La explotación de un yacimiento de petróleo

La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En las dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), con lo cual yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del POES. Los elevados precios del crudo en el mercado internacional demandan un mayor aprovechamiento de los recursos disponibles por lo que la recuperación mejorada se convierte en la principal alternativa a esta demanda mundial. Dichos métodos de recuperación mejorada son variados y en este trabajo se muestran los principales aspectos relacionados con los métodos que hacen uso de aditivos químicos (inyección de polímeros, surfactantes y soluciones alcalinas) y los procesos de recuperación por inyección de mezclas de dichos aditivos (PS, AS y ASP). Además, se hace una breve reseña de los principales fenómenos involucrados durante el proceso de explotación.

INTRODUCCIÓN

La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En la primera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.

Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión.

En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, además de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación.

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos.

Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes -que puede contener cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros- inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.

Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperación conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos.

FUNDAMENTOS TEÓRICOS

Para el entendimiento del tema tratado se requiere del conocimiento de algunos aspectos teóricos fundamentales y su relación con los diversos procesos de recuperación mejorada. En primer lugar, se debe conocer que un reservorio es esencialmente un medio poroso que consiste en un apilamiento desordenado de partículas de roca (arenisca o caliza) que se encuentran cementadas entre si, donde en la mayoría de los casos se habla de un medio poroso consolidado (Salager, 2005).

En la mayoría de los casos el medio poroso contiene ambos fluidos agua y aceite, ya que los dos migran a la vez desde la roca madre hasta la rocaalmacén.

En ciertos casos el medio poroso contiene solamente aceite, pero durante los procesos de producción se inyecta agua (waterflooding) y por tanto se puede considerar que la situación de la mezcla de agua y aceite es general. Ahora bien, cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, se encuentran distribuidos según las leyes de la hidrostática y de la capilaridad. Dicha repartición depende de la dimensión de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y de las saturaciones relativas, entre otras variables.

La ley fundamental de la capilaridad o ecuación de Laplace relaciona la diferencia de presión entre los lados de una interfase (presión capilar Pc) con la curvatura por medio de la siguiente ecuación:

(1)

donde s es la tensión interfacial y H la curvatura promedio de la interfase. La tensión interfacial es la energía libre de Gibbs por unidad de área y depende de las sustancias adsorbidas en la interfase. En este sentido, por medio de la siguiente figura se puede notar que la presión es superior del lado de la concavidad, es decir, en el interior de las gotas de crudo:

Figura 1. Estructura de atrapamiento de los glóbulos de petróleo por efecto capilar.

Fuente: Salager, J. L., "Recuperación Mejorada del Petróleo".

Otro aspecto fundamental que guarda una estrecha relación con el tema, es la mojabilidad, la cual describe las interacciones entre los fluidos y la superficie rocosa. Este parámetro constituye una característica importante del equilibrio trifásico roca-aceite-agua y puede ser cuantificado mediante el ángulo de contacto. Se tiene que:

Figura 2. Equilibrio de las fuerzas de tensión y ángulo de contacto.

Fuente: Salager, J. L., "Recuperación Mejorada del Petróleo".

Se dice que el fluido que posee el ángulo de contacto inferior a 90º es el que moja la superficie sólida, sin embargo, en las condiciones de yacimiento el ángulo de contacto supera dicho valor.

Es evidente que cualquier cambio en la tensión interfacial de alguno de los componentes produce una alteración de la mojabilidad (Spinler y Baldwin, 1999).

En lo siguiente se hace una breve descripción de algunas definiciones importantes para la comprensión del tema:

a. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de latemperatura. Para ser permeable, un material debe ser poroso, esto es, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido.

No obstante, la porosidad en sí misma no es suficiente: los poros deben estar interconectados de algún modo para que el fluido disponga de caminos a través del material. Cuantas más rutas existan a través del material, mayor es la permeabilidad de éste. El parámetro que permite sumedición es el coeficiente de permeabilidad

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