RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS A PARTIR DE UN TRATAMIENTO CON POLÍMEROS Y SURFACTANTES

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“RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS A
PARTIR DE UN TRATAMIENTO CON POLÍMEROS Y
SURFACTANTES”
PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO
PRESENTA
ALIVER HERNÁNDEZ SERRANO
ASESOR: PROF. ESTELIO RAFAEL BALTAZAR CADENA
MÉXICO D.F. ABRIL DEL 2014
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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS
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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS
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AGRADECIMIENTOS
A Dios, al Señor Jesucristo y a la Virgen de
Guadalupe que en cada momento de mi vida
han estado presentes, ayudándome en los
momentos más difíciles de mi vida en la
enfermedad, las angustias, el llanto y la
desesperación, les agradezco por la vida, la
salud y las alegrías y perdón por la falta de fe y
lo débil que me he hecho en la lucha sintiendo
su compañía, gracias por haber logrado algo
que pensaba muy difícil y casi imposible de
terminar.
Gracias a mis padres Andrés Hernández Cortés y Emma Serrano Martínez que han sido unos
padres ejemplares y aunque son jóvenes han sabido guiar mis pasos en cada momento de mi vida,
muy trabajadores y también agradezco por sus palabras de apoyo y su comprensión que me han
brindado cuando he tenido errores.
Gracias tía Minerva Serrano Martínez que siempre has velado día y noche por mí y que me has
apoyado en todos los aspectos, has sido una segunda madre para mí ya que siempre me has dado
consejos para ser una persona sencilla y humilde y salir adelante, muchas gracias tía.
Le agradezco infinitamente profesor Estelio Rafael Baltazar Cadena por todo el apoyo que me ha
brindado para salir adelante y terminar este trabajo, es usted una gran persona, agradezco
totalmente su amistad y se que sin su ayuda no hubiera logrado superar este reto, es usted la
mejor persona que he conocido, gracias profesor Estelio.
Te agradezco hermana Gema Hernández Serrano por brindarme tu cariño has estado conmigo en
los momentos tristes y felices y sé que siempre contare contigo, eres una persona muy
perseverante y siempre serás mi hermanita.
RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS
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ÍNDICE
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Resumen
Introducción
Capítulo I.- Antecedentes históricos de la recuperación mejorada del petróleo crudo
I.1.-Primeras aplicaciones de la recuperación mejorada
I.2.-Técnicas de búsqueda de petróleo remanente
I.3.-Secuencia de aplicación de métodos de recuperación
I.4.-Historia de la recuperación mejorada
I.5.-Producción futura de crudo
I.6.-Periodos importantes del desarrollo de métodos de RMH
I.7.-Estatus actual de los métodos de recuperación mejorada
Capítulo II.- Aplicación de polímeros y surfactantes en la recuperación mejorada
II.1.-Clasificación de los métodos de RMH
II.2.-Inyección de surfactantes en la recuperación mejorada
II.3.-Soluciones micelares
II.3.1.-Diferencia entre soluciones micelares y microemulsiones
II.4.-Componentes de una solución micelar y/o microemulsión
II.4.1.-Crudo (hidrocarburo)
II.4.2.-Agua
II.4.3.-Surfactante
II.5.-Diferentes grupos de surfactantes
II.6.-Inyección de polímeros en la recuperación mejorada
II.7.-Descripción del proceso de inyección del polímero
II.8.-Factores que favorecen la inyección de polímeros
II.9.-Factores considerados desfavorables para el proceso:
II.10.-Inyección de polímero-surfactante en la recuperación mejorada de
hidrocarburos
II.11.-Compatibilidad de las soluciones poliméricas micelares con los fluidos
de la reserva (comportamiento de fases)
II.12.-Tipo de microemulsión usada
II.13.-Tratamiento para el procedimiento de inyección de la microemulsión
II.13.1.-Volumen de inyección del bache de microemulsión
II.13.2.-Volumen de inyección del agente de control de movilidad
II.13.3.- Inyección de agua
II.14.-Procedimiento para la recuperación mejorada con drenaje de polímero
/surfactante
II.15.-Factores que controlan la recuperación por inyección de polímeros
II.15.1.-Geometría del yacimiento
II.15.2.- Tipos de inyección
II.15.2.1.-Inyección periférica o externa
II.15.2.2.-Características
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II.15.2.3.-Inyección en arreglos o dispersa
II.15.2.4.-Característica
II.15.3.-Porosidad
II.15.4.-Permeabilidad
II.15.5.-Efecto de la distribución vertical de la permeabilidad sobre la
inyección de agua
II.15.6.-Profundidad y temperatura
II.15.7.-Saturación inicial de agua
II.15.8.-Salinidad del agua
II.15.9.-Viscosidad del aceite
II.15.10.-Concentración de polímeros
II.15.11.-Ritmo de inyección en la recuperación
II.15.12.-Espaciamiento entre pozos
II.15.13.-Tamaño de la porción de polímero
II.15.14.-Tiempo óptimo para el inicio del proceso de inyección de
polímeros
II.15.15.-Presión de burbujeo
II.16.-Propiedades que debe presentar un pozo
II.17.-Arreglos de pozos
II.18.-Principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos
II.19.-Experiencia en campo de inyección de polímeros
II.19.1.-Situación general
II.19.2.-Características del yacimiento
II.19.3.-Desarrollo del proyecto
II.19.4.-Resultados
Capítulo III.-Selección de polímeros y surfactantes para una recuperación
económicamente viable
III.1.-Selección de pozos
III.2.-Propiedades y características de los polímeros en el medio poroso
III.2.1.-Retención del polímero
III.2.2.-Volumen de poro (VP inaccesible)
III.2.3.- Reducción de la permeabilidad
III.3.-Características de inyectabilidad de polímeros en procesos RMH
III.4.-Yacimientos heterogéneos
III.5.-Características de fluidos
III.6.-Tipos de polímeros usados en la recuperación mejorada
III.6.1.-Poliacrilamidas
III.6.2.-Polisacáridos
III.7.-Costos de adición de polímeros
III.8.-Problemas comunes en la inyección de polímeros
III.8.1.-Retención
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III.8.2.-Adsorción
III.8.3.-la degradación de los polímeros
III.8.3.1.-Degradación mecánica
III.8.3.2.-Degradaión bacteriana
III.8.3.3.-Degradación oxidativa
III.8.3.4.-Degradación térmica
III.9.-Selección de surfactantes
III.9.1.-Propiedades de los surfactantes
III.10.-Cosurfactante
III.10.1.-Ventajas del uso de surfactantes
III.10.2.-Desventajas.
Capítulo IV.- Consecuencias ambientales del uso de polímeros en la recuperación
mejorada de hidrocarburos
IV.1.-Contaminación ambiental por fluidos de perforación
IV.2.-Autoridades de verificación en actividades de exploración y producción
IV.3.-Reglamentos de verificación de normas
IV.4.-Generación de contaminación en operaciones de PEP
IV.5.- Riesgos asociados a la operación
IV.6.-Fluidos de perforación
IV.7.- Residuos de lodos y los recortes de perforación
IV.8.- Normas ambientales para el manejo de los desechos de fluidos de
perforación y terminación
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IV.9.- Normas ambientales para el manejo de los fluidos especiales de
terminación o hidrocarburos
IV.9.1.- Norma mexicana para el manejo de residuos de perforación
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en pozos petroleros
IV.9.2.- Terminación de actividades o abandono del sitio
IV.10.- Actividades de tratamiento de residuos y lodos de perforación en
diversos países
IV.10.1.- Operaciones costa afuera
IV.10.2.- Operaciones en tierra
IV.10.2.1.-La descarga del lodo y de los recortes de un
tanque de reserva
IV.10.2.2.-La labranza o diseminación en tierra
IV.10.2.3.-La inyección anular
IV.10.2.4.-La estabilización
IV.10.2.5.-Nuevas técnicas
IV.10.2.5.1.-La incineración
IV.10.2.5.2.-La degradación bacteriana
IV.10.2.5.3.-La destilación y la extracción de fluidos
críticos
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IV.11.-Desechos asociados
IV.12.-Reglamentos sobre el medio ambiente
IV.12.1.-Reglamentos costa afuera
IV.12.2.-Reglamentos en tierra
IV.13.-Salud y seguridad
IV.14.-Medidas individuales de seguridad
Conclusiones
Referencias bibliográficas
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LISTA DE FIGURAS
Figura I.1.- Clasificación de los procesos de RMH
3
Figura I.2.- Recuperación mejorada
4
Figura I.3.- Producción mundial de crudo por tipo de fuente, en millones de barriles
diarios
7
Figura II.1.- Clasificación tradicional de los métodos de recuperación mejorada
14
Figura II.2.- Rompiendo el Paradigma Histórico
15
Figura II.3.- Esquema de inyección de surfactantes
16
Figura II.4.- Esquema de una microemulsión
117
Figura II.5.- Sistema de pozos inyectores y productores
19
Figura II.6.- Estructura de una sal cuaternaria de amonio (surfactante catiónico)
21
Figura II.7.- Estructura de un polímero de oxido de propileno
21
Figura II.8.- Arreglo convencional de la recuperación mejorada con inyección de
polímeros
22
Figura II.9.- Componentes de una solución para inyección de polímeros micelares
24
Figura II.10.- Inyección de polímeros micelares o polímero-soluciones micelares
27
Figura II.11.- Disposición de un drenaje de polímeros-surfactante en la recuperación
mejorada
28
Figura II.12.- Ángulo de buzamiento
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Figura II.13.- Representación de una inyección periférica
32
Figura II.14.- Arreglo de inyección dispersa
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Figura II.15.- Perfiles y distribución de permeabilidad
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Figura II.16.- Estructura de la poliacrilamida. (C3H5NO) n
35
Figura II.17.- Profundidad y temperatura de pozos productores
37
Figura II.18.- Efecto de la salinidad en la viscosidad de soluciones de polímeros
38
Figura II.19- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite
39
Figura II.20.- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite por la inyección de agua
y por la inyección de polímeros
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Figura II.21.- Concentración de Polímero vs Viscosidad de la solución
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Figura II.22.- Efecto de la concentración de la solución de polímero en la recuperación de
aceite
41
Figura II.23.- Efecto del ritmo de inyección en la recuperación de aceite
42
Figura II.24.- Factor de Recuperación vs. Tamaño del bache de Polímero
43
Figura II.25.- Relación de gas/petróleo en un yacimiento al modificarse la presión del
yacimiento en relación a la presión de burbujeo del mismo
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Figura II.26.- Arreglos de pozos
Figura II.27.- Diferentes tipos de arreglos de pozos
Figura II.28.- Ubicación del campo Daqing, China
Figura II.29.- Arreglo “five spots”, disposición de 1 pozo inyector al centro y
4 pozos productores alrededor
Figura III.1.- Flujo de polímeros a través del medio poroso
Figura III.2.- Estructura molecular de la poliacrilamida
Figura III.3.- Estructura molecular de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada
(PAPH)
Figura III.4.- Ilustración de una molécula de polímero en espiral en solución
Figura III.5.- Estructura de la molécula de hidroxietilcelulosa (HEC)
Figura III.6.- Estructura molecular de la goma xanthana
Figura IV.1.- Autoridades que regulan la protección al ambiente
Figura IV.2.- Lineamientos nacionales e internacionales para regular
la protección ambiental relacionada con actividades petroleras
Figura IV.3.- Tratamiento de fluidos de perforación en costa
Figura IV.4.- Tratamiento de residuos de perforación
Figura IV.5.- Tubería de perforación de pozos petroleros
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LISTA DE TABLAS
Tabla I. 1.- Historia de la recuperación mejorada de hidrocarburos
Tabla I. 2.-Número de proyectos de RMH
Tabla II.1.- Criterios de selección de yacimientos
Tabla II.2.- Características de los arreglos de pozos
Tabla III.1.-Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de
recuperación mejorada basado en métodos químicos
Tabla III.2.- Desventajas del uso de polímeros
Tabla III.3.- Ventajas del uso de polímeros
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LISTA DE GRAFICAS
Gráfica I.1.- Número de proyectos desarrollados por medio de la recuperación mejorada 6
Gráfica I.2.- Contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial
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RESUMEN
La Recuperación Mejorada de Hidrocarburos actualmente en México y en el mundo es un
reto para las empresas petroleras de perforación y extracción de petróleo, ya que los
yacimientos que se han descubierto, en su mayoría, contienen crudos pesados y extra
pesados; además, aún se encuentran atrapados en los poros de la roca, lo que hace más
difícil su extracción con métodos convencionales como son: inyección de agua, inyección
de dióxido de carbono, entre otros. Lo que se pretende con la inyección de químicos, es
que se modifiquen las condiciones del yacimiento y así poder recuperar el crudo que se
encuentra en elevadas proporciones respecto al volumen original.
En el capítulo I se hace referencia a los primeros países donde se llevo a cabo la aplicación
de los métodos de recuperación terciaria o mejorada en la industria del petróleo, para
recuperar crudo remanente cuando los métodos convencionales de recuperación primaria
y secundaria resultaba antieconómicos llevarlos a cabo; además, se hace una proyección
de la cantidad de crudo que se producirá a futuro por métodos de Recuperación Mejorada
de Hidrocarburos.
En el capítulo II se incluye lo referente a la aplicación de polímeros y surfactantes en un
yacimiento, tomando en cuenta factores importantes del mismo para proceder a una
inyección de polímeros y surfactantes con el fin de que la recuperación sea exitosa;
además se describe lo referente al proceso de inyección de polímeros dentro del pozo.
En el capítulo III se mencionan las características que debe cumplir el surfactante así
como el polímero y realizar una selección de polímeros y surfactantes con el fin de que se
maximice la producción y minimice el costo del volumen de químicos inyectados al
yacimiento; además, verificar las condiciones del crudo que permanece en el yacimiento
para determinar si es correcto aplicar un drenaje de químicos.
Lo referente al capítulo IV, son las actividades de tratamiento de fluidos de perforación
para así reducir el impacto sobre el ambiente, tomando en cuenta las mejores prácticas de
tratamiento de residuos de pozos de perforación, asimismo se considera lo relacionado a
la seguridad e higiene que debe cumplirse cuando se trabaja con fluidos de perforación.
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INTRODUCCIÓN
Actualmente se tiene una gran necesidad de recuperar el petróleo crudo que existe en los
pozos en declive, ya que este representa del 60 al 80% del total de crudo que llega a
producir un pozo ,es decir, que se necesita extraer esa última parte de hidrocarburo
contenida en estos y que con métodos convencionales no se puede lograr, además de
que resulta muy difícil y antieconómico extraerlo, por dicha razón se tienen opciones de
recuperación llamadas mejoradas o asistidas , por lo cual es un gran reto para las
empresas que se encargan de la extracción de crudo poner en marcha nuevos métodos de
recuperación, uno de estos es la recuperación por medio del drenaje inmiscible de
polímeros y surfactantes, por lo que la recuperación asistida es de trascendental
importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento
económico del mismo.
La recuperación mejorada terciaria o asistida es el gran reto para empresas como
Petróleos Mexicanos (PEMEX), ya que actualmente el petróleo que se extrae de la mayoría
de los pozos de nuestro país, son crudos de alta baja gravedad API, por lo cual se necesita
un método para poder extraerlos, es por esto que ahora se buscan mejorar y llevar a cabo
dichos métodos enfocándose en tener la mejor recuperación de crudos, un método que
se está perfeccionando en la actualidad es el de drenaje inmiscible con soluciones de
polímeros y surfactantes para poder llevar a cabo la extracción de éste, ya que es un
medio que resulta bastante eficiente si se efectúa de manera adecuada.
Con el propósito de aumentar el porcentaje de petróleo que es posible recuperar en los
yacimientos, se han implementado técnicas alternas para mejorar las condiciones de
producción y obtener más altos intervalos de factores de recuperación. La inyección de
polímeros en el yacimiento mejora la eficiencia de barrido e incrementa la producción en
menor tiempo, lo que puede verse reflejado en menores costos por tiempo de utilización
de equipos en superficie, mejora de la economía del proceso, siempre y cuando éste sea
controlado. Las propiedades de los polímeros juegan un papel determinante en la
eficiencia del proceso.
El método de drenaje inmiscible con soluciones de polímeros y surfactantes consiste en
mejorar la eficiencia del desplazamiento del crudo a través del espacio poroso mediante la
reducción de las fuerzas capilares, se puede citar la utilización de solventes miscibles con
el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o
soluciones alcalinas. Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad
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del crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polímeros
hidrosolubles o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.
Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada inyección de un
fluido diferente se llama "tapón" (en inlgés slug – babosa – para indicar que se mueve
lentamente como un bloque). En tal sucesión de tapones, cada uno debe idealmente
desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada nuevo fluido debe empujar el fluido que
lo antecede.
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Objetivo general
Estudiar las posibilidades de recuperación de la máxima cantidad de petróleo
crudo que se encuentra en un pozo en declive, cuando con la recuperación
primaria y secundaria ya no son factibles los métodos de extracción.
Objetivos específicos
Analizar la conveniencia de aplicar soluciones de polímeros y surfactantes en la
recuperación mejorada para lograr la obtención del petróleo en mayor proporción.
Revisar los diversos estudios realizados para llevar a cabo el método de
recuperación terciaria y determinar si es factible o no la utilización de este
método en México.
Proponer la realización del método de recuperación mejorada, planteado en pozos
que contengan petróleo crudo pesado y extrapesado.
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CAPÍTULO I
ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA DEL
PETRÓLEO CRUDO
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I.1.-Primeras aplicaciones de la recuperación mejorada
La política de Petróleos Mexicanos ha sido buscar nuevos yacimientos petrolíferos con el
fin de obtener el hidrocarburo con el menor esfuerzo. Sin embargo, debido a que en
diversos yacimientos donde la producción ha disminuido en forma importante, haciendo
incosteable su explotación por métodos convencionales, la empresa ha tenido la
necesidad de aplicar métodos de estimulación y recuperación terciaria para elevar la
producción global.
Los métodos de recuperación mejorada se han aplicado desde hace varias décadas,
principalmente en Norte América, derivado de que las reservas en los campos de E.U. y
Canadá declinaban con mayor rapidez que la velocidad con que se incorporaban
volúmenes por nuevos descubrimientos. Así, considerando la baja probabilidad de
localizar descubrimientos de gran magnitud, las empresas productoras buscaron
incorporar nuevas reservas en yacimientos ya explotados, marcando así la pauta para
probar de forma intensiva las técnicas de recuperación mejorada. El éxito de estas
estrategias condujo a que, para 1990, la producción por métodos de recuperación
mejorada en E.U.A. y Canadá contribuyeran con más de la mitad de la producción mundial
proveniente de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (RMH), en ingles Enhanced Oil
Recovery (EOR).
La tecnología para mejorar la recuperación de hidrocarburos, resultado de su explotación
convencional en yacimientos petrolíferos, está fundamentada en que, después de un
proceso secundario, aun queda una cantidad apreciable de petróleo remanente que
puede obtenerse aplicando otros métodos.
Los procedimientos tecnológicos desarrollados con este objetivo reciben el nombre de
“Procesos de Recuperación Mejorada” y se clasifican en forma general como se muestra
en la Figura I.1
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Procesos de
Recuperación
Mejorada
Procesos
Térmicos
 Inyección
de vapor
 Combustió
n in situ
Procesos
Químicos
 Inyección de
soluciones con
tensoactivos
 Inyección de
soluciones cáusticas
Procesos
Miscibles
 Inyección de dióxido
de carbono
 Inyección de
nitrógeno
 Inyección de gas
licuado de petróleo
 Inyección de gas
natural
Figura I.1.- Clasificación de los procesos de RMH [2]
I.2.-Técnicas de búsqueda de petróleo remanente
Durante veinte años, un amplio sector de la industria de exploración y producción (E&P)
se apartó del término de recuperación asistida del petróleo. Sin embargo, en ese lapso, los
éxitos registrados con el método de inyección de vapor y dióxido de carbono continuaron.
La disminución de la producción en los campos en proceso de maduración reavivó el
interés en las técnicas de recuperación asistida en muchos lugares del mundo.
El mejoramiento de las tecnologías para el conocimiento de los yacimientos y el acceso a
éstos incrementó las posibilidades de éxito de la implementación de la tecnología RMH.
Una fuente muy atractiva de petróleo adicional se encuentra al alcance de la
infraestructura de campos petroleros existentes. Las compañías operadoras saben dónde
se encuentra y tienen una buena idea de su volumen. Este recurso es el petróleo que
permanece en los yacimientos una vez que los métodos tradicionales de recuperación,
como los procesos de producción primaria e inyección de agua, alcanzan sus límites
económicos.
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El resto de petróleo crudo que aún queda en el pozo varia de un pozo a otro
aproximadamente de 50 – 60 % del total; es decir, dos tercios del petróleo original en
sitio, permanece después de agotados los métodos de recuperación tradicionales.
En todo el mundo, el número de campos maduros seguirá creciendo y cada año más
campos excederán su pico de producción. Los operadores trabajan para optimizar la
recuperación de estos campos y los notables avances registrados en los últimos 20 años
ayudarán a acceder a este recurso remanente. En la Figura I.2 se muestra un esquema de
la producción de crudo a través de métodos de recuperación secundaria.
Figura I.2.-Recuperación mejorada [13]
I.3.-Secuencia de aplicación de métodos de recuperación
Los métodos de RMH se denominan de diversas maneras. Uno de los primeros conceptos
describía las fases secuenciales de producción, utilizando los términos primaria
(agotamiento de la presión, incluido el mecanismo natural de empuje de agua o gas),
secundaria (principalmente procesos de inyección de agua o gas, incluido el
mantenimiento de la presión) y terciaria (todo lo demás). No obstante, con los avances
presentados en materia de modelado de yacimientos, los ingenieros en ocasiones
determinaban que la inyección de agua se debía llevar a cabo antes de la declinación de la
presión o que debía emplearse un método terciario en lugar de un proceso de inyección
de agua o que la recuperación potencial con un método terciario podía perderse debido al
daño ocasionado al yacimiento por las actividades previas. Los términos dejaron el sentido
original de orden cronológico y hoy, a menudo, se incluyen los métodos conocidos
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previamente con el nombre de terciarios, como parte del desarrollo de un campo desde el
principio.
I.4.-Historia de la recuperación mejorada
La década de los noventa marcó un avance extraordinario en las tecnologías relacionadas
a exploración, perforación y producción de hidrocarburos, con lo que se logran reducir
considerablemente los costos de exploración y desarrollo del crudo. De acuerdo a las
estadísticas de la Asociación Internacional de Energía, por estos costos se redujeron de 21
dólares por barril a inicios de los 80 hasta cerca de 6 dólares por barril a finales de los
noventa. En estos años, los avances en las tecnologías de exploración facilitaron que los
descubrimientos de crudo por cada pozo exploratorio incrementaran seis veces desde
inicios de los ochenta hasta finales de los noventa.
En el caso de las tecnologías de recuperación térmica, los costos se han reducido a la
mitad desde inicios de los años ochenta.
A lo largo de los años, algunos procesos RMH resultaron exitosos desde el punto de vista
comercial en muchas aplicaciones y ciertas compañías comenzaron a considerarlos como
una forma convencional de RMH.
Este proceso de reincorporación aumentó después de que muchas compañías recortaran
o suspendieran de manera drástica el financiamiento de las actividades de investigación
de las técnicas RMH al caer los precios del petróleo, en la década de 1980 y 1990.
El Campo Midway-Sunset, situado en la cuenca de San Joaquín, en California, E.U.A.,
produjo aproximadamente 2.4 millones de bbl (380,000 m3) de petróleo pesado entre el
comienzo de la producción, a principios de la década de 1980, y el abandono acaecido en
1986. La inyección cíclica de vapor había resultado parcialmente exitosa en términos de
incremento de la producción, pero en el momento del abandono, la producción de
petróleo era inferior a 10 bbl/d (1.6 m3/d) en todo el campo.
En 1995, el Departamento de Energía (DOE) de E.U.A., seleccionó el Campo MidwaySunset para un proyecto RMH de demostración. Después de que la implementación del
método de inyección cíclica de vapor, en varios sitios antiguos emplazados en el centro del
sitio, demostrara la obtención de buenos niveles de producción, el equipo a cargo del
proyecto agrego 11 pozos productores nuevos, 4 inyectores y 3 pozos de observación de
la temperatura, con lo cual se obtuvieron producciones oscilantes entre 363 y 381 bbl/d
/pozo (57.7 y 60.6 m3/d/ pozo).
En 1999, la compañía operadora Aera Energy agrego 10 patrones de inyección de vapor y
para el año 2009, el sitio había producido 4.3 millones de bbl (684, 000 m3) adicionales de
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petróleo después del abandono original la Figura I.3 representa la producción mundial del
crudo por tipo de fuente en millones de barriles diarios.
El número de proyectos RMH de campos en desarrollo en E.U.A., alcanzó su punto
máximo en el año 1986, pero luego declinó a lo largo de casi 20 años.
Sin embargo, desde el año 2004 el número de proyectos experimentó un nuevo
incremento.
En la actualidad, existe un predominio de proyectos RMH con gas miscible, a los que
siguen los proyectos térmicos. En este momento, solo existen algunos proyectos de
inyección de químicos en curso, la Grafica I.1 muestra el número de los proyectos de
recuperación mejorada a través de los años.
Gráfica I.1.- Número de proyectos desarrollados por medio de la recuperación mejorada.
Fuente: Historia de los proyectos RMH. Datos de Moritis (1998 y 2010) [13]
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Figura I. 3.- Producción mundial de crudo por tipo de fuente, en millones de barriles
diarios [2]
I.5.-Producción futura de crudo
La contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial durante el año 2010
fue aproximadamente del 3.5 %; sin embargo, para dimensionar la contribución de la
recuperación mejorada, tanto en épocas recientes como en proyecciones, se puede
utilizar el pronóstico presentado en la Gráfica I.2, obtenida a partir de los datos de la
tabla antes mostrada, ilustra de forma semi-cuantitativa la contribución de la
recuperación mejorada a la producción mundial por la cual llegara a valores del orden del
20 por ciento para el año 2030. De la participación de la RMH a la producción mundial, los
métodos térmicos contribuyeron con un 67 por ciento aproximadamente. Estos fueron
aplicados principalmente en proyectos de aceites pesados en: Canadá (Alberta), California
(Bakersfield), Venezuela, Indonesia, Omán y China.
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Gráfica I.2.- Contribución de la recuperación mejorada a la producción mundial [2]
Por su parte, la inyección de gases contribuyó con un 22 por ciento. Cabe señalar que la
contribución por inyección de dióxido de carbono (CO2) ha incrementado
considerablemente conforme pasa el tiempo, alcanzando actualmente una contribución
del 11 por ciento, principalmente en la cuenca del Pérmico de E.U.A. y Canadá. La
inyección de hidrocarburos gaseosos contribuye con aproximadamente otro 11 por ciento,
en proyectos en Venezuela, E.U.A., Canadá y Libia, entre otros.
Por último la producción proveniente por inyección de químicos se tiene reportada
principalmente en proyectos en China, con una aportación aproximada del 11 por ciento.
La producción mundial actual proveniente de RMH es superior a los 3 millones de barriles
diarios.
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I.6.-Periodos importantes del desarrollo de métodos de RMH
ETAPAS
MÉTODO
Inicios
de
la Innecesario aplicar métodos de RMH (Recuperación Mejorada de
explotación petrolera
Hidrocarburos)
De 1910-1938
Proceso de reincorporación de la RMH, se acelero después de
que muchas compañías recortaran o suspendieran de manera
severa el financiamiento de las actividades de investigación de las
técnicas RMH al caer los precios del petróleo.
De 1938-1973
Los proyectos de recuperación adicional en México inician con la
inyección de agua en el Campo Poza Rica en febrero de 1951, a
partir de entonces, se implementaron proyectos similares en
otros campos.
1973-1979
En E.U.A se desarrollan aproximadamente 20 proyectos de RMH
por inyección de gas, aproximadamente 120 proyectos térmicos y
por ultimo cerca de 150 proyectos con recuperación a través de
métodos químicos que incluyen los polímeros, surfactantes y
espumas.
1979-1995
El Departamento de Energía (DOE) de E.U.A., seleccionó la
propiedad Pru- Free para un proyecto RMH de demostración.
Después de que la implementación del método de inyección
cíclica de vapor, en varios lugares antiguos emplazados en el
centro del sitio, demostrara la obtención de buenos niveles de
producción, el equipo a cargo del proyecto agregó 11 productores
nuevos, 4 inyectores y 3 pozos de observación de la temperatura,
con lo cual se obtuvieron producciones oscilantes entre 363 y 381
bbl/d /pozo (57.7 y 60.6 m3/d/ pozo).En el año 1986 E.U.A.,
alcanzó su máximo nivel en cuanto a desarrollo de métodos de
RMH.
A finales de los 90´s, los procesos químicos de RMH, como la
inyección de surfactantes y polímeros, habían interesado a la
industria petrolera con promesas de aumentar significativamente
los factores de recuperación, cuando los costos y los problemas
técnicos los excluyeron de las principales aplicaciones de RMH.
En ese momento, procesos nuevos como la recuperación
mejorada de hidrocarburos vía microbiana (RMHM), se
encontraban en espera de confirmación de laboratorios y
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1995-2003
2004-Actualidad
evaluaciones experimentales de campo antes de tomar su lugar
como procesos aceptados.
En 1999, la compañía operadora Aera Energy agregó 10 patrones
de inyección de vapor, y para el año 2009, el sitio había
producido 4.3 millones de bbl (684, 000 m3).
La contribución de la recuperación mejorada a la producción
mundial durante el año 2010 fue aproximadamente del 3.5 %, de
la participación de la RMH a la producción mundial, los métodos
térmicos contribuyeron con un 67 por ciento aproximadamente.
A finales de los 90’s, PEMEX se preparó para la fase de
recuperación secundaria y comenzó un proyecto de
modernización y optimización de Cantarell, donde se decidió
inyectar nitrógeno para mantener la presión del yacimiento y
evitar la caída de la producción de crudo. Para el año 2000 se
comenzó a inyectar en el yacimiento un promedio de 1, 200,000
m3 de nitrógeno por día para mantener la presión de Cantarell.
Por último la producción proveniente por inyección de químicos
se tiene reportada principalmente en proyectos en China, con
una aportación aproximada del 11 por ciento.
La producción mundial actual proveniente de RMH es superior a
los 3 millones de barriles diarios.
Ante estos hechos, PEMEX Exploración y Producción integró en el
2006 un grupo estratégico con sus mejores especialistas,
encargado de resolver el inevitable fenómeno declinatorio con las
mejores soluciones posibles, en particular con técnicas de
Recuperación Mejorada de Hidrocarburos.
Entre muchas de las ideas que se generaron para detener la
declinación de Cantarell y estabilizar la producción basados en
una rigurosa selección de alternativas, fueron los métodos
químicos los que más convencieron a todo el grupo; la
complejidad de campo lo hace único en su tipo y no hay a nivel
mundial experiencia en carbonatos fracturados como los que hay
en Cantarell.
En 2010 los métodos de RMH de tipo químicos han declinado en
los E.U.A.
Tabla I. 1.- Historia de la recuperación mejorada de hidrocarburos [22]
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I.7.-Estatus actual de los métodos de recuperación mejorada
Muchos estudios realizados de empresas a nivel mundial han identificado tendencias en
diferentes métodos y combinación de tecnologías que se muestran a continuación:
En yacimientos de areniscas predominan los procesos térmicos y químicos,
mientras que en formaciones de carbonatos o dolomitas son más comunes los
procesos de inyección de gases, especialmente la inyección de dióxido de carbono
(CO2).
En cuanto a yacimientos de crudos pesados y extrapesados los métodos térmicos
son los más comunes en la extracción de estos crudos.
Se ha incrementado en gran número la cantidad de proyectos de inyección de aire
a alta presión en yacimientos carbonatados de crudos ligeros en los Estados
Unidos (Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur).
Lo relacionado a yacimientos de crudos livianos, gas y condensados en campos
costa afuera o sin acceso a mercados de gas (Alaska) los métodos más
convencionales son inyección de gases. La inyección de nitrógeno (N2) ha
disminuido considerablemente y se espera que en el Golfo de México (Cantarell y
Ku-Maloob-Zaap) continúen desarrollando y aprovechando la capacidad de
generación de nitrógeno (N2) existente en la región.
La inyección de dióxido de carbono (CO2) ha manifestado gran interés como
método de recuperación mejorada de crudo, el uso de dióxido de carbono (CO2) se
justifica si existen fuentes cercanas de este gas y este pueda generarse a bajos
costos ya que los altos costos de captura, separación y transporte y faltas de
regulación hacen difícil de justificar este método de manera económica y técnica.
Los métodos químicos aun no contribuyen de manera importante relacionada a la
producción mundial de crudo a nivel mundial, sin embargo el número de
evaluaciones y las pruebas piloto han incrementado de manera importante lo que
manifiestan que existe una tendencia importante en los últimos años.
De los estudios conocidos se identifica el reciente incremento de combinación de
tecnologías de inyección de geles o espumas con la inyección de sistemas de geles
coloidales, agentes modificadores de mojabilidad (en yacimientos carbonatados) o
sistemas Álcali-Surfactante-Polímero o Surfactante-Polímero (ASP o SP). Para el 2010 en
los Estados Unidos se tenían cerca de 200 proyectos de RMH: 67% de inyección de gases y
aproximadamente el 31% en proyectos térmicos. La aportación de los proyectos químicos
es pequeña. La cantidad de proyectos relacionados a cada uno de los métodos de
recuperación mejorada se presentan en la Tabla I.2.
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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Térmicos
Vapor
Combustión in Situ
Vapor de Agua
Total de Térmicos
Químicos
Polímeros micelares
Polímeros
Álcalis
Surfactante
Total de Químicos
Gas
Hidrogeno
Miscible/Inmiscible
CO2 miscible
CO2 inmiscible
Nitrógeno
Inyección de Gas
Inmiscible y miscible
Otros
Total de Gas
Otros
Microbianos
Total de Otros
Total General
137
8
9
154
119
8
6
133
109
5
2
116
105
8
2
115
92
7
1
100
86
5
1
92
55
6
4
65
46
7
3
56
5
42
2
1
50
3
44
2
2
27
1
11
1
10
1
10
4
49
30
12
11
10
23
25
15
14
11
52
4
9
3
52
2
7
2
54
1
8
60
1
9
66
91
1
89
1
79
295
2
2
273
1
1
226
40
12
3
55
43
12
3
58
46
12
3
60
4
1
1
4
4
1
2
2
3
6
7
8
13
13
13
10
63
1
4
66
1
4
70
1
4
79
2
3
101
5
4
109
5
3
84
87
74
78
83
97
123
130
1
1
212
1
1
199
176
147
143
152
183
193
Tabla I.2.- Número de proyectos de RMH [2]
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CAPÍTULO II
APLICACIÓN DE POLÍMEROS Y SURFACTANTES EN LA RECUPERACIÓN
MEJORADA
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II.1.-Clasificación de los métodos de RMH
La RMH requiere, según se considera dentro de los procesos químicos, de tales productos
que modifiquen las propiedades físicas del crudo en el yacimiento. Los químicos
necesarios pueden ser diseñados para mejorar la recuperación y las actividades de
investigación avanzada están analizando la utilización de nano partículas para movilizar el
petróleo remanente.
Por otro lado, hoy el mundo tiene mayor conciencia ambiental, lo que plantea la
oportunidad de utilizar los yacimientos agotados para el almacenamiento de dióxido de
carbono (CO2) a la vez que se incrementan los factores de recuperación.
Tradicionalmente, los procesos de recuperación mejorada se han dividido en tres
categorías, de acuerdo a su orden cronológico: primaria, secundaria y terciaria. (Ver Figura
II.1).
Mecanismos de Recuperación
Primaria
Flujo Natural
Levantamiento
Artificial
Secundaria
Recuperación
Convencional
Inyección de Agua
Químicos
Recuperación
Mejorada
Terciaria
Mantenimiento
de Presión
Térmicos
Miscibles
Otros: RMH,
Eléctricos,
Mecánicos (con
vibraciones,
pozos
horizontales)
Surfactantes
Polímeros
Álcalis
Estimulación
con Vapor o
Inyección
Cíclica de
Vapor
Combustió
n in -situ
Recuperaci
ón
Vapor o
Agua
Caliente
Dióxido de
carbo
-no
Gases
Inertes
Desplazamiento con Espumas
Figura II.1.- Clasificación tradicional de los métodos de recuperación mejoradaFuente:
Adaptada de Lake, LW,Schidmt,R.L.L y Venuto,P.B.A.Niche for Enhanced Oil Recovery in the 1990´s,1992 [2]
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Solventes
Miscibles
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Durante mucho tiempo se ha aceptado un prototipo de carácter operativo que prescribía
que la explotación de un yacimiento iniciaba con la recuperación primaria (mecanismos
naturales de producción como expansión del sistema roca-fluido, expansión del gas en
solución, empuje del acuífero, expansión del casquete de gas asociado o drene
gravitacional o mediante sistemas artificiales de producción). Posteriormente, ya agotada
una fracción importante de la energía propia del yacimiento al inyectar agua y/o gas bajo
condiciones inmiscibles para mantenimiento de presión. Finalmente, al concluir los dos
anteriores, se procedía con la recuperación terciaria: cualquier técnica usada después de
la recuperación secundaria. Se ilustra como se ve en la Figura II.2
Recuperación Primaria
Expansión del sistema
roca-fluido, gas en
solución, empuje del
acuífero, expansión del
casquete de gas o drene
de gas o drene
gravitacional.
Recuperación Terciaria
Recuperación Secundaria
Mantener la energía
natural del yacimiento
(inyección de agua y/o gas
bajo condiciones
inmiscibles).
Cualquier técnica usada
después de la
recuperación
secundaria:
 Miscible
 Térmica
 Química
Es necesario romper este paradigma de etapas secuenciales y cambiar Planes de
Desarrollo de Campo que incluya todos los método necesarios que maximicen el
factor de eficiencia.
RMH
Figura II.2.-Rompimiento del Paradigma Histórico [2]
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II.2.-Inyección de surfactantes en la recuperación mejorada
El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 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 surfactantes, se trataba de que ocurriera
como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad
desfavorable y la segregación por la gravedad.
Habitualmente, para asegurarse que la movilidad esté bien controlada, el tapón de
surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros mostrado
en la Figura II.3. 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
tiofosfato de sodio.
Solución de
surfactante
Pozo de
inyección
Producción y almacenamiento
de los fluido de perforación
(petróleo, gas y agua )
Pozo de
producción
Bomba de
inyección de
agua
Agua
Solución de
polímeros
Surfactantes
Zona de
petróleo
residual
Figura II.3.-Esquema de inyección de surfactantes [11]
II.3.-Soluciones micelares
Al poner en contacto una fase acuosa con un tensoactivo o surfactante, todo el
surfactante que se agrega se distribuirá en las interfaces hasta llegar a una saturación de
éstas, lo que dará lugar a la formación de pequeños aglomerados de moléculas del agente
en el seno del líquido, las cuales reciben el nombre de micelas.
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La propiedad de mayor importancia en los tensoactivos es la formación de micelas al
ponerlos en sistemas acuosos.
Las soluciones micelares y/o microemulsiones son dispersiones estables y transparentes
formadas por aceite, agua y surfactante (jabón).
Estas soluciones son homogéneas y en apariencia de una sola fase, se encuentran en
equilibrio termodinámico; es decir, no hay cambio en sus propiedades conforme el tiempo
pasa. Estos sistemas pueden estar formados al menos por los tres componentes
mencionados anteriormente, pero se pueden utilizar sistemas de más de 3 componentes.
Estos sistemas que se han utilizado están formados por agua, surfactante (jabón), aceite
(hidrocarburo) y un cosurfactante (alcohol); estos sistemas son muy estables por lo que no
presentan una separación de fases.
II.3.1.-Diferencia entre soluciones micelares y microemulsiones
Los científicos nombran a estos dos tipos de sistemas de manera similar ya que presentan
el mismo aspecto, presentan la misma aplicación y otra característica que comparten es
que poseen los mismos componentes.
Sin embargo, la diferencia radica en su estructura interna ya que en estas soluciones se
encuentran microgotitas dispersas tal como se muestra en la Figura II.4, tan pequeñas
que les da una apariencia de tener una sola fase haciéndolas traslúcidas o transparentes, a
estas soluciones se les llama MICROEMULSIONES.
Agua
Radio de la
molécula
de agua
Aceite (éter de
petróleo )
Ra
Cabeza
de alcohol
(pentanol)
Rac
Radio de la
molécula de
aceite
Cabeza de
surfactante
Surfactante + alcohol
Figura II.4.- Esquema de una microemulsión [21]
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Por otra parte algunos científicos consideran que existen micelas en la estructura interna
de las soluciones, cuyo diámetro de micela es tan pequeño que también las hace
transparentes o traslucidas y se consideran de una sola fase, a estas soluciones les llaman
SOLUCIONES MICELARES.
En este trabajo se nombrarán microemulsiones o soluciones micelares referidas al mismo
término.
II.4.-Componentes de una solución micelar y/o microemulsión
En este apartado se seleccionarán los componentes apropiados de una solución micelar
para el uso en la industria petrolera.
II.4.1.-Crudo (hidrocarburo)
El crudo que se usará depende del petróleo a desplazar en el pozo y esta selección se hace
de acuerdo a sus características de miscibilidad, se pueden utilizar gas licuado, productos
destilados de la refinería o hasta el crudo mismo.
Algunos estudios mencionan, asimismo, que se puede realizar usando querosina, nafta,
crudo, fracciones de petróleo parcialmente refinado, cortes laterales de la columna de
crudo, gasoil, naftas pesadas, heptano, decano, ciclohexano, benceno y compuestos
nafténicos.
No obstante, es mejor utilizar crudos de las características del reservorio; es por ello que
se tienen, por lo general, en un pozo en declive, un sistema de pozos inyectores y un pozo
productor tal como se observa en la figura II.5, en donde el sistema de recuperación debe
contar con un pozo de inyección el cual esta interconectado con el pozo de producción a
una distancia que no debe sobrepasar los 1000 metros de profundidad.
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Figura II.5.- Sistema de pozos inyectores y productores [13]
II.4.2.-Agua
Ésta no se selecciona para ser usada en la preparación de la dispersión, sino que se
determina su disponibilidad en el área de aplicación. Esta puede ser:
a) Agua blanda
b) Agua salitrosa
c) Salmuera
Se recomienda usar el agua blanda con pequeñas cantidades de sales compatibles con los
iones de las formaciones subterráneas donde se inundará con solución micelar o
microemulsión.
Cuando sea agua salitrosa, se deben ajustar a los componentes del crudo en el
yacimiento.
En cuanto a la salmuera, también queda limitado su uso a las especificaciones de los
componentes del pozo.
II.4.3.-Surfactante
Es el componente esencial en la preparación de una solución micelar o microemulsión por
lo que éste se detalla más a fondo.
Los surfactantes son compuestos químicos que se forman de un grupo soluble en agua
(grupo hidrofílico) y un grupo soluble en aceite (grupo lipofílico). Estos compuestos
químicos tienen la habilidad de reducir la tensión superficial de un líquido por adsorción
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en la interfase entre un líquido y un gas, también pueden bajar la tensión interfacial en la
interfase de dos líquidos inmiscibles.
Para considerar una substancia como surfactante debe poseer las siguientes
características:
1. Solubilidad. Debe ser soluble por lo menos en una fase de un sistema de líquidos.
2. Estructura anfifática. Las moléculas de las substancias deben estar compuestas de
grupos con tendencias opuestas de solubilidad.
3. Orientación en la interface. Las moléculas o iones de surfactantes deben formar capas
monomoleculares o monoiónicas orientadas en la interfase.
4. Adsorción en la interface. La concentración de equilibrio del soluto en la superficie de
una fase, debe ser mayor que la concentración en el resto de la solución.
5. Formación de micelas. Las substancias deben formar agregados de moléculas o de
iones llamados micelas, cuando la concentración del soluto en la solución exceda un
valor límite.
6. Propiedades fundamentales. Los surfactantes deben poseer algunas de las siguientes
funciones: detergente, espumante, humectante, emulsificante, solubilizante y
dispersante.
II.5.-Diferentes grupos de surfactantes
Existen distintos tipos de surfactantes que se pueden clasificar en 4 grupos principales,
dependiendo de la naturaleza del grupo soluble en agua (hidrofílico).
Los principales grupos de surfactantes son: surfactantes aniónico, catiónico, no-iónicos y
anfotéricos.
I. Los surfactantes aniónicos son moléculas orgánicas en las cuales el grupo soluble en
agua (grupo hidrofílico) está cargado negativamente en soluciones o dispersiones
acuosas. Ejemplos: sulfatos, Sulfonatos, fosfatos y fosfonatos.
II. Los surfactantes catiónicos son moléculas orgánicas donde el grupo soluble en agua está
positivamente cargado. Casi todos los surfactantes catiónicos son compuestos
nitrogenados, formando sales cuaternarias de amonio como se muestra en la Figura II.6
RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS
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Figura II.6.-Estructura de una sal cuaternaria de amonio (surfactante catiónico) [21]
III. Los surfactantes no iónicos son moléculas orgánicas que no se ionizan y por lo tanto,
permanecen sin carga, mostrados en la Figura II.7. La mayoría de surfactantes no iónicos
contienen grupos solubles en agua (hidrofílicos), que son polímeros de oxido de etileno o
propileno.
Figura II.7.-Estructura de un polímero de oxido de propileno [21]
IV.
Los surfactantes anfotéricos son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua
puede estar cargado positivamente, negativamente o permanecer sin carga; la carga
de este tipo de surfactante depende del pH del sistema en el que se encuentra.
II.6.-Inyección de polímeros en la recuperación mejorada
La introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedida por la limpieza
previa (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos
determinados por adición a la misma de cantidades específicas), para producir una
solución acuosa compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas,
las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos
químicos son de tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados), polímeros
orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo) y
soluciones micelares. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que
se haya realizada la limpieza del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección
de una solución de polímeros (usualmente una poliacrilamida o polisacárido) para
incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución.
Finalmente, la salinidad del agua adicionada que sigue a la inyección del polímero se
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aumenta respecto de la concentración normal que caracteriza a los fluidos petroquímicos,
este procedimiento de inyección se muestra en la Figura II.8.
Figura II.8. -Arreglo convencional de la recuperación mejorada con inyección de
polímeros [2]
II.7.-Descripción del proceso de inyección del polímero
Los elevados pesos moleculares de polímeros solubles en agua en concentraciones
diluidas (ppm) aumentan significativamente la viscosidad del agua y también reducen la
permeabilidad de la roca respecto al agua, en otras palabras, disminuye la razón de
movilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos. De esta manera, la eficiencia
de barrido volumétrico puede mejorar y se puede lograr un porcentaje mayor de petróleo
recuperado con un proceso de inyección de polímeros.
En la inyección de polímeros, una porción de solución de polímero es inyectada dentro del
yacimiento con una inyección previa de una porción de salmuera de baja salinidad (agua
fresca). La porción de polímero es seguida por otra porción de agua fresca y seguidamente
por inyección de agua. Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros
adversamente, la solución polimérica (la salinidad del agua disminuye la viscosidad de la
solución polimérica) es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (pre
lavado) como ya se mencionó. La solución es usualmente inyectada como una solución
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viscosa, seguido por agua de baja salinidad y con agua de alta salinidad usada para
desplazar el agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla
de la solución polimérica con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de
movilidad entre la solución polimérica y el agua detrás de esta, la concentración
polimérica puede ser gradualmente reducida al final de la inyección de solución viscosa.
El efecto primario del polímero es hacer viscosa al agua, de tal manera que sea más
eficiente en desplazar el petróleo.
Usualmente las zonas de más altas permeabilidades son invadidas por el flujo de agua
durante operaciones secundarias o energía natural por agua y en las zonas con menor
permeabilidad no hay inyección por lo que el crudo queda en estas partes del yacimiento.
Durante el proceso de inyección de polímeros una cantidad baja de eficiencia de barrido
vertical puede ser mejorada, porque las soluciones poliméricas primero fluyen por los
caminos preparados por el agua y después debido a su alta viscosidad tienden a bloquear
estas partes del yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmóvil
comienza a fluir. El gradiente de presión en el yacimiento aumenta y, especialmente en la
zona donde el fluido se encontraba inicialmente inmóvil, aumenta en un proceso de
inyección de polímeros.
El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien en una secuencia de
etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta secuencia es reducir la
cantidad total de polímero usado y prevenir o por lo menos reducir, la digitación viscosa
de fluido de baja concentración dentro de regiones de concentraciones más altas. La
digitación viscosa ocurre porque cada reducción de la concentración del polímero es
acompañada por una reducción de la viscosidad aparente de la solución.
II.8.-Factores que favorecen la inyección de polímeros
 Condiciones apropiadas para la inyección de agua.
 Alta saturación del petróleo movible.
 Alta capacidad de almacenamiento.
II.9.-Factores considerados desfavorables para el proceso





Fracturas extensivas.
Empuje fuerte de agua.
Capa de gas.
Alto contraste de permeabilidad.
Agua de formación altamente salina.
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II.10.-Inyección de polímero-surfactante en la recuperación mejorada de hidrocarburos
Inyección de
un tapón
micelar
surfactante
crudo
salmuera
alcohol
Figura II.9.-Componentes de una solución para inyección de polímeros micelares [26]
Las soluciones micelares se deben solubilizar rápidamente con el agua y crudo del
yacimiento.
La viscosidad de las soluciones micelares o microemulsiones debe ser un poco mayor a la
del hidrocarburo del yacimiento y con esto controlar la movilidad de los fluidos en el
medio poroso.
Si se incrementa la cantidad del surfactante o la cantidad de agua agregada a la solución
micelar aumentará la viscosidad de la microemulsión.
II.11.-Compatibilidad de las soluciones poliméricas micelares con los fluidos de la
reserva (comportamiento de fases) [4]
Esta es una propiedad básica importante de las soluciones micelares relacionada al
comportamiento con los fluidos del yacimiento. Una pregunta importante es ¿Qué
comportamiento tendrán las soluciones micelares con los fluidos del yacimiento con los
que se pondrán en contacto? Es conveniente considerar el comportamiento de la porción
con:
a) El crudo del yacimiento
b) El agua del yacimiento
c) Los agentes de control de movilidad
En relación al crudo del yacimiento, cuando una microemulsión o/w es inyectada al
yacimiento y se pone en contacto con el crudo, la microemulsión disuelve al aceite
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desplazándolo a través de la formación. En este caso no hay un incremento considerable
en la viscosidad de la mezcla.
Cuando se pone en contacto la microemulsión con el agua del yacimiento, ésta se
incorpora a la dispersión y, por lo tanto, se observan altas viscosidades debido al estado
de inversión que ocurre en el sistema; es decir, el paso de w/o a o/w.
El punto de inversión se refiere a la variación de viscosidad de la microemulsión conforme
se va agregando una determinada proporción de agua al sistema, la viscosidad se
incrementa a cerca de 10 Cp (con 25 a 30%) y de aquí se incrementa su viscosidad de
manera exponencial hasta el punto de inversión (aproximadamente 45 %) dando 100 Cp.
Después de este punto de inversión, si se agrega más agua al sistema se hace fluido otra
vez; es decir, su viscosidad baja de nuevo.
Para el caso de agentes de control de movilidad (generalmente dispersión de polímeros),
éste desplaza a la solución micelar, pero sin incorporarse a ella, con lo que la solución
micelar desplaza uniformemente el aceite y el agua contenida en el yacimiento.
Todos los componentes de una solución micelar (excepto la sal) tienen influencia sobre la
miscibilidad con el crudo del yacimiento. Sin embargo una definición estrictamente
científica, dice que la verdadera miscibilidad de la porción del crudo es frecuentemente
defectuosa; es decir, no se presenta una completa miscibilidad de los fluidos para todas
las combinaciones de los fluidos.
En cuanto a la recuperación terciaria, el tratamiento con microemulsiones se lleva a cabo
donde el pozo se ha tratado anteriormente con inyección de agua común como proceso
de recuperación secundaria. Una particular característica de estos pozos es que tienen un
banco de agua cerca de la zona de producción.
II.12.-Tipo de microemulsión usada
Numerosas pruebas de laboratorio y de campo han demostrado favorable el uso de
microemulsiones entre 50 y 90% del contenido de agua y que pueden ser lipofílicas o
hidrofílicas.
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II.13.-Tratamiento para el procedimiento de inyección de la microemulsión
II.13.1.- Volumen de inyección del bache de microemulsión
Debido al requerimiento de que la microemulsión tiene que pasar por todo el trayecto de
la formación y desplazar el aceite hasta el pozo productor, los volúmenes necesarios para
este tratamiento son relativamente altos; aunque volúmenes más grandes de baches
recuperan una mayor cantidad de aceite, el volumen recomendado es por debajo del 2%
del volumen poroso del yacimiento. Por último, la inyección de la solución micelar debe
realizarse a una presión por debajo de la presión de fractura de la formación.
II.13.2.-Volumen de inyección del agente de control de movilidad
Generalmente es agua densificada con polímeros, esto por su bajo costo, además de una
gran capacidad de controlar la movilidad de los fluidos que se observa en la eficiencia de
la recuperación; esto provoca que el aceite residual se desplace de forma constante y
uniforme hasta el pozo productor, otro aspecto importante del agente de movilidad es
que evita que el agua conductora (el agua que desplaza a los polímeros y la microemulsión
a través de la reserva) invada la microemulsión. Los agentes de movilidad más usados son
las Poliacrilamidas Parcialmente Hidrolizadas (PAPH) por su alta efectividad. El volumen
para esta recuperación es de al menos un 50 % del volumen poroso, tal vez se pueda
operar con volúmenes menores pero se corre el riesgo que el agua de conducción invada a
la microemulsión descendiendo su efectividad.
II.13.3.- Inyección de agua
El agua ayudará a desplazar al agente de movilidad y a la porción de microemulsión, el
agua se inyecta a una presión menor a la de fracturamiento de la formación. Durante esta
inyección de la porción de microemulsión desplaza el aceite a lo largo de la formación
porosa debido al empuje estable a que es sometida por la presión del agua.
La inyección de la masa de agua se detendrá cuando se comience a recuperar la porción
de microemulsión, los polímeros y la misma agua.
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II.14.-Procedimiento para la recuperación mejorada con drenaje de
polímero/surfactante
Figura II.10. -Inyección de polímeros micelares o polímero-soluciones micelares [2]
Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada inyección de un
fluido diferente se llama "tapón" (en inglés slug – babosa – para indicar que se mueve
lentamente como un bloque). En la sucesión de tapones cada uno debe idealmente
desplazarse en flujo tipo pistón, es decir, que cada fluido nuevo debe empujar el fluido
que lo antecede.
La Figura II.11 indica los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector y el pozo
productor. Los números corresponden a estados del yacimiento antes, durante y después
del curso del tapón de polímero y surfactante. A continuación se describe el proceso de
inyección de polímeros.
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Frente
Figura II.11.- Disposición de un drenaje de polímeros-surfactante en la recuperación
mejorada [19]
(1) Es la zona que corresponde al estado inicial del yacimiento después del drenaje con
agua. La saturación de aceite es típicamente 30%, apenas un poco superior a saturación
de aceite residual por sus siglas en inglés (SOR). Se puede decir que el aceite se encuentra
en forma de glóbulos desconectados atrapados en los poros por fuerzas capilares.
(2) Esta zona indica la parte del banco de aceite, referido a un estado en el cual ambos
fluidos presentan continuidad. En esta zona se produce un flujo difásico. La saturación de
aceite es notablemente más alta que en la zona (1) esto debido a que el tapón de
surfactante (3) está empujando hacia adelante una cierta cantidad de aceite movilizado.
Este aceite coalesce con el aceite atrapado y aumenta la saturación. Cuando el banco de
aceite alcanza el pozo productor, empieza la recuperación mejorada de aceite. Si el
método se aplica en lugar de la recuperación secundaria, la saturación en aceite en (1) es
mucho mayor que SOR y el banco de aceite se extiende en todo el yacimiento; sin
embargo, la saturación es mucho más alta delante del tapón de surfactante, típicamente
del orden de 50-60%.
(3) El frente del tapón del surfactante es la zona donde la solución acuosa de surfactante
se pone en contacto con el aceite atrapado y la moviliza. La movilización se efectúa por la
baja tensión interfacial e hinchamiento. La condiciones físico-químicas cerca de la
formulación óptima hacen que las emulsiones formadas sean muy inestables, y que las
gotas coalescan inmediatamente al contactarse.
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En consecuencia, los glóbulos de aceite movilizados coalescen entre sí y con los glóbulos
atrapados para formar una fase de aceite continua. Mediante el proceso de coalescencia e
interconexión, el aceite se desplaza más rápidamente que el agua y que por lo tanto el
banco de aceite se forma delante del tapón de surfactante. Si se examinan los fenómenos
involucrados; de una parte la saturación de aceite aumenta considerablemente en la zona
de movilización y por lo tanto la permeabilidad relativa aumenta también y el aceite se
desplaza más rápidamente que el agua. Este desplazamiento produce un aumento de
saturación en el banco de aceite y la relación aceite-agua-roca (WOR) depende de las
movilidades relativas.
(4) Si existiera un proceso que funcionara idealmente, todo el aceite se estaría movilizado
al pasar el frente del tapón de surfactante. La zona (4) actúa por lo tanto sólo como una
reserva para compensar las pérdidas de surfactante por adsorción sobre la roca o
transferencia hacia el aceite.
Además permite también que el surfactante penetre en las zonas menos permeables, y
permite compensar ciertas inestabilidades.
El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco; en consecuencia, el
tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el proceso.
Además de reducirse el tamaño de este tapón se puede presentar la dilución con el agua
de la formación y el fluido que lo sigue, es decir que lo empuje. Peor aún el fluido que
empuja el tapón de surfactante puede producir digitaciones, es decir inestabilidades.
(5) Para evitar o reducir al máximo la degradación del tapón de surfactante cuando este
avanza a través del yacimiento, se empuja con un fluido viscoso, que es una solución de
polímeros hidrosolubles de tipo poliacrilamida o polisacárido. Por la razón de que el tapón
de surfactante es más viscoso que el agua (por el surfactante), y que en el frente se
producen emulsiones (que aumentan la viscosidad), es imprescindible disponer de un
fluido de viscosidad de por lo menos 50-100 cP para evitar inestabilidades de tipo
digitación producidas por una relación desfavorable de las movilidades.
Por razones económicas no se puede, sin embargo inyectar polímeros hasta tanto donde
el tapón de surfactante haya llegado al pozo productor. Se usa en general un tapón de 1020% de volumen de poro, y la concentración de polímero va bajando lentamente en la
cola del tapón, es decir que la transición con la zona (6) es continua.
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(6) Finalmente se empuja el tapón de polímero con una inyección de agua. Se toman las
precauciones necesarias para que los fenómenos de digitación y penetración del agua en
el tapón del polímero sean lo menos severos posibles. Se usa un tapón de polímero con
"cola decreciente" y una velocidad de inyección baja.
El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien es una secuencia de
etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta secuencia es reducir la
cantidad total de polímero utilizado y prevenir, o por lo menos reducir, la digitación
viscosa de fluido de concentración baja dentro de regiones de concentraciones más altas.
[26]
II.15.-Factores que controlan la recuperación por inyección de polímeros
Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe obtener información suficiente
tanto como sea posible referente al pozo, del estatus y de las condiciones de saturación
del reservorio. Este estudio se realiza a través de ensayos que involucran técnicas
analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. La información recolectada
fundamenta las bases para la predicción de reservas recuperables de crudo mediante las
distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida.
Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos
disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternancia con las aplicaciones de
agua, la inyección de las denominadas soluciones micelares (que son microemulsiones
compuestas por surfactantes, alcoholes y aceites crudos), la inyección de vapor y la
combustión in-situ.
El éxito de la inyección de polímeros depende de algunos parámetros que han sido
considerados y estudiados a partir de numerosos experimentos en campo, a continuación
se citan algunos de ellos:
II.15.1.-Geometría del yacimiento
Un aspecto importante para determinar si un yacimiento es factible de aplicarle una
recuperación mejorada, es determinar su geometría, pues la estructura y la estratigrafía
controlan la localización de los pozos y, en gran medida, determinan los métodos por los
cuales el yacimiento se explota a través de formas de inyección.
Si existe una estructura apropiada y la saturación de aceite justifica el proyecto de
inyección de polímeros, la adaptación de una inyección periférica puede producir mejores
eficiencias de barrido en el área periférica del pozo que una inyección de un patrón en
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línea recta. Para la toma de esta decisión se considera la existencia o no de un casquete
de gas y la forma del campo. La estructura del yacimiento es el principal factor que
gobierna la segregación gravitacional, la cual es directamente influenciada por el ángulo
de buzamiento mostrado en la Figura II.12. Así, en presencia de permeabilidades altas, la
recuperación por segregación gravitacional, puede reducir la saturación de aceite a un
valor al cual no resulta económica la aplicación de inyección de polímeros.
Figura II.12. -Ángulo de buzamiento [5]
II.15.2.- Tipos de inyección
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se
puede llevar a cabo de dos formas diferentes:
II.15.2.1.-Inyección periférica o externa
Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se
conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el
acuífero cerca del contacto agua-petróleo.
II.15.2.2.-Características
1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y la estructura del
mismo favorece la inyección de agua.
2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo, mostrado
en la Figura II.13, que indica la forma en la que se lleva a cabo la inyección en la periferia
del pozo y así poder recuperar el crudo por segregación gravitacional.
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Figura II.13.- Representación de una inyección periférica [14]
II.15.2.3.-Inyección en arreglos o dispersa
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y
desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de
inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta
en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman
un arreglo geométrico con los pozos productores como se muestra a continuación en la
Figura II.14.
Figura II.14.-Arreglo de inyección dispersa [12]
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II.15.2.4.-Característica
1. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la
permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.
2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y un área muy
extensa.
3. Con el propósito de tener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen
entre los pozos productores existentes o se perforan pozos inyectores interespaciados. En
ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la
utilizada en la fase primaria de recobro.
La mayoría de veces es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y de
su comportamiento pasado, para considerar la presencia y fuerza de un empuje de agua y
así decidir sobre la necesidad de una inyección suplementaria; cuando se tiene un empuje
natural por presencia de agua y permite que el crudo sea extraído no es necesaria la
inyección de polímeros o de cualquiera otra sustancia para poder extraer el crudo
presente, además la existencia de acuíferos asociados impide un control correcto del flujo
de químicos. Esta decisión depende además de la existencia de problemas estructurales
como fallas o de cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Las inyecciones de
polímeros se han llevado a cabo generalmente en formaciones de arenisca, y en algunos
casos, en formaciones de carbonatos.
II.15.3.-Porosidad
La cantidad de aceite producido en un yacimiento está en función de la porosidad, debido
a que esta determina la cantidad de aceite presente para cualquier porcentaje de
saturación de aceite dado. Si existen datos suficientes acerca de este aspecto se pueden
construir mapas de distribución de porosidades, que pueden ser ponderados de área o
volumen para dar una porosidad total verdadera. De la misma manera, si existieran datos
suficientes de muestras de núcleos, se podrían realizar análisis estadísticos de porosidades
y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta información. Varios registros de
pozos también producen buenas medidas de porosidad como: perfil eléctrico o de
inducción.
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El perfil electrico consiste en un electrodo de tension movil dentro del pozo y uno fijo en
la superficie de éste, ademas del milivoltímetro para medir dichas diferencias de
potencial.
Este sirve para :
 Detectar estratos permeables.
 Hacer correlación de capas.
 Determinar valores de densidad del agua de formación.
 Dar una idea cuantitativa del contenido de arcilla en cuerpos rocosos
permeables.
II.15.4.-Permeabilidad
La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla en un alto grado el ritmo de
inyección que se puede tener en un pozo, sin embargo, en la determinación de la
factibilidad de inyección de polímeros, es necesario conocer: la máxima presión de
inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del yacimiento.
La consideración anterior permite determinar los pozos adicionales que deben perforarse
para cumplir con el programa de inyección en un periodo razonable. En los últimos años
se ha puesto énfasis en el grado de variación de permeabilidad, debido a que determina la
cantidad de solución de polímeros que es necesario utilizar: entre menos heterogénea sea
esta propiedad, mayor éxito se obtendrá en un programa de inyección.
Se debe tener en cuenta que la continuidad de los estratos es tan importante como la
variación de la permeabilidad. Si no existe una correlación del perfil de permeabilidades
entre pozos individuales, existe la posibilidad de que las zonas más permeables no sean
continuas y que la canalización de las soluciones inyectadas sea menos severa que la
indicada por los procedimientos aplicados a todo el yacimiento.
La figura II.15 muestra el efecto de la distribución vertical de permeabilidad sobre la
inyección de agua.
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Figura II.15.-Perfiles y distribución de permeabilidad [21]
II.15.5.-Efecto de la distribución vertical de la permeabilidad sobre la inyección de agua
Los polímeros utilizados en las inyecciones tienen un grado de inyección más baja que la
salmuera, debido a su viscosidad alta y a su movilidad reducida, por lo que formaciones
con permeabilidades muy bajas provocan dos problemas mientras se inyectan soluciones
de polímeros:
 Reducen el ritmo de inyección lo que podría prolongar la vida del proyecto
sobrepasando el límite económico.
 El esfuerzo de corte alto, desarrollado alrededor del pozo inyector, puede provocar un
nivel de degradación mecánica alto para las poliacrilamidas.
Desde el punto de vista químico se nombra poliacrilamida, a un polímero formado por
varias subunidades de monómeros de acrilamida, mostrada en la figura II.16.
Figura II.16.-Estructura de la poliacrilamida. (C3H5NO) n [21]
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II.15.6.-Profundidad y temperatura
La efectividad del uso de polímeros en los procesos de recuperación mejorada está
restringida por las condiciones de profundidad y temperatura del yacimiento.
Cuando se requiera la inyección del polímero es fundamental verificar la profundidad del
yacimiento ya que se tiene que tomar en cuenta la profundidad de éste y no exceder la
presión a la que se pueda someter el pozo.
Durante los procesos de inyección se ha encontrado que se tiene una presión crítica, que
al excederla, provoca que la penetración de las soluciones propague aberturas a lo largo
de fracturas causando escape de la solución inyectada a través de los poros de la roca
volviendo antieconómico el proceso de inyección.
Con el propósito de evitar cualquier problema, debe considerarse la información
relacionada a presiones de fractura de las formaciones, ya que este parámetro fijará un
límite superior para la presión de inyección. Estas consideraciones también influyen en la
selección del equipo y el diseño de planta, así como el número y localización de los pozos
inyectores.
Las poliacrilamidas pueden precipitarse en aguas que contengan grandes cantidades de
calcio a temperaturas sobre los 170 ̊ F (77 ̊ C). La presión de inyección es una restricción
en yacimientos superficiales o poco profundos, especialmente cuando se combina con
permeabilidades bajas. Yacimientos con menos de 500 pies de profundidad y menos de 50
mili Darcys de permeabilidad requieren pruebas especiales de inyectabilidad antes de que
una inyección de polímeros pueda aplicarse. Las formaciones profundas se deben eludir,
debido a que niveles altos de salinidad y temperatura están relacionados a estos
yacimientos.
La inyección con mayor temperatura y profundidad fue operada a 6500 pies
(aproximadamente 1981 metros) y 229 ̊ F. Los proyectos de inyección de polímeros no
han tenido éxito en yacimientos con temperaturas mayores a 300 ̊ F y profundidades
mayores que 9000 pies, ya que generalmente las moléculas de polímeros sufren una
descomposición en este punto, incluso en ausencia de oxígeno, en la Figura II.17 muestra
un esquema de las profundidades de los yacimientos en los que puede llevarse a cabo una
recuperación por inyección de polímeros y surfactantes, además se observa que el
yacimiento con mayor profundidad es de 7000 metros de profundidad por lo que a esas
condiciones no sería factible la inyección de polímeros debido a una descomposición
térmica de los polímeros.
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Mayoría de las reservas
Camada irregular cuyo espesor va de
1000 a 2000 metros.
Por sus características geológicas, marca o inicio
de un nuevo modelo exploratorio con tecnología
mas reciente a la corrosión , temperaturas y
presión
Figura II.17.- Profundidad y temperatura de pozos productores [1]
II.15.7.-Saturación inicial de agua
La saturación inicial de agua es la cantidad de agua que existe en el yacimiento al
momento de su descubrimiento, esta se considera como la cantidad de agua remanente
que se deposito inicialmente en la formación y que, debido a las fuerzas de la presión
capilar existentes, no logro desplazarse con los hidrocarburos cuando éstos migraron al
yacimiento. Cuando se inyecta agua a un yacimiento el agua que se encuentra
originalmente en el pozo varía en cuanto a su composición.
La saturación inicial de agua está relacionada a la permeabilidad, el área superficial y el
tamaño de los poros. A mayor área superficial mayor es la saturación de agua inicial.
Es importante conocer la saturación inicial del agua, con el propósito de determinar la
saturación inicial de aceite: lo que indica que saturaciones bajas de agua significan
grandes cantidades de aceite que aún permanecen en el yacimiento después de la
aplicación de procesos de recuperación primaria. Algunos proyectos de inyección de
polímeros han tenido éxito a pesar de haber tenido saturaciones iniciales de agua altas.
La saturación se define como el porcentaje del espacio poroso ocupado por un fluido
particular a condiciones de yacimiento.
𝑉𝑓
𝑆𝑓 =
𝑉𝑝
Sf= saturación de un fluido.
Vf= volumen del fluido en el medio poroso.
Vp= volumen poroso.
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II.15.8.-Salinidad del agua
La salinidad de la salmuera del yacimiento puede tener un efecto favorable o desfavorable
en algunos polímeros, esto depende de la concentración total de sal, tomando en cuenta
la monovalencia o divalencia de ésta y de la concentración del polímero usado.
La monovalencia de una salmuera está en relación de la presencia de iones monovalentes
(aniones y cationes) las únicas salmueras monovalentes son las de formiato que se utilizan
para la perforación de pozos en la actualidad, por otra parte las salmueras divalentes son
las que están formadas por ejemplo: Ca2+, Mg2+, Fe2+.
La viscosidad de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada es muy sensible a la presencia
de iones multivalentes en la salmuera, algunos de ellos son: Ba+2, Ca+2, Sr+2, Mg+2, Fe+2,+3,
HCO31-, CO32- y SO42-.
La pérdida de viscosidad, cuando la solución entra en contacto con la salmuera de
concentración alta, resulta en un aumento de la movilidad de la porción de solución de
polímeros, lo que genera problemas de digitación e ineficiencias de desplazamiento. La
Figura II.18 muestra el comportamiento de la concentración de sal en ppm vs la viscosidad
de la solución polimérica, esta relación es inversamente proporcional, además se
muestran dos poliacrilamidas comerciales una PAPH-500 y PAPH-700, se observa que es
mejor la PAPH-700 ya que soporta mayores concentraciones de sal a diferencia de la
PAPH-500.
PAPH-700
PAPH-500
Figura II.18. -Efecto de la salinidad en la viscosidad de soluciones de polímeros [26]
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II.15.9.-Viscosidad del aceite
La viscosidad es una variable fundamental para la recuperación de aceite, ya que ésta es
inversamente proporcional a su viscosidad. La viscosidad del aceite afecta la razón de
movilidad, cuya influencia en la recuperación se ve muy destacada.
Es muy difícil predecir cuantitativamente la influencia de la viscosidad del aceite en la
recuperación y solo puede establecerse, en general, que la recuperación aumenta
mientras menor sea la viscosidad de éste.
Las Fig. II.19 muestra una comparación entre el % de recuperación obtenida para aceites
de 11 cP, 34.3 cP y 68 cP de viscosidad, mostrando que a una viscosidad elevada de 68 cP
el % de recuperación es muy bajo comparado con un aceite de viscosidad de 11 cP,
además la viscosidad elevada disminuye la razón de movilidad lo que hace que el crudo no
se pueda desplazar fácilmente, este comportamiento se debe a la reducción de la
resistencia al flujo del aceite.
Figura II.19.- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite [26]
En la figura II.20 se muestra el % de recuperación de crudo cuando se hace inyección de
polímeros vs inyección de agua, el porcentaje es mayor en la inyección de polímeros esto
es debido a que el polímeros representa mayor viscosidad y por lo tanto menor movilidad
lo que provoca que el crudo vaya recorriendo el yacimiento más lentamente y así
extrayendo los mayores volúmenes de crudo, por otra parte con la inyección de agua
puede provocarse una digitación viscosa lo que se vería afectado en una recuperación
baja.
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Inyección de
polímeros
Inyección de agua
Figura II.20.- Efecto de la viscosidad en la recuperación de aceite por la inyección de
agua y por la inyección de polímeros [26]
II.15.10.-Concentración de polímeros
Condición más importante cuando se realiza la recuperación del crudo remanente en el
yacimiento ya que las concentraciones de las soluciones de polímeros tienen un efecto
característico en los volúmenes de recuperación de hidrocarburos, debido a que
soluciones de elevada concentración presentan alta viscosidad aparente que, a su vez,
ayuda a incrementar los volúmenes de aceite recuperado. La Fig. II.21 muestra la relación
entre la concentración de la solución de polímero y la viscosidad que llega a presentar, es
decir, a mayor concentración de la solución polimérica existe mayor valor de viscosidad,
ya que este tapón actúa como tipo pistón empujando el mayor volumen de crudo
remanente. En la Fig. II.22 se observa el efecto en la recuperación de crudo remanente
debido a distintas concentraciones de la solución polimérica, además indica que a una
concentración aproximada de 100 a 1300 ppm de polímero la recuperación se ve
influenciada exponencialmente hasta llegar a un valor de 1500 ppm donde se observa el
mayor % de recuperación, si esta concentración aumenta la recuperación disminuye otra
vez. El nivel de concentración de las soluciones disminuye directamente la relación de
movilidad causada por el incremento de la viscosidad de la fase acuosa y la reducción de la
permeabilidad efectiva al agua. La inyección de soluciones de polímeros de concentración
alta mejora significativamente la recuperación de aceite y reduce el corte de agua.
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Figura II.21.- Concentración de Polímero vs Viscosidad de la solución [3]
Figura II.22.- Efecto de la concentración de la solución de polímero en la recuperación de
aceite [26]
II.15.11.-Ritmo de inyección en la recuperación
Como se observa en la Figura II.23 existe un incremento razonable en la recuperación de
aceite con un aumento en el ritmo de inyección. Esto señala que la recuperación es
sensible a la variación de este parámetro. Los altos ritmos de inyección producen niveles
de recuperación altos, aunque la factibilidad de aplicación en campo sea muy baja por
cuestiones prácticas. El mejor valor de inyección de polímeros es de 1200 cc/hr, aunque
en campo esto no sea del todo cierto.
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Figura II.23.- Efecto del ritmo de inyección en la recuperación de aceite [26]
II.15.12.-Espaciamiento entre pozos
Otro punto importante es el espaciamiento entre los pozos para tener una mayor
efectividad en los procesos de recuperación mejorada. El espaciamiento promedio que se
recomienda para llevar a cabo la inyección de cualquier químico es de 330 pies (100 m) a
470 pies (143 m), lo que elimina la probabilidad de recurrir a la incorporación de otros
métodos de recuperación mejorada a estos proyectos, tal es el caso de procesos térmicos,
los cuales necesitan un espaciamiento mucho más compacto para tener una buena
efectividad.
II.15.13.-Tamaño de la porción de polímero
La cantidad de la porción de polímero a ser usado así como la cantidad del polímero
utilizado es un factor que tiene gran relevancia, debido a que afecta directamente la
eficacia del desplazamiento de aceite. El factor de recuperación de aceite relacionado a la
inyección de polímeros aumenta con la cantidad de solución de polímero en la porción, y
dicha cantidad varía con el tamaño de éste después de haber fijado una concentración.
Hoy en día, no se han conseguido datos de proyectos en los que se empleen porciones de
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RECUPERACIÓN DE CRUDO, % DE ACEITE
EN SITIO
polímero relativamente pequeñas y que hayan tenido éxito. Es importante generar un
buen diseño del tamaño de la porción, en el que, además de considerar las cuestiones
técnicas, se debe considerar una adecuada evaluación económica.
Aunque porciones grandes de polímeros recuperan mayor cantidad de aceite, el tamaño
con mayor eficiencia para la recuperación terciaria en términos de aceite recuperado por
unidad de volumen de la porción es menor al 2 % del volumen poroso, mostrado en la
Figura II.24. Para tener un concepto más claro se muestra en dicha figura la proporción de
recuperación de aceite vs tamaño de la porción en % volumen poroso.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1
2
3
4
5
6
TAMAÑO DEL BACHE, % VOLUMEN POROSO
Figura II.24.- Factor de Recuperación vs. Tamaño del bache de Polímero [26]
II.15.14.-Tiempo óptimo para el inicio del proceso de inyección de polímeros
El inicio del proceso de inyección de polímeros, de la misma forma que en la inyección de
agua, es función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales se
encuentran las siguientes:
 la presión inicial.
 los mecanismos de producción.
 la presencia y tamaño de acuíferos y/o casquete de gas.
 y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbuja.
Para que se lleve a cabo la mayor cantidad de aceite recuperado, la presión ideal en el
yacimiento a la que se debe inyectar es la presión del punto de burbuja; por lo que, la
presión de inyección debe estar entre 200 y 300 psi por encima de la presión de burbuja.
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Si se desea hacer una recuperación mejorada se debe realizar un estudio detallado de cuál
sería el mejor método para poder llevarla a cabo y que sea económicamente viable y
mecánicamente posible.
El tiempo de inicio óptimo para una inyección no solo es una cuestión técnica, sino que
también se requiere un correcto estudio de factibilidad económica. En promedio, los
proyectos de inyección de polímeros inician cuando la razón de producción agua/aceite es
mayor a 10.
En general los campos maduros se caracterizan porque llevan operando más de 20 años,
muestran una declinación constante en la producción y un recobro de crudo cercano al
30%.
II.15.15.-Presión de burbujeo
La Presión de Burbuja o Presión de Saturación es la presión a la cual el crudo líquido libera
la primera burbuja de gas previamente disuelto en él. Se denota como Pb.
Todos los yacimientos de hidrocarburos poseen gas natural en solución. En ocasiones el
crudo está saturado con gas al momento de ser descubierto, lo que significa que el
petróleo está reteniendo todo el gas que puede a temperatura y presión del yacimiento,
encontrándose en su punto de burbuja. En algunas ocasiones, el crudo esta subsaturado,
en este caso, la presión del yacimiento es mayor a la presión a la cual la primera burbuja
de gas comienza a generarse.
En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por
ende el gas se encuentra aún disuelto en el petróleo y no hay volumen inicial de
capa de gas, se dice que se está en presencia de un Yacimiento Subsaturado.
Py ˃Pb
Dónde:
Py: Presión del Yacimiento
Pb: Presión de Burbujeo
Los yacimientos de crudo subsaturados son yacimientos que se encuentran en
condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, por encima de
éste se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas-petróleo
inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el
yacimiento. Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades
del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los
fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el
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petróleo y el agua intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta
disminución en la presión también origina una contracción en el volumen poroso, lo cual
ayuda a la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional",
puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia
cuando se tiene un manejo adecuado. Debido a que una parte del yacimiento puede tener
la presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de éste, puede
ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección.
Si por el contrario, se encuentra a presiones por debajo de la presión de burbujeo
se denominará Yacimiento Saturado y el mismo tendrá una capa de gas. Py ˂Pb
Figura II.25.- Relación de gas/petróleo en un yacimiento al modificarse la presión del
yacimiento en relación a la presión de burbujeo del mismo [5]
II.16.-Propiedades que debe presentar un pozo
Se pueden encontrar diversos criterios de selección para considerar si un yacimiento es o
no candidato a un proceso de inyección con polímeros. Las características del campo
deben ser: la temperatura del yacimiento, las relaciones de movilidad de los fluidos
contenidos en él y las propiedades del aceite, ya que estos se consideran favorables al
momento de identificar su disposición a procesos de recuperación mejorada.
La tabla II.1 que a continuación se presenta muestra los criterios de selección para
identificar los yacimientos que son candidatos. Cuando se eligen estos criterios se toma en
cuenta un punto importante, su rapidez de selección; sin embargo, en muchas ocasiones
se lleva a una selección errónea.
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Aceite
Gravedad API
Viscosidad
> 15 ° API, < 40 ° API
< 150 cP (preferiblemente < 100)
Yacimiento
Saturación de aceite
Profundidad
Movilidad del aceite
> 10 % del VP de aceite móvil
< 9000 pies
2 – 40
Permeabilidad
> 20 mD
Temperatura
< 200°F
Litología
Preferiblemente areniscas.
Se deben evitar las calizas con alta
porosidad
Agua
Salinidad
Preferiblemente baja.
Tabla II.1.- Criterios de selección de yacimientos [4]
La movilidad controla la facilidad relativa con la cual los fluidos pueden fluir en un medio
poroso. Dado que las permeabilidades relativas al aceite y al agua son función de la
saturación, las movilidades también dependen de la saturación.
La razón de movilidad es el cociente de la movilidad del fluido desplazante (agua) y la
movilidad del fluido desplazado (aceite).
Si M < 1: El desplazamiento es favorable.
Si M > 1: El desplazamiento es desfavorable.
II.17.-Arreglos de pozos
Hace varios años en campos donde se quería realizar procesos de inyección relacionados a
recuperación mejorada, fueron explotados en un principio a través de pozos exploratorios
que obtuvieron resultados de producción satisfactorios. Al paso del tiempo estos campos
requirieron la perforación de pozos limitadores y poco después de pozos de desarrollo con
los que se llevó a la optimización de la explotación del campo. Cuando se requería hacer
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una distribución de pozos generalmente no se seguía ningún tipo de distribución
geométrica, si no que se realizaba por medio de una distribución como se muestra en la
Fig. II.26, por dicha razón en la mayoría de los casos, la implementación de procesos de
inyección no era tan conveniente.
Figura II.26.- Arreglos de pozos [4]
En la actualidad se ha desarrollado una mejor distribución del arreglo de pozos para llevar
a cabo la inyección; con los cuales se cubren mayor cantidad de áreas de manera más
uniforme. Al ubicar pozos inyectores y productores se realiza de tal manera que formen
figuras geométricas, tal como se muestra en la figura II.27.
Figura II.27.- Diferentes tipos de arreglos de pozos [4]
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Tipo de arreglo
Empuje en línea recta
Empuje en línea alterna
4 pozos
4 pozos en líneas oblicuas
5 pozos
Normal de 7 pozos
Invertido 7 pozos o arreglo
de 4 pozos
Normal de 9 pozos
Invertido 9 pozos
Rpi/pp
1/2
1/2
1
2
1/2
Patrón de perforación
requerido
Rectángulo
Líneas desfasadas de
pozos
Triangulo equilátero
Cuadrado
Cuadrado
Triangulo equilátero
Triangulo equilátero
3
1/3
Cuadrado
Cuadrado
1
1
Tabla II.2.- Características de los arreglos de pozos [4]
II.18.-Principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos
Los principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos son:
 La relación d/a, donde:
d: es la distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas uno a
continuación del otro en una misma columna.
a: la distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila,
uno a continuación del otro.
 La razón pozos de inyección a pozos de producción, Rpi/pp:
Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores que afectan directamente
a cada productor, entre el número de pozos productores que reciben efecto directo de un
inyector. Por ejemplo, en un arreglo de inyección de 6 pozos productores, afectando a
cada pozo productor 6 pozos inyectores, por lo tanto la razón es de 1.
 La unidad del arreglo:
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Es la menor porción del arreglo que lo representa. También se conoce como elemento de
simetría del arreglo y debe incluir al menos un pozo inyector y un productor. Todos los
estudios se realizan sobre este elemento.
II.19.-Experiencia en campo de inyección de polímeros
Resultados de dos pruebas de inyección piloto en el área central del campo Daqing en la
provincia de Heilongjiang, China. [13]
Figura II.28.-Ubicación del campo Daqing, China [7]
La propuesta se realizó con la finalidad de:
(1) Estudiar los beneficios económicos de la inyección de polímeros en yacimientos de
espesor heterogéneo y (2) proveer algunas experiencias técnicas y prácticas para expandir
esta técnica hacia otras áreas del Campo Daqing.
Daqing es uno de los yacimientos de areniscas más grandes del mundo, y cuenta con 52
pozos petrolíferos y de gas que cubren un área de 6.000 kilómetros cuadrados.
Durante la prueba piloto con polímeros se recolectó una gran cantidad de información
referente a presiones de inyección, perfiles de inyección, salinidad de fluido, además de
concentración y viscosidad de las soluciones poliméricas en los fluidos inyectados y
producidos. La eficiencia de barrido volumétrico y la producción de petróleo fueron
incrementadas. El incremento de la producción de crudo es más de 200 toneladas por
tonelada de polímero inyectado. La recuperación del petróleo aumentó más de un 11%
del crudo original en sitio, lo cual confirma la aplicabilidad del método en el campo
mencionado.
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II.19.1.-Situación general
La selección de los polímeros en las pruebas piloto, consistieron en una prueba piloto 1
(PP1) en el Este con una sola capa en la formación Putaoahua y una prueba piloto 2 (PP2)
en el área Oeste con dos capas, formación Saertu. La distancia entre estas 2 áreas fue de
aproximadamente 150m. Cada piloteo fue compuesto de 4 invertidos “5 spots”, así como
2 pozos de observación para muestreo. El área de cada prueba piloto fue de
aproximadamente 90m2.
En el clásico “five spot” con el pozo inyector al centro como indicado en la figura II.29, el
gradiente de presión se ejerce en línea directa entre el pozo inyector y cada pozo
productor y, por lo tanto, varía considerablemente de un punto a otro del yacimiento.
Todos estos factores hacen que el flujo multifásico no se puede considerar de tipo
"pistón" a la escala del yacimiento y que la eficiencia de barrido puede ser notablemente
reducida por la existencia de caminos preferenciales.
Figura II.29. - Arreglo “five spots”, disposición de 1 pozo inyector al centro y 4 pozos
productores alrededor [19]
II.19.2.-Características del yacimiento
Las formaciones son canales de areniscas con capas de espesor de 2.3 a 11.6 metros con
promedio de 6.1m y 11.6 a 19.2m con promedio en 15m. Promedio de permeabilidad de
1100 miliDarcy (formación Saertu) y de 1400 mD en el área de PP1 y coeficiente de
permeabilidad de 0.5 y 0.7 mD (formación Saertu) e intervalo de 0.6 a 0.8 mD (formación
Putaohua). Temperaturas de 43°C para ambas formaciones. Viscosidades dinámicas de
9.5 mPa.s. Salinidad alrededor de 7,000ppm para el agua de formación y de 800 a 1,300
ppm para el agua inyectada y de 2,000 a 4,000 para el agua producida.
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Las formaciones que contienen hidrocarburos, consisten de varias capas arenosas y
muchas veces estas capas se ven definidas en el yacimiento como unidades geológicas
independientes; y se caracterizan por variaciones de porosidad, permeabilidad y
saturación de fluidos. El criterio para definir un espesor neto productivo es a veces
arbitrario.
II.19.3.-Desarrollo del proyecto
Una propuesta de Inyección de agua previa al proceso de inyección de polímeros fue
realizada con la finalidad de:
1) La comunicación entre los inyectores y productores y la productividad de los
productores puede ser obtenida para proveer una base para el diseño del proyecto
de inyección del polímero.
2) Disminuir la salinidad del agua de formación de modo que un alto valor de
viscosidad de la solución de polímero se mantenga en el yacimiento.
A partir de este procedimiento se pudo obtener información sobre la mala situación de
inyección en los yacimientos debido a la diferencia de una alta permeabilidad y la
heterogeneidad debido a capas múltiples así como la segregación gravitacional del agua,
incluso cuando el corte de agua combinada en el área piloto alcanzó 95%.
Por su parte, el polímero usado en las pruebas piloto fue un polvo de poliacrilamida
parcialmente hidrolizada con un peso molecular de 10 millones. La solución de polímero
tiene una buena viscosidad e inyectabilidad. Estas actividades comenzaron en 1990 y
finalizaron en 1992.
Piloto Uno.-La inyección de solución de polímero se inició el 05 de agosto 1990 y terminó
el 20 de febrero de 1992. La inyección acumulada de solución de polímero fue 213,019
m3 e igual a 66,7% del volumen de poros en la unidad piloto. La tasa media de la inyección
fue de 100 m3 / d en cada pozo. La cantidad de solución de polímero inyectado fue de 504
ppm • VP.
Piloto Dos.- La inyección de solución de polímero se inició el 07 de noviembre 1990 y
terminó el 24 de febrero de 1992. La inyección acumulada era de 335, 225 m 3 e igual a 57.
6% del volumen de poros. La tasa media de la inyección fue de 200 m3 / d de cada pozo,
porque había dos yacimientos petrolíferos. La cantidad de solución de polímero inyectado
fue de 491 ppm • VP.
Antes de la inyección de polímeros, 1,000 ppm de solución de formaldehido se inyectó en
cada pozo por día de acuerdo a la tasa de inyección de agua. En el proceso de inyección de
polímeros, 100 ppm de solución de formaldehido y 150 ppm de un agente quelante se
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añadieron a la solución de polímeros con el fin de aumentar la estabilidad de la solución y
mantener su alta viscosidad.
Los agentes quelantes se usan para tratar o retirar incrustaciones o agentes espesantes en
fluidos de perforación de yacimientos. Durante tratamientos ácidos o de eliminación de
incrustaciones, se pueden disolver diferentes compuestos en el fluido de tratamiento. A
medida que el ácido reacciona y el pH aumenta, se pueden precipitar productos de
reacción como una masa gelatinosa insoluble. Si esto se produce dentro de la matriz de
formación, es casi imposible de retirar y pueden generarse daños de permeabilidad
permanentes. Los agentes quelantes evitan la precipitación al mantener los iones en
forma soluble hasta que el fluido de tratamiento pueda fluir de regreso desde la
formación durante la limpieza. Los agentes quelantes típicos para el campo petrolero
incluyen EDTA (ácido etilendiamino tetraacético), HEDTA (ácido hidroxietilendiamino
triacético), NTA (ácido nitriolotriacético) y ácido cítrico.
II.19.4.-Resultados
 La inyección de polímeros aumentó la presión de inyección y ajustó los perfiles de
inyección.
 La inyección de polímeros disminuyó de forma considerable el corte de agua y
aumentó la producción de petróleo, en los pozos productores. La producción de
petróleo acumulada de la “Unidad Piloto Uno” fue de 119,556 toneladas. El
incremento de la producción de petróleo debido a la inyección de polímeros fue de
59,767 toneladas y 209 toneladas de petróleo crudo por tonelada de polímero
inyectado.
 La inyección de polímeros redujo el consumo de agua, aumentó el coeficiente de
utilización de agua y aceleró la tasa de producción de petróleo. Por cada tonelada
de petróleo crudo producido, la cantidad de agua inyectada fue de 29. 5 m3 y 7.6
m3 para las inyecciones de polímeros. La inyección de polímero incrementó la
proporción de agua almacenada en el yacimiento.
 La inyección de polímeros expandió el volumen barrido e incrementó la eficiencia
de desplazamiento.
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Capítulo III
SELECCIÓN DE POLÍMEROS Y SURFACTANTES PARA UNA
RECUPERACIÓN ECONÓMICAMENTE VIABLE
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III.1.-Selección de pozos
La necesidad de recuperar el crudo pesado remanente en los yacimientos, ha desarrollado
métodos a base de inyección de polímeros, buscando así la maximización de la producción
y además los mejores precios del polímero a ser inyectado, estos químicos se seleccionan
de acuerdo a sus propiedades físicas y químicas y el comportamiento que tendrán en los
pozos evitando una pérdida económica y esperando tener considerables ganancias a
partir de inversiones bajas de capital.
Los métodos de recuperación se basan en un estudio de ingeniería de cada yacimiento.
En gran número de proyectos de recuperación mejorada, lo que se pretende es lograr el
retorno más económico de la inversión, aunque esto no siempre es así ya que algunas
compañías petroleras nacionales plantean diferentes objetivos, como la maximización de
la recuperación final. Muchas técnicas de recuperación de petróleo están relacionadas a
las interacciones a escala de poros, que implican las propiedades de los sistemas PetróleoCrudo-Salmuera-Roca (PCSR). La mayoría de los proyectos inician con la selección de los
pozos que sean candidatos para aplicación de los métodos RMH, en función de diferentes
parámetros de campo como: temperatura, presión, salinidad y composición del petróleo.
Gran número de compañías han propuesto criterios de selección para los proyectos RMH,
pero estos cambian conforme aparecen nuevas tecnologías.
Las técnicas RMH que pasan la selección inicial se evalúan posteriormente en el
laboratorio relacionado a propiedades de la roca y los fluidos y de estudios de simulación
que utilizan las propiedades del campo. Si las pruebas de laboratorio muestran resultados
positivos, el operador puede llevar a cabo posteriormente pruebas a nivel de campo, que
incluyen desde pruebas de un solo pozo hasta pruebas piloto con patrones múltiples. Si
los primeros pasos indican la probabilidad de obtención de un resultado económico
positivo, se procede a la implementación en todo el campo.
La tecnología de RMH ha generado incluso niveles de producción significativos después
del abandono.
Tal vez el dato más crítico acerca de la recuperación mejorada es la saturación de los
reservorios de petróleo. Las compañías petroleras deben evaluar la recuperación
estimable (Factor de Recuperación) que es de aproximadamente del orden del 5 al 10%
del volumen remanente en el yacimiento, de petróleo por aplicación de la recuperación
mejorada en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de
esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se
deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también está
relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del
reservorio, la viscosidad del crudo, entre otras, tal como se muestra en la Tabla III.1 que
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indica las propiedades que debe tener el yacimiento para considerarlo candidato a la
inyección de polímeros, surfactantes y también soluciones alcalinas. Consecuentemente,
numerosos métodos de recuperación han sido descubiertos recientemente para la mejor
adaptación a las necesidades y requerimientos del reservorio saturado.
La inyección de químicos y gases de recuperación efectiva como dióxido de carbono (CO 2)
puede modificar ciertas propiedades físicas del sistema de petróleo crudo-salmuera-roca
(PCSR).
Estos métodos alteran la tensión interfacial (TIF), la movilidad, la viscosidad o la
mojabilidad, dilatan el petróleo o modifican la composición de sus fases.
Método
Inyección de
Polímeros
Inyección de
Surfactantes
Inyección de
Soluciones
Alcalinas
°API
Viscos. (cP)
Temp. (ºF)
< 35
Permeab.
(mD)
> 10
15-40
25-40
< 15
< 500
< 150
15-35
< 150
< 1000
< 200
< 160
Tabla III.1.-Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación
mejorada basado en métodos químicos [6]
III.2.-Propiedades y características de los polímeros en el medio poroso
Figura III.1.- Flujo de polímeros a través del medio poroso.
Figura III.1.-Inyeccion de polímeros en el yacimiento. [17]
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Los polímeros solubles en agua reducen la movilidad de la fase acuosa incrementando su
viscosidad y reduciendo la permeabilidad de la roca porosa al agua, mostrado en la Figura
III.1 el mecanismo de inyección de polímeros y surfactantes dentro del yacimiento.
III.2.1.- Retención del polímero
Cuando un polímero fluye a través de los poros de la roca, es medible la cantidad de
polímero retenido. La retención es causada principalmente por la adsorción sobre la
superficie del material poroso y el entrampamiento mecánico en poros que son
relativamente pequeños en comparación con la molécula de polímero en solución. Este
fenómeno, en procesos RMH, es instantáneo e irreversible. Sin embargo no es del todo
cierto, ya que pequeñas cantidades de polímero pueden ser removidas del medio poroso.
La retención causa pérdida de polímero de la solución, lo cual puede provocar que la
eficiencia en el control de la movilidad sea disminuida.
III.2.2.- Volumen de poro (VP inaccesible)
Las moléculas de polímeros son más grandes que las moléculas de agua y son más
grandes que algunos poros en el medio poroso. Debido a esto, los polímeros no fluyen a
través de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera.
La fracción del espacio poroso que no está en contacto con la solución polimérica se
denomina VP (Volumen de Poro) inaccesible y ha sido observado en todos los tipos de
medio poroso tanto para poliacrilamidas como para biopolímeros y es considerado una
característica general del flujo de polímeros.
III.2.3.- Reducción de la permeabilidad
Los polímeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. La reducción de la
permeabilidad depende del tipo de polímero, la cantidad de polímero retenido, la
distribución del tamaño de poro y el tamaño promedio del polímero con relación a los
poros de la roca.
III.3.-Características de inyectabilidad de polímeros en procesos RMH
Mantener las condiciones de movilidad en este proceso es esencial. No obstante, al
incrementar la inyección de viscosificantes se puede reducir la inyectabilidad, decaimiento
lento del líquido y retardado en la producción de petróleo de los patrones de inyección. Se
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pueden estimar las pérdidas de inyectabilidad asociadas con la inyección de soluciones
poliméricas si las fracturas no están abiertas y estimar el grado de extensión de la fractura
si la misma está abierta.
Del gran valor del peso molecular del polímero (1 a 3 millones) únicamente una pequeña
cantidad aproximadamente de 500g/m3 de polímero llevará a cabo un sustancial aumento
en la viscosidad del agua.
La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca y se considera buena entre 50
y 250 mD. Valores de permeabilidad moderada (entre 15 y 50 mD) causan presiones de
inyección más altas. Valores de permeabilidad considerados muy buenos (entre 250 y
1000 mD) y excelentes (mayores de 1000 mD) aseguran mayores recuperaciones con una
inyección de agua convencional. El concepto de variación de la permeabilidad relacionada
con la heterogeneidad del yacimiento es mejor que la permeabilidad solamente para
determinar áreas donde se puede llevar a cabo una inyección de polímeros. Los
yacimientos heterogéneos son buenos candidatos para este proceso por dos razones:
1) las soluciones poliméricas reducen la permeabilidad de la roca
2) la solución tiene una tendencia de desviar hacia áreas del yacimiento que no han
sido barridas y áreas donde la inyección de agua resulta en un barrido
insatisfactorio.
III.4.-Yacimientos heterogéneos
Yacimientos donde la variación de las propiedades está en función del espacio.
Idealmente, si el yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier
ubicación describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el
yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple.
En cambio si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en
función de la localización espacial. Estas propiedades pueden incluir permeabilidad,
porosidad, espesor, saturación, fallas, fracturas, entre otros. Para una descripción
apropiada de un yacimiento, es necesario predecir la variación de estas propiedades como
función de localizaciones espaciales.
III.5.-Características de fluidos
La viscosidad del crudo que directamente controla la proporción de movilidad del agua y
del petróleo no debe ser mayor de 150 a 200 cP. Son preferibles viscosidades menores de
100cP; sin embargo, viscosidades muy bajas solo permiten pequeñas mejoras. En crudos
con altas viscosidades las variaciones de la movilidad del polímero pueden ser
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considerables. Los métodos térmicos de recuperación son competitivos cuando las
viscosidades del crudo son altas.
Las proporciones de agua-petróleo al principio del proyecto deberían ser bajas, inclusive
cero. Esto significará una mayor saturación de crudo movible.
La saturación es referida a cada uno de los fluidos presentes en un punto del yacimiento
en determinada proporción respecto al volumen total de los poros.
Para obtener la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento es necesario
determinar la fracción de volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes.
Donde el volumen poroso ocupado por el agua, crudo o gas es lo que se denomina como
saturación. [4]
𝑆𝑜 =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜
∗ 100
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑆𝑤 =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎
∗ 100
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑆𝑔 =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠
∗ 100
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑐𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
En la inyección de un polímero se tienen en cuenta los siguientes aspectos:
 El agua puede hacerse más viscosa.
 Mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo.
 A bajas salinidades, las PAPH 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.
Para la elección de polímeros se debe tener en cuenta lo siguiente:
 Polímeros que a bajas concentraciones y en condiciones de yacimiento mantengan
una alta viscosidad.
 No sean susceptibles de degradación y sean estables térmicamente.
 La movilidad no disminuya con el aumento de la salinidad del agua.
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 La consecuencia directa será una alteración de la movilidad y con ésta se afecta la
eficiencia de barrido del yacimiento. En las Tablas III.2 y III.3 se presentan las
ventajas y desventajas del uso de polímeros dentro de un yacimiento, por lo que se
deben tener presentes dichos criterios al momento de la selección del método de
recuperación.
DESVENTAJAS
 Son sensibles a la salinidad.
 Taponamiento que se origina en la formación.
 Susceptible al ataque bacterial.
 Son muy costosas al momento de tener problemas.
 No resisten altas temperaturas.
Tabla III.2.- Desventajas del uso de polímeros
VENTAJAS
 Mejoran el barrido vertical.
 Mejoran la razón de movilidad agua-petróleo.
 Son los más aplicables en pruebas de campo.
Tabla III.3.- Ventajas del uso de polímeros [12]
La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir
al agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que ésta sea
inyectada en el yacimiento; ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad aguapetróleo, 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 se empuja como en la inyección de agua convencional.
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III.6.-Tipos de polímeros usados en la recuperación mejorada
Se consideran varios tipos de polímeros en los procesos de recuperación mejorada por
inyección de químicos, entre los que pueden mencionarse: goma xanthana, poliacrilamida
parcialmente hidrolizada (PAPH), copolímeros (polímeros que consisten de la unión de dos
o más tipos de monómeros) de ácido acrílico y acrilamida y 2-acrilamida-2-metilpropanosulfonato (AM/AMPS), hidroxietilcelulosa (HEC), carboximetil-hidroxietil-celulosa
(CMHEC), poliacrilamida (PAM), glucan,| óxido de polietileno, (OPE) y alcohol polivinílico.
Los polímeros se clasifican de diversas maneras, que dependen generalmente del uso que
se les quiera dar, ya sea por su origen, composición o su aplicación; los que se emplean en
la industria petrolera para procesos de recuperación mejorada pueden clasificarse en dos
grupos: poliacrilamidas y polisacáridos (biopolímeros).
Los que se usarán de acuerdo a sus características químicas y físicas serán los
biopolímeros y la poliacrilamida parcialmente hidrolizada.
III.6.1.-Poliacrilamidas
Las poliacrilamidas son polímeros solubles en agua que se producen de diferentes formas
y con propósitos diferentes; por ejemplo, como agentes floculantes en el tratamiento de
aguas residuales. Están formados por unidades monoméricas de acrilamida. El monómero
acrilamida es un componente derivado del ácido acrílico.
La Figura III.2 muestra la estructura de la poliacrilamida.
Figura III.2.-Estructura molecular de la poliacrilamida [21]
El peso molecular de la poliacrilamida es de aproximadamente 1x10 6 y 8x106, el tamaño
de la molécula es de cerca de 0.1 – 0.3 µm.
Para la inyección de polímeros, dadas las condiciones del agua en la que se solubilizan, las
poliacrilamidas se hidrolizan parcialmente, en la que algunos de los grupos amida (CONH2) reaccionan para formar grupos carboxilo (-COOH) que se dispersan a lo largo de la
cadena principal. Por esta razón, estos polímeros son llamados poliacrilamidas
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parcialmente hidrolizadas (PAPH). El grado de hidrólisis es un parámetro importante que
determina las propiedades de las poliacrilamidas en soluciones acuosas como las
utilizadas en la recuperación mejorada. Este grupo carboxilo se disocia en soluciones
acuosas. La estructura de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada se muestra en la
Figura III.3
Figura III.3.-Estructura molecular de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada
(PAPH) [21]
Las cargas negativas de los grupos carboxilo desasociados interactúan con el agua pura de
manera que la repulsión de las cargas tengan la misma polaridad y mantengan la cadena
de la molécula de forma alargada. Esto produce una molécula en forma de espiral que
forma el mayor volumen en la solución, provocando así una alta viscosidad. Aunque solo
una pequeña cantidad de cationes está presente en el agua, las cargas negativas del
oxígeno serán compensadas y la molécula tendera a enrollarse, generando así volúmenes
pequeños en la solución. Con mayores cantidades de cationes bivalentes las moléculas
pueden reticularse por este mecanismo, de modo que pueden formar un gel si la
concentración de polímeros es lo suficientemente alta. El comportamiento de la
configuración de una molécula de polímero en solución se muestra en la Fig. III.4
Figura III.4.-Ilustración de una molécula de polímero en espiral en solución [7]
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El grado de hidrólisis de la poliacrilamida está representado por el porcentaje del ácido
acrílico en la cadena de la molécula, éste debe seleccionarse apropiadamente para
optimizar algunas propiedades como la solubilidad, la viscosidad y la retención; ya que si
el grado de hidrólisis es muy pequeño, el polímero seleccionado no presentará la
solubilidad adecuada, en cambio, si se tiene un grado de hidrólisis muy alto, las
propiedades mencionadas serán demasiado sensibles a la salinidad y dureza del agua.
Generalmente para procesos de recuperación mejorada se utilizan polímeros con grado
de hidrólisis entre 25-35%.
III.6.2.-Polisacáridos
Los polisacáridos son polímeros que se encuentran en la naturaleza y se dice que es la
materia orgánica más abundante. Los más importantes son el almidón y la celulosa, la cual
suministra la materia de las paredes celulares.
Los polisacáridos son biomoléculas formadas por unidades de monosacáridos, los cuales
se unen repetidamente mediante enlaces glucocídicos. Estos compuestos llegan a
presentar pesos moleculares muy elevados, que dependen del número de unidades de
monosacáridos que participen en la estructura.
En los procesos de inyección de químicos los más utilizados son la hidroxietilcelulosa (HEC)
y la goma xanthana.
La estructura de la molécula de hidroxietilcelulosa se muestra en la Fig. III, en la cual el
componente base de esta molécula es la celulosa, que a su vez está formada por la
celobiosa la cual es constituida por unidades de glucosa. Dentro del anillo de la glucosa
existen 3 posiciones en donde es posible una adición o reacción con otros elementos
químicos sin destruir las características de la molécula. Estas posiciones son dos de los
grupos –OH y el grupo –CH2OH. En el caso de la molécula de hidroxietilcelulosa se
adicionan tres grupos –CH2CHOH (hidroxietil) en estas 3 posiciones posibles.
Figura III.5.- Estructura de la molécula de hidroxietilcelulosa (HEC) [26]
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La goma xanthana es un polisacárido producido por la bacteria Xanthomonas Campestris.
Esta bacteria produce el polímero para protegerse de la deshidratación.
La cadena principal de la molécula está formada por una serie de unidades de Dglucosa unidas entre sí por enlaces (1-4), idénticos a los presentes en la celulosa. Una de
cada dos glucosas se encuentra unida por un enlace (1-3) a una cadena lateral formada
por dos manosas con un ácido glucónico entre ellas. La manosa más cercana a la cadena
principal tiene un éster de ácido acético en el carbono 6, y la manosa final del trisacárido
tiene un enlace entre los carbonos 6 y 4 al segundo carbono de un ácido pirúvico. Las
cargas negativas en los grupos carboxilos de las cadenas laterales causan que las
moléculas formen fluidos muy espesos al ser mezclados con agua.
Aunque esta molécula, como la poliacrilamida, también lleva cargas eléctricas en sus
cadenas laterales, su comportamiento es totalmente diferente en aguas de salinidad alta.
La molécula de la goma xanthana no muestra prácticamente ninguna disminución del
rendimiento de la viscosidad en función del aumento de la salinidad. Por esta razón es que
la molécula, a causa de la estructura de las cadenas laterales, es esencialmente más rígida
que la molécula de la poliacrilamida. Esta es la razón de su buena estabilidad al esfuerzo
cortante. Una desventaja es que si la presencia de ácido pirúvico incrementa, la molécula
puede llegar a comportarse como la poliacrilamida respecto a la estabilidad química
(precipitación, formación de geles) y la adsorción puede incrementar. La Fig. III.6 muestra
la estructura de la molécula de goma xanthana, uno de los polímeros naturales que se
usan en la recuperación mejorada de hidrocarburos.
Figura III.6.- Estructura molecular de la goma xanthana [26]
Existen otros tipos de poliacrilamidas que se han estado desarrollando para contrarrestar
algunas desventajas, como el que no puedan utilizarse en aguas de alta salinidad,
especialmente a temperaturas elevadas. Entre éstos se encuentran los copolímeros de
vinilsulfonato y vinilamida (los cuales originalmente fueron desarrollados para fluidos de
perforación en pozos de temperaturas altas), el polietilenglicol (usado en algunos casos
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junto con la goma xanthana). Otros polímeros desarrollados, pero no probados en
aplicaciones de campo son el óxido de polietileno, acetato de polivinilo, poliestireno y el
polimetilmetacrilato.
Otros polisacáridos se producen por fermentación con organismos del reino fungi, como
el alginato, un producto que se ha utilizado para modificar los perfiles de producción en
pozos reduciendo el corte de agua.
El alginato es un polisacárido aniónico distribuido ampliamente en las paredes celulares
de las algas marinas pardas. Estas sustancias corresponden a polímeros orgánicos
derivados.
III.7.-Costos de adición de polímeros
Además de mejorar el rendimiento de los pozos, este procedimiento resulta mucho más
barato que el utilizado hasta ahora, sobre todo porque los costos del producto en
el mercado –según Bianchi– serán de 2,5 dólares por litro al 30% de materia activa. [21]
Para su utilización, cada litro del producto se diluye en 300 litros de agua de formación. Si
se tiene en cuenta que por día a un pozo de mediana actividad es preciso inyectarle unos
60,000 litros, el costo diario de la aplicación del procedimiento será de 500 dólares.
Después de cierto período, como el agua de formación se vuelve a inyectar conforme se
va extrayendo, ya no será necesario seguir agregando los polímeros no iónicos, es decir
que no están formados por iones, están formados por enlaces covalentes y cuando se
mezclan con el agua no forman iones (Poliacrilamida). Los polímeros lineales de
poliacrilamida se utilizan en la perforación al ser mezclados con agua.
III.8.-Problemas comunes en la inyección de polímeros
Cuando se realiza una inyección de polímeros se tienen diversos problemas durante la
etapa de desarrollo dependiendo en gran parte del tipo de polímero que se usará para la
inyección.
Algunos de los problemas son: adsorción, precipitación, degradación, entre otros, estos
problemas por lo general acarrean problemas como son pérdida de las propiedades del
polímero, observando dicho comportamiento en la reducción de la efectividad del
proceso.
La mayoría de estos problemas se pueden resolver si se inyectan aditivos a la solución
polimérica o también mediante el monitoreo de la inyección, sin embargo, si estos
problemas no se detectan a tiempo se puede llevar a un problema serio de fracaso en la
recuperación del crudo.
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III.8.1.-Retención
Proceso mediante el cual átomos, iones o moléculas se detienen quedando atrapados en
un material, haciendo difícil su flujo. Para el caso específico de la inyección de polímeros la
retención es provocada por adherencia del polímero a las paredes de los poros de la roca,
los cuales son más pequeños en comparación a la molécula del químico en la solución.
En muchos de los casos la retención de los polímeros usados en la recuperación mejorada
del crudo se dice que es irreversible e instantánea, de lo cual no todo es cierto, ya que
cantidades pequeñas de polímero puede ser desprendido de la roca porosa con el paso
prolongado del agua, sin embargo, la tasa de retención del polímero es mucho mayor que
la tasa de eliminación del mismo. La retención también puede aparecer cuando se lleva a
cabo una inyección repentina, después de que el polímero se inyectó a un ritmo constante
y se ha alcanzado una condición de equilibrio, la concentración del polímero se aumenta
drásticamente lo cual se le denomina retención hidrodinámica.
Los factores que influyen en la cantidad de polímero que será retenido en la formación
son: el tipo de polímero, la salinidad y dureza del agua, tipo de roca, peso molecular, tasa
de flujo de inyección y temperatura.
III.8.2.-Adsorción
Es un proceso físico en el que se adhieren las partículas de un material a otro material. En
el caso de la inyección de polímeros se dice que se presenta cuando se adhiere el
polímero a las rocas, debido a que los polímeros usados para este proceso poseen altos
pesos moleculares y se ven afectados por la adsorción mecánica en la roca, lo cual es
proporcional al incremento del peso molecular del polímero.
III.8.3.-La degradación de los polímeros
III.8.3.1.-Degradación mecánica
Cuando se realiza una inyección de polímeros estos se encuentran sometidos a esfuerzos
de corte; cuando el polímero pasa por los poros de la roca que en ocasiones pueden ser
mayores o menores dependiendo de la tasa de inyección de la solución polimérica dentro
del pozo productor, esto puede llevar a una degradación mecánica lo que provoca la
ruptura de la cadena polimérica.
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Las soluciones de poliacrilamida son muy vulnerables a la degradación mecánica, si las
moléculas grandes se someten a elevados esfuerzos estas moléculas se quiebran y se
degradan a moléculas pequeñas, con esto se disminuye el peso molecular y por lo tanto la
viscosidad aparente de la solución se reduce. También serán afectados los polímeros si la
formación posee alto contenido de sales.
III.8.3.2.-Degradación bacteriana
Esta degradación se presenta cuando se destruye la cadena de carbohidratos, se presenta
usualmente en biopolímeros como el almidón o la CMC, trayendo consigo problemas de la
viscosidad en la solución polimérica; por esta razón, cuando se realiza la inyección
generalmente se acompaña de un bactericida como el formaldehido para inhibir el ataque
bacteriano y así no precipite el polímero en la roca.
Se creía que este tipo de degradación no representaba problema alguno ya que los
organismos no podrían ser transportados mediante los poros de la roca hacia el
yacimiento, sin embargo, este problema se ha presentado en algunos campos.
III.8.3.3.-Degradación oxidativa
Esta degradación ocurre por presencia del oxígeno en el agua de inyección, lo que provoca
la disminución de la viscosidad de la solución inyectada, esta degradación es ocasionada
tanto en poliacrilamidas como en biopolímeros, se puede disminuir esta degradación si se
reduce el contenido de oxigeno en el agua de inyección o en las salmueras hasta unas
pocas partes por millón.
III.8.3.4.-Degradación térmica
Como se mencionó anteriormente la temperatura es un factor importante en el
yacimiento, por lo que es una propiedad importante en la inyección de polímeros. La
temperatura no debe ser tan alta que provoque su degradación ni tan baja que la
velocidad de reacción sea lenta. Por ejemplo la goma xanthana presenta diferentes
estructuras de acuerdo a la salinidad del yacimiento, concentraciones de iones divalentes
y la temperatura del pozo. La goma xanthana podría mantener al menos la mitad de su
viscosidad original por cinco años, si la temperatura en el pozo no supera los 167 °F a 176
°F.
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III.9.-Selección de surfactantes
La selección de estos surfactantes dependerá de la temperatura de la formación del
yacimiento y de la naturaleza del agua de la microemulsión.
Características
 Disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua.
 Desplazar volúmenes discontinuos de crudo.
Entre los surfactantes que se pueden usar para elaborar una microemulsión adecuada
para la recuperación de crudo están los surfactantes del tipo no iónico, catiónico y
aniónico como: sulfato de monolaurato gliceril sódico, succionato de dihexil sodio,
sulfonato de hexadecil naftaleno, sulfato de dietilenglicol, monomiristato de disulfoaceto
de glicerol, laurato de p-toluiden sulfato, entre otros.
De preferencia se usa un sulfonato de petróleo, también conocido como sulfonato de
alkil-aril nafténico. El sulfonato puede contener cationes monovalentes o divalentes o
valencias más altas. Los Sulfonatos más utilizados son: sulfonatos de petróleo sódico y
amónico con un peso molecular medio desde 360 hasta 520 aproximadamente y
preferiblemente desde 420 hasta 470. El sulfonato puede ser una mezcla de sulfonatos de
alto y bajo peso molecular promedio o una mezcla de dos o más surfactantes diferentes.
Estos sulfonatos de petróleo se usan con mayor frecuencia debida a su efectividad y
relativa bajo costo.
III.9.1.-Propiedades de los surfactantes
Los surfactantes, al ser agregados y dispersados en el seno de un líquido, tienden a
concentrarse en la superficie o en la interfase si existen dos líquidos inmiscibles entre sí.
Esta característica les permite reducir por adsorción, la tensión superficial de un líquido y
la tensión interfacial entre dos líquidos inmiscibles.
Se presentan a continuación las principales características de los surfactantes:
1) Tensión superficial: a causa de que los surfactantes están compuestos de un grupo
soluble en agua y un grupo soluble en aceite, se adsorberán entre la interfase de un
líquido y un gas o de dos líquidos inmiscibles.
2) Mojabilidad o humedad: la mojabilidad se usa para indicar si un sólido está cubierto
con aceite o con agua.
3) Solubilidad: la solubilidad de surfactantes depende de la proporción del grupo soluble
en agua y el grupo soluble en aceite. Por lo tanto, un incremento de la proporción del
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grupo soluble en aceite, produce mayor solubilidad en aceite, mientras que un
incremento en la proporción del grupo soluble en agua, produce mayor solubilidad en
agua.
III.10.-Cosurfactante
Se conoce también como cosolvente, es un compuesto orgánico semipolar, el cual tiene
un efecto sobre el surfactante, obteniéndose así una mayor estabilidad del sistema.
Se pueden utilizar cosurfactantes que tengan desde cero hasta solubilidad infinita en
agua. Los cosurfactantes más usados son: alcoholes, compuestos aminos, esteres,
aldehídos y cetonas conteniendo cerca de 1 a 20 átomos de carbón y de preferencia cerca
de 3 a 16 átomos de carbono. Se ha demostrado en la práctica que los cosurfactantes más
usados son: isopropanol, isobutanol, alcoholes amíno y otros más.
Algunos autores recomiendan alcoholes primarios como: alcohol metílico, etílico,
isopropílico, isobutílico e isoamílico.
Los cosurfactantes se seleccionan siempre buscando su alta efectividad y bajo costo.
III.10.1.-Ventajas del uso de surfactantes
 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.
 Forma un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del tapón de
surfactante.
III.10.2.-Desventajas
 Aún 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.
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Capítulo IV
CONSECUENCIAS AMBIENTALES DEL USO DE POLÍMEROS EN LA
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IV.1.-Contaminación ambiental por fluidos de perforación
A medida que aumenta la complejidad de los pozos, los operadores se esfuerzan por
cumplir con las estrictas normas vigentes para el vertido de residuos; y satisfacer, al
mismo tiempo, las demandas en cuanto al desempeño de las operaciones de perforación.
Hoy en día, los avances registrados en los fluidos de perforación y en las técnicas de
manejo de recortes están permitiendo que los operadores utilicen los sistemas de fluidos
de perforación más eficientes y remover del ambiente los residuos de perforación en
forma efectiva.
Hasta la década de 1980, poca era la atención brindada a la eliminación de los recortes y
al exceso de fluidos de perforación. Habitualmente estos materiales se desechaban por la
borda en las operaciones marinas o se sepultaban durante la perforación en las
localizaciones terrestres. En las décadas de 1980 y 1990, la concientización ambiental
global aumento y la industria del petróleo y el gas junto con sus reguladores, comenzaron
a comprender y apreciar el impacto ambiental potencial de los fluidos de perforación.
Se está desarrollando tecnología para confinar los residuos de perforación del ambiente,
mediante su colocación en fracturas generadas hidráulicamente, muy por debajo de la
superficie terrestre.
El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo una nueva
dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran
número de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos
están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas. Los
problemas ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos,
como los detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes, entre otros, deben ser
almacenados y utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones
acerca de la contaminación del aire, agua, tierra y los nuevos controles y regulaciones, son
más tajantes que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o
secundaria.
La contaminación del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la
recuperación de petróleo en las cercanías de una población posee una reglamentación
específica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos
que pueden ser liberados. Esto tuvo un gran impacto económico en los métodos térmicos
de recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es
necesario en todos los casos.
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Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, se
requiere controlarlos para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los
bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial
fuente de contaminación del agua subterránea que puede tener comunicación con el
depósito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación
incompleta, entre otros. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva consigo el
cuidado del medio ambiente.
IV.2.-Autoridades de verificación en actividades de exploración y producción
Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos en la Sonda de Campeche,
al igual que en todo el mundo son reguladas y verificadas por las autoridades
competentes, como se muestra en la Figura IV.1 en donde varios organismos reguladores
de la contaminación al ambiente están presentes en las actividades de perforación de
pozos.
Figura IV.1.-Autoridades que regulan la protección al ambiente [16]
IV.3.-Reglamentos de verificación de normas
Las actividades petroleras están reguladas por lineamientos internos,
nacional y convenios internacionales.
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normatividad
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Figura IV.2.-Lineamientos nacionales e internacionales para regular la protección
ambiental relacionada con actividades petroleras [16]
IV.4.-Generación de contaminación en operaciones de PEP






Emisiones al aire
Fluidos de perforación y petróleo en intervención a pozos
Recortes y residuos de lodos de perforación
Aguas residuales de servicio e industriales
Residuos industriales y de manejo especial
Residuos domésticos
IV.5.- Riesgos asociados a la operación
 Derrames de aceite
 Fugas de gas
 Explosiones
IV.6.-Fluidos de perforación
Los fluidos de perforación y el petróleo que emanan de los pozos durante su preparación
previa a la explotación del campo petrolero, son procesados a través de una embarcación
diseñada específicamente con este fin.
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El Barco denominado TOISA PISCES recibe, separa, trata y reinyecta el petróleo a la
producción, mostrado en la Figura IV.3 el cual trata los fluidos usados durante las
actividades de perforación.
Figura IV.3.- Tratamiento de fluidos de perforación en costa [26]
IV.7.-Residuos de lodos y los recortes de perforación
En la figura IV.4 se muestra un esquema del tratamiento que se les da a los fluidos de
perforación después de ser inyectados a los yacimientos.
Figura IV.4.- Tratamiento de residuos de perforación [26]
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IV.8.-Normas ambientales para el manejo de los desechos de fluidos de perforación y
terminación
Se consideran desechos de fluidos de perforación y terminación a los originados por la
trituración de formaciones atravesadas por el trépano, los residuos de los ciclones
controladores del contenido de sólidos en el lodo utilizado, los excedentes de las lechadas
de cemento utilizadas en la fijación de las cañerías, el sellado de sus perforaciones y los
excedentes de los fluidos de perforación y terminación. En la apertura de piletas de lodos
y residuos de perforación y terminación, deberán seguirse las siguientes pautas
ambientales:
El operador deberá constatar previamente que no existe agua subterránea dulce en el
subsuelo. Se considera agua dulce aquella agua subterránea cuyos contenidos en sales
totales no supere las 3,000 ppm.
En el manejo de desechos especiales se deberán seguir las siguientes pautas ambientales:
En áreas donde, por razones técnicas, sea requerido el lodo a base de petróleo en la
totalidad o gran parte de la operación, se deberá contar como adicional a la represa de
desechos, con un tanque metálico a instalar en el recinto de los tanques de combustible y
ensayo para contener los excedentes no contaminados.
Los excedentes líquidos no reciclables, tanto en lodos como en fluidos de terminación que
están precedentemente encuadrados como desechos peligrosos, se dispondrán por
inyección o confinados ya sea en estratos superficiales permeables secos y aislados por
capas impermeables, o inyectados en estratos profundos estériles que se encuentren en
el espacio anular de la entubación intermedia y por debajo de la cañería de seguridad o
superficie. [20]
IV.9.-Normas ambientales para el manejo de los fluidos especiales de terminación o
hidrocarburos
En el manejo de los fluidos especiales de terminación o hidrocarburos, deberán seguirse
las siguientes pautas ambientales:
a) Fluidos con base de petróleo o destilados:
En el caso de utilizar fluidos con base de petróleo o destilados, éste deberá ser reciclado o
mezclado con el petróleo de producción para ser procesado en planta de tratamiento.
Queda prohibido su vertido en la superficie o confinamiento en pozos o piletas de tierra.
b) Fluidos base de agua o polímeros biodegradables:
Podrán ser esparcidos en la explanación, caminos o terrenos sin vegetación.
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IV.9.1.-Norma mexicana para el manejo de residuos de perforación en pozos petroleros
NORMA Oficial Mexicana NOM-115-SEMARNAT-2003, Que establece las
especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de
perforación y mantenimiento de pozos petroleros terrestres para exploración y
producción en zonas agrícolas, ganaderas y eriales, fuera de áreas naturales protegidas
o terrenos forestales. [14]
La Subsecretaria de Fomento y Normatividad Ambiental, por conducto de la Dirección
General de Energía y Actividades Extractivas ha determinado, con fundamento en la Ley
General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, que los efectos negativos que
sobre el ambiente, los recursos naturales, la flora y la fauna silvestre pudieran causar las
obras o actividades de competencia federal que no requieran someterse al procedimiento
de evaluación de impacto ambiental, estarán sujetas en lo conducente a las demás
disposiciones en materia ambiental y normas oficiales mexicanas.
Tal es el caso de las actividades de perforación y mantenimiento de pozos petroleros
terrestres para exploración y producción en zonas agrícolas, ganaderas y eriales que
deben realizarse en estricto apego a las disposiciones que incorpora la presente Norma
Oficial Mexicana NOM-115-SEMARNAT-2003 para prevenir, mitigar y compensar los
posibles impactos adversos que pudiera causar sobre el ambiente.
Dicha norma contiene una serie de recomendaciones que se resumen a continuación:
Perforación y mantenimiento de pozos.
 No se debe dar disposición final en el sitio del proyecto a los residuos sólidos y
líquidos industriales y material sobrante de las actividades de perforación o
mantenimiento de pozos petroleros.
 Los recortes de perforación impregnados con fluidos base aceite deben manejarse
conforme a la normatividad aplicable en la materia.
 Los recortes de perforación impregnados con fluidos base aceite, resultantes de la
perforación de pozos petroleros, deben colectarse en góndolas o presas metálicas
para su transporte, tratamiento, reciclaje y, en su caso, disposición final.
 Todos aquellos envases, latas, tambos, garrafones, bolsas de plástico y bolsas de
cartón que hayan servido como recipientes de grasas, aceites, solventes, aditivos,
lubricantes y todo tipo de sustancias inflamables generadas durante esta actividad
deben ser manejados de acuerdo a la normatividad específica.
 El manejo y la descarga de aguas residuales en el área del proyecto, zonas
aledañas y cuerpos de agua debe realizarse de acuerdo a la normatividad aplicable
en la materia.
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IV.9.2.-Terminación de actividades o abandono del sitio
 Al término de las actividades de perforación o mantenimiento de pozos petroleros,
se debe proceder al desmantelamiento y al retiro total del equipo de perforación y
mantenimiento de pozos petroleros.
 Al término de las actividades de perforación o mantenimiento de pozos petroleros
se debe realizar la limpieza de la localización o pera, restaurando las zonas que
hayan resultado afectadas, para tener las condiciones de operación y evitar la
contaminación de áreas aledañas; disponiendo los residuos generados por tal
acción, en los sitios que indique la autoridad competente.
 En el caso de que el pozo petrolero resulte improductivo o al término de su vida
útil, se debe taponar conforme a las disposiciones técnicas que establece la
normatividad vigente.
 Las zonas, donde a consecuencia de la perforación y mantenimiento de pozos
petroleros se haya alterado la vegetación y que no se requieran durante el ciclo de
vida del pozo petrolero o no las soliciten en esas condiciones los propietarios en la
etapa de abandono del pozo, deben restaurarse una vez terminadas dichas
actividades.
IV.10.-Actividades de tratamiento de residuos y lodos de perforación en diversos países
IV.10.1.-Operaciones costa afuera
Los operadores costa afuera tienen tres alternativas básicas relacionadas con la
eliminación de desechos, descarga, transporte a tierra, molienda e inyección. Los avances
que permiten reducir el potencial impacto sobre el medio ambiente de las descargas de
fluidos de perforación, a menudo pueden reducir el número de exposiciones de los
trabajadores a los materiales altamente dañinos. Si el operador decide realizar una
inyección de los desechos, esto se debe tomar en cuenta en las primeras etapas en el
desarrollo del pozo, requeridos en el diseño de los materiales tubulares y las
profundidades de las zapatas de la tubería de revestimiento.
La inyección anular incluye trituración de todos los desechos sólidos y líquidos para
formar una lechada, posteriormente es bombeada dentro del espacio anular, entre dos
tuberías de revestimiento, dentro de una fractura subsuperficial. Además, se debe tener
una opción de eliminación de reserva en caso de presentarse un problema de inyección de
todo el fluido. Si los desechos de lodo y los recortes deben ser transportados a tierra, las
principales necesidades que se deben satisfacer serán el volumen, la capacidad de
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almacenamiento y transporte y las responsabilidades relacionadas con diferentes
métodos de manejo y eliminación en tierra.
La Figura IV.5 muestra el esquema de perforación mediante las tuberías, mostrando
también el espacio donde se lleva a cabo la inyección del fluido de perforación.
Figura IV.5.- Tubería de perforación de pozos petroleros [8]
IV.10.2.-Opciones en tierra
El principal enfoque relacionado con la eliminación de lodos y desechos usados en tierra
son los contenidos de metales pesados, sales e hidrocarburos. En la mayor parte del
territorio de Estados Unidos se regulan las concesiones de permisos, el procesamiento y la
eliminación de los contenidos en los tanques de reserva con respecto a estos tres puntos.
Para llegar a determinar el mejor método de eliminación de dichos componentes del lodo,
el operador debe considerar los aspectos económicos, la operación de eliminación, el
impacto sobre el medio ambiente del producto final y cualquier residuo. Gran número de
métodos de eliminación han sido aprobados para la limpieza de los tanques de reserva,
tomando en cuenta el control del impacto ambiental, el operador tiene la decisión de
elegir el método más rentable para manejar los desechos. Sin embargo, en el futuro, gran
número de métodos comunes de eliminación usados en la actualidad serán
probablemente sujetos a restricciones y, por lo tanto, los aspectos económicos dejen de
ser tan importantes como hasta ahora. El costo total del método de eliminación
seleccionado incluye el costo de operación, transporte, uso de energía, mantenimiento,
mano de obra y eliminación de cualquier residuo formado.
Si se toman en cuenta las consideraciones operacionales, los factores importantes
incluyen la seguridad, la confiabilidad y la velocidad de procesamiento.
El operador debe poner mayor énfasis en el impacto sobre el medio ambiente. Si se
cumplen las regulaciones gubernamentales para los desechos generados, entonces el
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operador debe probar el residuo formado durante el proceso y seleccionar el método
apropiado para su eliminación.
IV.10.2.1.-La descarga del lodo y de los recortes dentro de un tanque de reserva
Es una técnica de procesamiento de desechos muy conocida usada actualmente en los
Estados Unidos. Después de la descarga, se deshidrata y se rellena el tanque para cubrir
los sólidos. Cuando se maneja de manera simultánea con productos avanzados del fluido
de perforación, este método puede ser la mejor tecnología para reducir los desechos en la
fuente. Sin embargo, como los contaminantes, los metales pesados, las sales y los
hidrocarburos pueden juntarse con el fluido de perforación a partir de las formaciones
subterráneas, la técnica del foso de descarga tiene ciertas limitaciones. En muchas zonas,
se necesita de un análisis químico para verificar el contenido del tanque de reserva y
saber acerca de los niveles seguros de sustancias potencialmente dañinas como la sal o el
aceite.
IV.10.2.2.-La labranza o diseminación en tierra
Es el método de eliminación empleado en diversas regiones del mundo, fundamental para
sistemas de lodo no disperso de bajo contenido de sólidos, que tienen una baja
proporción de aceite o sal. La labranza es un método de eliminación que utiliza la dilución
y la destrucción de las sustancias potencialmente peligrosas. Se mezcla la tierra nativa con
el lodo y los recortes (dilución) y los procesos naturales como la biodegradación
disminuyen los materiales orgánicos en compuestos más simples (destrucción). La
lixiabilidad de los contaminantes puede ser tratada por dilución y/o estabilización. En
algunos países, se recomienda el método de labranza para ayudar a acondicionar el suelo.
Diversos estados de la Unión Americana han dado paso a la labranza de los recortes de
lodo de aceite. Con la introducción de lodos base sintético menos tóxicos, esta técnica de
eliminación de desechos seguirá en aumento. Del mismo modo, la tecnología de cierre del
foso de reserva, requiere de un análisis químico para verificar que las sustancias
potencialmente dañinas están en niveles tolerables.
IV.10.2.3.-La inyección anular
Tiene aplicaciones en ciertos ambientes de descarga. Aunque la tecnología de inyección
permite suprimir la eliminación fuera del sitio y los tanques de reserva, las
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preocupaciones relacionadas con la contaminación del agua subterránea han restringido
e incluso prohibido el uso de esta tecnología en ciertas zonas.
IV.10.2.4.-La estabilización
Es empleada como medida opcional en el sitio para reducir los impactos potenciales
sobre el medio ambiente. Al adherir sustancias potencialmente dañinas como los metales
pesados, dentro de una matriz químicamente estable, la frecuencia de lixiviación de
sustancias tóxicas hacia el medio ambiente puede ser reducida a niveles seguros. Al
mejorar la calidad de los materiales usados para estabilizar los desechos, puede aumentar
considerablemente la eficiencia de esta tecnología. Esta tecnología es muy eficaz para
estabilizar los metales pesados y puede ser aplicada a fluidos que contienen bajos niveles
de hidrocarburos y/o sal. Sin embargo, elevados niveles de contaminación de sal y aceite
pueden atenuar la matriz de los desechos estabilizados y provocar la lixiviación hacia el
medio ambiente a niveles altamente perjudiciales de sustancias tóxicas.
IV.10.2.5.-Nuevas técnicas
Actualmente se estudian nuevos métodos de eliminación. La incineración y la
degradación bacteriana son ejemplo de ello y se pueden usar con sistemas de lodo base
aceite.
IV.10.2.5.1.-La incineración
Rompe el material orgánico a altas temperaturas. Sin embargo, produce la contaminación
del aire ocasionado por altas temperaturas y presiones y fallas mecánicas del incinerador.
Una de las mayores preocupaciones es el elevado consumo de energía.
IV.10.2.5.2.-La degradación bacteriana
Ha estado en uso durante varios años. Actualmente, los productores han iniciado el uso
de bacterias liofilizadas y paquetes de nutrientes para acelerar la degradación del aceite
en los tanques. Este método es muy eficaz pero requiere demasiado tiempo.
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IV.10.2.5.3.-La destilación y la extracción de fluidos críticos
Son dos métodos referidos al reciclaje del aceite. El aceite se separa de los recortes
usando solventes o calor y posteriormente es devuelto al sistema de lodo activo. Cuando
se usa un excesivo calor, se produce el craqueo químico. Si se lleva a cabo correctamente,
la destilación permite la recuperación del aceite, disminuyendo los costos del sistema de
lodo. La eliminación del aceite de los recortes permite mayores alternativas de reducción
de recortes, reduce el tamaño del tanque de reserva necesario (o lo elimina) y aminora la
responsabilidad futura.
Se pueden anticipar controles y reglamentos más estrictos para el futuro y el costo de los
fluidos de perforación incrementará para cumplir con las restricciones exigidas en todo el
mundo respecto al medio ambiente y a la salud. Debido al mayor uso de sistemas de lodos
menos tóxicos, los costos de limpieza disminuirán. Se tendrán más opciones para la
eliminación y, por lo tanto, se reducirán los costos de cierre. El balance entre el costo
inicial del lodo y el costo final de cierre será un factor que determine el desarrollo de
productos. Finalmente, la tendencia será hacia sistemas de circuito cerrado y el reciclaje
de los sistemas, lo que reducirá la necesidad de tanques de reserva y el volumen de
desechos a eliminar.
IV.11.-Desechos asociados
Muchos de los desechos relacionados con los sistemas de fluidos de perforación a
menudo se ignoran y pueden ser especialmente problemáticos.
Se trata de los residuos asociados con equipos/procesamiento y agua de lavado. Es un
punto importante donde la reducción del volumen de desechos generados puede atenuar
los altos costos de eliminación y la responsabilidad futura. Se debería reutilizar agua de
lavado cuando esto sea posible. Cualquier residuo del equipo de limpieza de lodo que
pueda ser colocado legalmente dentro del tanque, debería ser colocado allí rápidamente
en lugar de ser devuelto al almacén para ser limpiado. Muchos bidones y cubos pueden
ser enjuagados tres veces, con el agua de lavado descargada en el sistema de lodo.
Estos recipientes limpios y vacíos pueden ser devueltos o eliminados como productos no
peligrosos. El envasado a granel presenta mayor influencia porque minimiza la
contaminación al reducir el número de recipientes. También conserva las materias primas
y puede reducir la exposición del personal al producto.
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IV.12.-Reglamentos sobre el medio ambiente
Los reglamentos acerca del medio ambiente tienen un impacto sobre los productos de
fluidos de perforación y los sistemas de fluidos, ya sea directamente a través de las
restricciones, o indirectamente a través de controles como los requisitos económicos. A
los productos se les realizan pruebas durante las etapas de desarrollo y fabricación, antes
de ser introducidos al mercado.
Los sistemas de fluidos de perforación son complejos y los reglamentos se refieren al
sistema en su totalidad y no a las partes individuales de éste. Los componentes químicos
son sometidos a pruebas individuales con el fin de determinar los impactos sobre el medio
ambiente y la salud. Los reglamentos relacionados con los productos y sistemas de fluidos
están divididos en programas costa afuera y programas en tierra.
IV.12.1.-Reglamentos costa afuera
Los reglamentos costa afuera se refieren principalmente a la descarga del fluido de
perforación y de los recortes asociados después del uso. En los Estados Unidos, las
regulaciones de descarga son promulgadas por la Agencia de Protección del Medio
Ambiente (EPA – Environmental Protection Agency). Las regulaciones llamadas Sistema
Nacional de Eliminación de Descargas de Contaminantes (NPDES – National Pollutant
Discharge Elimination System).
Las Pautas de Eliminación de Efluentes, llamadas Normas sobre el Rendimiento de Nuevas
Fuentes (NSPS – New Source Performance Standards), sirven de base para los permisos
regionales. Estos reglamentos se han modificado con el paso de los años, para abarcar
muchos temas relacionados con las descargas. Los controles principales para la
subcategoría de operaciones costafuera son las pruebas de toxicidad, el contenido de
metales pesados y aceite libre en la descarga de desechos y las prohibiciones relacionadas
con productos químicos tóxicos.
Las pruebas de toxicidad de los fluidos de perforación se han transformado en una parte
fundamental de los permisos de descarga costafuera. El límite de toxicidad para descargas
costafuera en los Estados Unidos fue establecido como norma de tecnología, en relación
al análisis de ocho diferentes tipos de lodos genéricos usados en el momento en que se
establecieron los límites de efluente. La mayoría de los fluidos de perforación base agua
son ligeramente tóxicos. Sin embargo, una parte de los aditivos especializados usados en
los sistemas de lodo base agua pueden hacer que el lodo no cumpla con el límite de
toxicidad de 30,000 ppm. Las restricciones impuestas acerca de los productos no han
presentado muchos problemas bajo el sistema de permisos NPDES. El NSPS requiere un
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límite sobre ciertos metales pesados contenidos en la barita, uno de los componentes
principales de los fluidos de perforación. El factor principal que motiva estas restricciones
es la biodisponibilidad potencial de metales pesados para los animales marinos.
Los países del Mar del Norte han desarrollado una serie de pruebas aceptables. El hecho
de cumplir con las solicitudes de datos de toxicidad formulados por otros países se está
transformando en una práctica estándar de negocios. Estas solicitudes son generalmente
satisfechas con datos obtenidos durante pruebas de rutina. Los países del Mar del Norte
además, requieren pruebas de toxicidad de rutina de los productos y sistemas de lodo. La
evaluación de los productos no considera únicamente la prueba de toxicidad, sino
también la evaluación química. Las pruebas requeridas incluyen un examen de
biodegradabilidad, el cual indica la velocidad de degradación por descomposición
biológica. La prueba de coeficiente de partición de agua con n-octanol es una prueba más
e indica la solubilidad del producto en agua y, por lo tanto, la bioacumulación posible.
Ciertos metales y componentes orgánicos tóxicos están prohibidos. Estos desarrollos
relacionados con los reglamentos a futuro tendrán gran impacto sobre los sistemas de
lodo costa afuera usados en el futuro. Los sistemas recientes contendrán concentraciones
más bajas de metales pesados y menos aceite, serán menos tóxicos. Por otra parte, se
cambiará la tecnología usada para perforar los pozos costa afuera. Estas cuestiones harán
más importantes a los pozos a medida que son perforados en aguas más profundas y que
la opción de transporte de recortes y lodo a tierra se hace menos económica. La inyección
del lodo usado y de los recortes dentro de formaciones subterráneas es otra tecnología
que compite con la descarga hacia el ambiente marino.
IV.12.2.-Reglamentos en tierra
En Norteamérica, el tema de los desechos de fluidos de perforación gira en torno a lo que
se debe hacer con el tanque de reserva. En 1980, los Estados Unidos confiaron la
reglamentación de los desechos sólidos y peligrosos a la EPA. Bajo esta reglamentación,
los desechos de perforación (fluidos de perforación y recortes) no se consideraron como
desechos peligrosos.
Estados Unidos reglamenta los desechos de perforación por agencias estatales o
federales, según la jurisdicción. Los argumentos se centran en el otorgamiento de
permisos para tanques de reserva, las opciones para tratamiento de desechos y la
restricción de algunos métodos de eliminación a ciertos tipos de sistemas de lodo. Los
anteriores planes a la perforación solicitados por algunos estados incluyen temas
relacionados con el medio ambiente. Otros estados requieren mapas detallados de las
locaciones para futuras consultas y programas de monitoreo.
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Tres de las preocupaciones principales relacionadas al medio ambiente son los contenidos
de metales pesados, las sales y el aceite en los tanques de reserva.
De forma simultánea con la contaminación del suelo, existe también la contaminación de
los sistemas de aguas superficiales (arroyos, corrientes, lagos y ríos) y de los sistemas de
aguas subterráneas (acuíferos).
Diversos estados de la Unión Americana, encabezados por Luisiana y Texas han publicado
parámetros relacionados con el contenido de sales, trazas de metales y aceite en los
tanques de reserva. En dichos estados, las opciones de eliminación y/o tratamiento están
limitadas por los resultados del análisis del contenido del tanque. Sin embargo, debería
darse mayor importancia a la planificación preliminar del sistema de lodos y del control
de sólidos, teniendo en cuenta las consecuencias sobre el medio ambiente, como los
costos de eliminación, al final del pozo. La escorrentía de aguas pluviales puede causar
problemas en los almacenes, plantas de lodo, plantas de molienda, entre otros.
En Europa, los desechos son enviados fuera del sitio para eliminarlos en sitios seguros de
tratamiento y relleno. La labranza y la eliminación en el sitio no son prácticas comunes en
la mayoría de las regiones de Europa. Sin embargo, en algunas regiones del Sureste de
Asia, la solidificación de los tanques de lodo, incluyendo los lodos base aceite, constituye
un método generalizado de eliminación de residuos.
IV.13.-Salud y seguridad
La salud y la seguridad son puntos muy importantes durante el desarrollo del producto. La
selección de componentes basados en factores como el punto de inflamación y la
toxicidad, entre otros, ayudan a M-I (es una empresa que actualmente pertenece a
Schlumberger y que se dedica a ofrecer sistemas de fluidos de perforación, tomando en
cuenta la viabilidad del fluido para reducir la contaminación al medio ambiente además de
garantizar una gran cantidad de recuperación de crudo) en el diseño de productos con
mayor seguridad y menor daño al medio ambiente. Los datos de salud y seguridad están
reglamentados por agencias gubernamentales como son: La Ley de Comunicación de
Peligros (Hazard Communication Act) de la Administración de la Seguridad y Salud
Profesional de los Estados Unidos (U.S. Occupational Safety and Health Administration
OSHA) que está diseñada para proteger a los trabajadores. La ley sobre el Derecho a Estar
Informado de los Trabajadores (Workers’Right-to-Know law) (Ley de Comunicación de
Peligros) tiene tres componentes principales: La Hoja de Seguridad de los Materiales
(MSDS –Material Safety Data Sheet), los requisitos de etiquetado y el entrenamiento.
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 Hojas de Seguridad de los Materiales proporcionan información acerca de la salud
y la seguridad, y procedimientos para el manejo seguro. Las hojas MSDS deben
estar disponibles en el sitio de la obra cuando los productos peligrosos estén
presentes, habiendo o no trabajadores en el sitio.
 OSHA requiere que el nombre y la dirección del fabricante estén presentes en el
recipiente. OSHA además solicita que las etiquetas de advertencia sobre los
peligros estén visibles en todos los envases (bidones, cubos, sacos, entre otros)
que contienen productos químicos peligrosos. Estas etiquetas deben contener una
advertencia visual sobre los peligros potenciales relacionados con el producto.
OSHA obliga a que los efectos de la exposición excesiva sobre la salud y otra
información más detallada sobre la salud y la seguridad sean fáciles de conseguir
del fabricante o tercer responsable. Se debe proporcionar un nombre y una
dirección como contacto en caso de emergencia.
 Se debe capacitar a los trabajadores para que entiendan el contenido de las hojas
MSDS, es obligatorio prepararlos a leer y entender las etiquetas de advertencia
sobre los peligros. El entrenamiento debe incluir también secciones especiales a
los estudios referidos a la salud, las vías de exposición y el Equipo de Protección
Personal (PPE) apropiado. Todas las secciones del formato actual de las hojas
MSDS deben ser explicadas detalladamente, también proporcionar una cobertura
completa de temas como la respuesta en caso de algún derrame, la respuesta a los
incendios, las vías de exposición, el envasado y etiquetado de los productos. El
Reino Unido tiene el C.O.S.H.H. (Control de Sustancias Peligrosas para la Salud),
para asegurar normas de salud de los trabajadores. Canadá tiene el W.H.M.I.S.
(Sistema de Información sobre Materiales Peligrosos en el Sitio de Trabajo) por la
misma razón. En Europa, el documento de Manejo Seguro de Productos Químicos
(SHOC) es el equivalente de las hojas MSDS, pero también contiene información
relacionada con el impacto sobre el medio ambiente. El documento SHOC ha sido
aceptado para ser usado en todas las operaciones relacionadas a perforación en
el Mar del Norte y se está convirtiendo en el formulario estándar para muchos
operadores internacionales. Las normas internacionales de transporte y
etiquetado que se proporcionan por la Asociación de Transporte Aéreo
Internacional (IATA) y la Organización Marítima Internacional (IMO) establecen
restricciones sobre los envíos de productos. Como cada país puede ampliar estas
restricciones (como se ha hecho en los Estados Unidos a través del Departamento
de Transporte), es importante tener reglamentos apropiados y actualizados para
el país considerado. Toda la información, está incluida en las hojas de información
MSDS y SHOC. Un método para etiquetar los productos y químicos es el Sistema
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de Identificación de Materiales Peligrosos (HMIS) empleado en las hojas MSDS de
los Estados Unidos. Como lo muestra el ejemplo de etiqueta, el sistema indica el
riesgo potencial presentado por una sustancia, usando cuatro categorías – H
(peligro para la salud), F (inflamabilidad), R (reactividad) y W (Riesgos Especiales).
El espacio de cada categoría en la etiqueta está cromocodificado para facilitar su
identificación H = azul, F = rojo, R = amarillo, y W = blanco. Dentro de cada
categoría cromocodificada, se anexa un espacio que clasifica cada nivel del riesgo
presentado o de la precaución a tomar en cuenta con respecto a dicha categoría.
Esta etiqueta HMIS suele aparecer en reactivos de laboratorio y muestras
químicas.
IV.14.-Medidas individuales de seguridad
Se presentan una serie de lesiones relacionadas con los fluidos de perforación entre estas
se encuentran los resbalones, los tropiezos y las caídas. Muy a menudo ocurren cuando
se trabaja con fluidos de perforación base aceite. Las condiciones resbaladizas son
frecuentes en zonas del equipo de perforación donde se producen derrames, salpicaduras
de aceite, agua o gel. El gel (bentonita) es extremadamente resbaladizo cuando está
húmedo, lo cual es susceptible de sufrir algún accidente o lesión. El piso del equipo de
perforación, la zona de las zarandas y las zonas de los tanques constituyen las áreas
principales donde se producen los accidentes.
Subir/bajar las escaleras o escaleras de mano es extremadamente peligroso en estas
zonas. Se debe caminar con una mano libre para usar los pasamanos. Las áreas que
constituyen riesgos de resbalones deben limpiarse. Lo relacionado a riesgos de resbalóntropiezo-caída se debe notificar inmediatamente al supervisor correspondiente en el
pozo. Buenas prácticas globales de mantenimiento permitirán eliminar los resbalones,
tropiezos y caídas.
Una preocupación potencial sobre la salud y la seguridad es la exposición de las personas
a productos usados en los fluidos de perforación. En general, la exposición de los
empleados a estos productos es más alta durante las operaciones de mezcla. El Nivel de
Exposición Admisible (PEL – Permissible Exposure Level) de OSHA debe ser revisado
cuidadosamente antes de mezclar dichos productos. Si es probable que los PEL´s sean
excedidos, se necesita incrementar la ventilación u otras modificaciones ambientales
junto con el uso de Equipos de Protección Personal (PPE) para asegurar la protección
adecuada de los empleados. Los empleados deben recibir un entrenamiento sobre la
seguridad relacionada con todos los aspectos de su trabajo. Sin embargo, los ingenieros de
lodos deben enfrentarse a dos exposiciones potencialmente importantes:
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 Polvos, materiales secos y/o líquidos envasados durante la mezcla del lodo.
 Contacto con el lodo líquido después de la mezcla.
El PPE especificado en las hojas MSDS protegerán a los empleados de manera adecuada
durante la mezcla. Después del mezclado, se tienen diversas preocupaciones,
principalmente el contacto del líquido con la piel y la exposición de los pulmones a
vapores. Los requisitos más estrictos de PPE para la mezcla dejan de ser aplicables cuando
el lodo está dentro de los tanques. Es importante conocer los riesgos potenciales de los
lodos presentes en el sitio de trabajo y tomar las precauciones apropiadas. Una de las
medidas más importantes es lavarse y cambiar de ropa después de exposiciones
considerables a lodos que presentan peligros. Aunque la mayoría de los puntos se refieren
únicamente a los lodos base aceite, también se aplican a lodos base sintética y base agua.
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CONCLUSIONES
Del estudio se concluye que el mejor polímero a ser empleado en la recuperación
mejorada es la Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada (PAPH), debido a que con bajas
concentraciones, del orden de 500 a 1500 ppm el rendimiento es grande; porque, la
viscosidad del agua se incrementa rápidamente. También se emplea por sus bajos costos,
comparados con la Hidroxietilcelulosa cuyos precios son elevados y además se requieren
grandes concentraciones para volver viscosa al agua.
Los biopolímeros (la goma Xanthana) y los co y terpolímeros son muy sensibles a la
degradación bacteriana y a la degradación por oxigeno (𝑂2) respectivamente, además que
ambos polímeros son altamente costosos y, por lo tanto, no son económicamente viables
en la recuperación de crudo.
La mayoría de estudios para la aplicación de inyección de polímeros y surfactantes a nivel
mundial se han realizado en yacimientos de areniscas, pero nacionalmente la mayoría de
éstos se caracterizan por tener una matriz de carbonatos naturalmente fracturados lo que
se convierte en un reto para el estudio de la viabilidad de realizar una inyección de
polímeros y surfactantes, para evitar una inyección poco efectiva de la solución polimérica
además de una degradación mecánica, por lo que se debe realizar un estudio detallado de
las fracturas del pozo y verificar si no abarcan un área muy extensa del yacimiento.
Si se procede a la inyección de polímeros y surfactantes sin tomar en cuenta las fracturas
del yacimiento, se corre el riesgo de que en un tiempo muy corto la producción decline,
provocado porque se pierde la solución polimérica en las fracturas del yacimiento
generando altos costos por pérdida de la misma.
La cantidad del polímero que se inyectará en el yacimiento depende de la información de
un análisis de modelado de yacimientos, que indicará el volumen a inyectar de acuerdo al
% del volumen poroso de la roca.
Los métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos (RMH) son recomendables
porque, como se refería anteriormente, en las condiciones litográficas de los yacimientos
mexicanos resultan económica y ambientalmente viables. Si se considera que por día, a un
pozo de mediana actividad se le inyectan 60,000 litros de solución polimérica,
el costo diario de dicha aplicación sería de aproximadamente 500 dólares.
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Electrónicas.
1)
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Libros.
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25) Manual de Perforación de Schlumberger
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GLOSARIO
Agente quelante: En el campo petrolero, los agentes quelantes se utilizan en tratamientos
de estimulación y para la limpieza de instalaciones en superficie. También se usan para
tratar o retirar incrustaciones o agentes espesantes en fluidos de perforación de
yacimientos. Durante tratamientos ácidos o de eliminación de incrustaciones, se pueden
disolver diferentes compuestos en el fluido de tratamiento. A medida que el ácido
reacciona y el pH aumenta, se pueden precipitar productos de reacción como una masa
gelatinosa insoluble. Si esto se produce dentro de la matriz de formación, es casi
imposible de retirar y pueden generarse daños de permeabilidad permanentes. Los
agentes quelantes evitan la precipitación al mantener los iones en forma soluble hasta
que el fluido de tratamiento pueda discurrir de regreso desde la formación durante la
limpieza. Los agentes quelantes típicos para el campo petrolero incluyen EDTA (ácido
etilendiamino tetraacético), HEDTA (ácido hidroxietilendiamino triacético), NTA (ácido
nitriolotriacético) y ácido cítrico.
Agua intersticial: es el agua presente naturalmente en los poros de las rocas. El agua
proveniente de los fluidos introducidos en una formación a través de las operaciones de
perforación y otras interferencias, como lodo y agua de mar, no constituye agua
intersticial.
Angulo de buzamiento: es el ángulo que forma el plano a medir con respecto a un plano
horizontal y debe ir acompañado por el sentido en el que el plano buza o baja.
Buffer: es un sistema constituido por un ácido débil y su base conjugada o por una base y
su ácido conjugado que tiene capacidad "tamponante", es decir, que puede oponerse a
grandes cambios de pH (en un margen concreto) en una disolución acuosa.
Corte de agua: es la cantidad de agua que se produce en la producción de crudo en los
yacimientos mediante la recuperación mejorada, este valor es en promedio de 3 barriles
de agua por cada barril de petróleo que se extrae.
Digitación viscosa: Condición según la cual la interfaz de dos fluidos, tales como petróleo
y agua, rodea secciones del yacimiento a medida que se mueve y crea un perfil desigual, o
digitado. La digitación es una condición relativamente común en yacimientos con pozos de
inyección de agua. El resultado de la digitación es una acción de barrido ineficiente que
puede reducir volúmenes significativos de petróleo recuperable y, en casos graves, una
invasión temprana de agua en los pozos productores adyacentes.
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Eficiencia del barrido areal (Ea): se define como la fracción del área horizontal del
yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria.
Ea=área horizontal invadida/área horizontal total invadible.
La eficiencia del barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza, y por
lo tanto, son incontrolables; entre ellos: las propiedades de las rocas (porosidad,
permeabilidad, conductividad, entre otros) y las propiedades del sistema roca-fluidos
(ángulo de contacto, permeabilidades relativas, presiones capilares, entre otros).
Eficiencia de barrido vertical: es la fracción del área vertical del yacimiento que es
contactada por el fluido desplazante, a esta fracción referida al área se le denomina EBV.
Escorrentía: sistema de desplazamiento de las aguas que se opone al estancamiento, a la
arroyada y a la infiltración.
Estructura anfifatica: son aquellas moléculas que poseen un extremo hidrofílico o sea que
es soluble en agua y otro hidrófobo o sea que rechaza el agua.
Filón: en geología y minería, un filón es una masa metalífera o pétrea que rellena una
antigua quiebra de las rocas de un terreno o forma una capa de éste.
Fluidos de perforación: mezcla de productos químicos con propiedades que, entre otras
funciones, tiene la de acarrear los recortes de perforación, lubricar la barrena de
perforación, limpiar y condicionar el agujero del pozo y contrarrestar la presión del
yacimiento.
Fracturamiento hidráulico: Tratamiento de estimulación efectuado rutinariamente en
pozos de petróleo y gas en yacimientos de baja permeabilidad. Se bombean fluidos
diseñados especialmente a alta presión y velocidad en el intervalo de yacimiento que se
tratará, lo que hace que se abra una fractura vertical.
Góndolas: recipientes mecánicos remolcables, con compuerta trasera de seguridad que
garantice el no escurrimiento de líquidos y cubierta de lona o metálica en la parte
superior.
Litología: parte de la geología que estudia a las rocas, especialmente de su tamaño de
grano, del tamaño de las partículas y de sus características físicas y químicas.
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Lixiviación: o extracción sólido-líquido, es un proceso en el que un disolvente líquido pasa
a través de un sólido pulverizado para que se produzca la disolución de uno o más de los
componentes solubles del sólido.
Localización o pera: área para la instalación y trabajo del equipo de perforación o
mantenimiento de pozos, el cuadro de maniobras, plataforma de localización o pera, así
como el área para vehículos de servicio y demás complementos que requiera la actividad.
Lodo Un fluido de perforación base agua o aceite cuyas propiedades han sido modificadas
por sólidos – comerciales, disueltos y/o suspendidos. Se usa para hacer circular los
recortes fuera del pozo y cumplir otras funciones durante la perforación de un pozo. Lodo
es el término que se suele atribuir con mayor frecuencia a los fluidos de perforación.
Lodo base aceite: Un lodo en el que la fase externa es un producto obtenido de un
petróleo, como diesel o aceite mineral.
Lodo base agua: Fluidos de perforación comunes. El agua es el medio de suspensión para
los sólidos y constituye la fase continua, independientemente de que el fluido contenga o
no aceite.
Lodos base sintética: Lodos no acuosos, de emulsión interna de agua (inversa), en los que
la fase externa es un fluido sintético en lugar de un aceite. Este y otros cambios menores
en las formulaciones han hecho que los fluidos sintéticos en los lodos sean más aceptables
ambientalmente para su uso costa afuera.
Mantenimiento de pozos petroleros: conjunto de actividades necesarias para intervenir
un pozo petrolero con el fin de reactivar o incrementar su producción.
Mojabilidad. La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido
como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante tenderá a dispersarse sobre la fase
sólida y un sólido poroso tenderá a absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos
la fase no mojante. La mojabilidad afecta la permeabilidad relativa y los perfiles de
saturación del yacimiento.
Movilidad: es la relación de la permeabilidad a la viscosidad K/μ. Donde K es la
permeabilidad y μ es la viscosidad. Es decir si un fluido tiene alta viscosidad tendra baja
movilidad.
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Perforación de pozos petroleros: actividades necesarias para construir un agujero
ademado en un lugar especifico para obtener información geológica.
Permeabilidad absoluta: es la propiedad de cualquier cuerpo poroso de dejar fluir entre
sus poros intercomunicados a un solo fluido, es decir, está saturado.
Porosidad: es una propiedad de la roca que representa el espacio vacío y se define como
el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta
es expresada en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento se tenga de porosidad se
podrá saber qué tanto del fluido puede almacenar dicha roca.
Presión capilar: es la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos
inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada,
está controlada por:
1.- La estructura porosa de la roca.
2.- La densidad de los fluidos.
3.- Las características de energía superficial.
Presión de Burbujeo: también conocida como Presión de Saturación es la presión a la cual
el crudo líquido libera la primera burbuja de gas previamente disuelto en él. Se denota
como Pb.
Recortes de perforación: fragmentos de roca que se obtienen en el proceso de
perforación, constituidos por minerales de las formaciones perforadas, entre otros,
arcillas, cuarzo, feldespato, carbonatos y otros compuestos calcáreos y de sílice que están
impregnados con fluidos de perforación.
Saturación: Es la fracción del volumen poroso del yacimiento que está ocupado por un
determinado fluido o lo que es lo mismo el porcentaje del espacio poroso de una roca que
está ocupado por un fluido.
Segregación gravitacional: es un fenómeno que se presenta por acción de la gravedad, en
un yacimiento regularmente se encuentran tres sustancias: el crudo, el agua y el gas;
cuando el pozo es muy permeable con una saturación al 100% del crudo éste permite que
las sustancias presentes se formen en tres capas diferentes en la parte superior del
yacimiento y el crudo, por ser más denso que el gas, pero menos que la densidad del agua,
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se deposita en la parte media y en la parte más baja o inferior del pozo se encuentra el
agua. En el tope del yacimiento se forma una capa de gas que se expande y permite que el
crudo vaya expulsándose de manera paralela al ángulo de buzamiento del yacimiento.
Surfactante: son sustancias que influyen por medio de la tensión superficial en la
superficie de contacto entre dos fases (p.ej., dos líquidos insolubles uno en otro).
Tensión interfacial: Una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando
ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial. La tensión interfacial se produce
porque una molécula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de
una molécula equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan
preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión interfacial.
Trépano: es la herramienta de corte localizado en el extremo inferior de la sarta de
perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la
perforación rotatoria.
Volumen poroso: espacio de las rocas ocupado por el crudo.
Zapata: El extremo inferior de la sarta de revestimiento, incluido el cemento que la rodea,
o el equipo que funciona en dicho extremo.
Zaranda: El dispositivo principal, y quizás más importante, del equipo de perforación para
remover los sólidos perforados del lodo. Este tamiz vibratorio es simple en cuanto a
concepto, pero un poco más complicado para utilizarlo en forma eficiente.
Zona erial: superficie de terreno de flora y fauna original, que ha perdido la mayor parte
del suelo fértil y ha dejado de cumplir su función reguladora del régimen hídrico.
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