróleo, para posteriormente producirlo por expansión del C02 disuelto. El ciclo inyección- producción puede ser repetido.

El control de la movilidad ha sido una de las principales preocupaciones de los técnicos, ello debido a la baja viscosidad del gas comparada con la del petróleo. Algunos proyectos han experimentado tempranas irrupciones en algunos pozos, sin embargo las compañías están encontrando que las máximas producciones de petróleo ocurren después de la irrupción del C02 y buenas producciones frecuentemente continúan por muchos años. (Gachuz, 2005, p-3)

11.2.1. Propiedades del CO2

El dióxido de carbono (CO2) es un gas incoloro, ligeramente tóxico e inodoro con un sabor ácido ligeramente pungente. El dióxido de carbono es un componente pequeño pero importante del aire. Es una materia prima necesaria para la mayoría de las plantas, que elimina el dióxido de carbono del aire mediante el proceso de fotosíntesis. (UIG, 2018)

Una concentración típica de CO2 en el aire es actualmente de aproximadamente 0.040% o 404 ppm. La concentración de dióxido de carbono en la atmósfera aumenta y disminuye en un patrón estacional en un rango de aproximadamente 6 ppm. La concentración de CO2 en el aire también ha estado aumentando constantemente de un año a otro durante más de 70 años. La tasa actual de aumento es de aproximadamente 2.5 ppm por año. (UIG, 2018)

El dióxido de carbono se forma por combustión y por procesos biológicos. Estos incluyen la descomposición de material orgánico, la fermentación y la digestión. Como ejemplo, el aire espirado contiene tanto como 4% de dióxido de carbono, o aproximadamente 100 veces la cantidad de dióxido de carbono que se respira. (UIG, 2018)

Grandes cantidades de CO2 son producidas por hornos de cal, que queman caliza (principalmente carbonato de calcio) para producir óxido de calcio (cal, utilizado para fabricar cemento); y en la producción de magnesio a partir de dolomita (carbonato de calcio y magnesio). Otras actividades industriales que producen grandes cantidades de dióxido de carbono son la producción de amoníaco y la producción de hidrógeno a partir de gas natural u otras materias primas de hidrocarburos. (UIG, 2018)

[...]

---

^[1] Peter Souza (2016). YPFB Chaco aplicará recuperación terciaria en campo Patujusal. Reporte Energía. Recuperado de http://reporteenergia.com/v2/ypfb-chaco-aplicara-recuperacion-terciaria-en-campo-patujusal/