La recuperación mejorada en proyectos de inyección de gas inyección natural en yacimientos de petróleo es, al igual que la inyección de agua, una técnica que se ha venido utilizando desde principios del siglo XX. Entre las razones principales para considerar la inyección de gas natural se pueden mencionar:
- Mantenimiento de la presión de yacimiento
- Desplazamiento del crudo a condiciones inmiscibles
- Desplazamiento del crudo a condiciones miscibles
Mantenimiento de la presión
Inicialmente, la inyección de gas estaba orientada a retrasar la declinación de la presión de yacimientos durante períodos de producción.
Dada las limitaciones en la tecnología de compresión de gas hasta la década de los años 60, la inyección se iniciaba cuando la presión había decaído considerablemente.
Por lo general, se hacia similar a la inyección de agua y se dejaba declinar la presión del yacimiento hasta valores iguales o inferiores a la del punto de burbuja.
Este concepto cambió radicalmente a medida que salieron al mercado nuevas generaciones de compresores y sobre todo a la luz de nuevos conceptos de Gerencia de Yacimientos.
En la actualidad, el mantenimiento de presión se inicia antes de que el yacimiento alcance la presión de burbuja, con lo cual hay oportunidad de alcanzar desplazamientos miscibles y se minimizan las posibilidades de floculación de asfaltenos.
En la mayoría de los casos el mantenimiento de presión con inyección de gas se hace en yacimientos con alto buzamiento, a manera de aprovechar el efecto de segregación gravitacional a favor de la producción (Figura 1). El gas se mantiene encapsulado en el tope del yacimiento y ejerce un efecto tipo pistón hacia abajo.
Desplazamiento de crudo a condiciones inmiscibles
Adicional al mantenimiento de presión, el gas también desplaza el crudo hacia el pozo productor, dicho desplazamiento puede tener alta eficiencia volumétrica cuando se realiza en yacimientos con altos buzamientos (Figura 1), donde existe un fuerte efecto de segregación gravitacional.
Esto se debe a que la viscosidad del gas natural es unas cincuenta veces menor que la del agua, en consecuencia, la relación de movilidad es muy desfavorable en comparación con los proyectos de inyección de agua.
Cuando no existe efecto gravitacional debido a bajos buzamientos (yacimientos horizontales), la eficiencia volumétrica de gas es sumamente baja, el gas se canaliza rápidamente hacia los pozos productores.
Esto genera altas relaciones gas petróleo (RGP) cuando el yacimiento no ha sido barrido convenientemente, de manera que la producción cae vertiginosamente cuando aún hay considerables acumulaciones de crudo detrás del frente de invasión de gas (Figura 2).
Para la década de los años 70, en Norteamérica se reportaba que la mayoría de los proyectos de inyección de gas para barrido a condiciones inmiscibles habían sido cancelados.
Desplazamiento de crudo a condiciones miscibles
Si se revisan las estadísticas de factor de recobro en la actualidad para los principales yacimientos a nivel mundial, se notará que usualmente los mayores valores son alcanzados mediante inyección de gas.
Esto no entra en contradicción con lo expresado anteriormente dado que cuando se revisan detalladamente los planes de explotación de dichos yacimientos se encuentran los siguientes elementos:
- La inyección ha sido realizada en condiciones inmiscibles pero con la ayuda de la segregación gravitacional (alta eficiencia volumétrica).
- La inyección ha sido realizada sin el efecto gravitacional pero a condiciones miscibles (alta eficiencia de desplazamiento microscópica).
- La inyección ha sido realizada con el efecto gravitacional y a condiciones miscibles (alta eficiencia volumétrica y de desplazamiento).
El último caso se presenta, la mayoría de las veces, en los proyectos de mayor factor de recobro, dado que involucra el incremento de los dos tipos de eficiencia.
Para alcanzar la miscibilidad durante la inyección de gas es necesario que el yacimiento esté suficientemente presurizado al inicio del proyecto. A efectos de la mejor compresión del fenómeno se deben utilizar los denominados diagramas ternarios.
Diagramas Ternarios en Procesos de Inyección de Gas
La miscibilidad entre el crudo del yacimiento y el gas desplazante puede:
- No ser alcanzada en ningún momento del proceso (proceso inmiscible).
- Alcanzarse de manera inmediata (miscibilidad al primer contacto).
- Alcanzarse luego de un tiempo de interacción entre fluidos (miscibilidad de múltiples contactos).
Una manera práctica de representar y estudiar los fenómenos de miscibilidad, de una forma más cualitativa que rigurosamente termodinámica, es usando los llamados diagramas ternarios de fases, como se muestra en la Figura 3, mostrando los elementos que la conforman.
El petróleo, que es un sistema multicomponente y complejo, ha sido arbitrariamente representado como una mezcla de solo tres componentes, a saber: liviano, mediano y pesado.
Cada una de dichas fracciones es representada por un vértice de un triángulo equilátero. En el presente caso, el componente liviano es el gas “seco” metano, el mediano el gas “rico” en componentes intermedios, desde el etano (C2) hasta el hexano (C6) y el pesado la fracción C7+ (también denominado heptano plus).
Cualquier punto del triángulo, representa una mezcla de hidrocarburos con cantidades o proporciones específicas de cada uno de los tres componentes mencionados, por ejemplo, el punto (1, 0, 0) es el vértice correspondiente al hexano plus (100% intermedios, 0% heptano plus y 0% de metano), el punto “X”, tiene coordenadas (0,5; 0,5; 0,0), lo cual significa que corresponde a una mezcla en equilibrio que contiene: 50% de intermedios, 50% de pesados o heptano plus y 0% del componente liviano CH4.
Estas proporciones corresponden a una determinada temperatura y presión, de manera que cada diagrama debe especificar las condiciones P y T para cual es válido.
Dentro del triángulo hay una curva denominada “binodal”, esta es una envolvente, que delimita la región donde cualquier punto representa una mezcla de dos fases (gas y líquido), está conformada por dos segmentos, el superior, representa todos los puntos correspondientes al vapor saturado y el inferior formado por los puntos que determinan mezclas de líquido saturado, ambas curvas convergen en el punto crítico “P”.
Todas las áreas exteriores a la curva binodal representan mezclas de hidrocarburos donde solo se forma una sola fase.
La región “A”, situada en el lado izquierdo del punto crítico y por encima de la curva de gas saturado, representa la región de la fase gaseosa, la razón es que cualquier punto dentro de esta zona representa una mezcla de hidrocarburos con alto porcentaje de livianos o gas seco.
La región “D”, situada a la izquierda del punto crítico y por encima de la curva binodal, corresponde a las mezclas en fase líquida, observándose que cualquier punto dentro del área representa una mezcla con alto contenido del componente pesado, heptano plus.
El área situada a la derecha del punto crítico corresponde a mezclas de una sola fase que pueden ser líquidas o gaseosas, se les denomina “mezclas críticas” y se subdividen en dos áreas, “B” encierra las mezclas críticas con bajo contenido de heptano plus y la zona “C” denota las mezclas críticas con bajo contenido de livianos (metano en este caso).
Las líneas de enlace (que no necesariamente son paralelas a los lados del triángulo), son líneas de equilibrio termodinámico entre las fases líquida y gaseosa, a lo largo de cada línea de equilibrio todas las mezclas son bifásicas con un gas cuya composición esta dada por el punto que intersecta la línea de equilibrio con la curva de gas saturado y la composición del líquido por el punto de intersección con la curva de líquido saturado.
Proceso de Inyección de Gas Hidrocarburo a condiciones de Inmiscibilidad
En el diagrama ternario de la Figura 3, cualquier punto de la recta L-G, que intersecta las líneas de equilibrio dentro del área de dos fases, formará mezclas bifásicas como M1, la cual esta formada por un gas de composición “G1” y un líquido de composición “L1”, y en el frente de contacto habrá “n” mezclas de ese tipo según las n líneas de equilibrio que se intersecten. La ilustración de la Figura 4, es una simplificación, detrás de M1 y delante de Mn hay solo una fase presente con composiciones muy similares al líquido y gas original respectivamente.
Cualquier líquido cuya composición se ubique en la zona “D”, formará siempre una mezcla inmiscible con cualquier gas de las zona “A” a la presión y temperatura en la que esta definido el diagrama ternario.
En este tipo de desplazamiento prevalecen las fuerzas capilares que atrapan al crudo y el desplazamiento es menos eficiente desde el punto de vista microscópico.
Proceso de Inyección de Gas Hidrocarburo con Miscibilidad al Primer Contacto
La Figura 5 ilustra las posibles combinaciones para la miscibilidad al primer contacto. Cuando un componente liviano de la zona “A” entra en contacto con una mezcla crítica de la zona “B” (trayectoria 1), siempre se alcanzará la miscibilidad de manera instantánea.
Lo mismo sucede entre mezclas críticas de las zonas “B” y “C” (trayectoria 2) y líquidos de la zona “D” con mezclas críticas de la zona “C” (trayectoria 3). El frente miscible puede ser esquematizado como en la Figura 6.
Durante este tipo de desplazamiento, desaparecen las fuerzas capilares en la zona de miscibilidad, por lo tanto la eficiencia de desplazamiento microscópica alcanza normalmente su límite máximo (100%).
Proceso de Inyección de Gas Hidrocarburo Enriquecido, donde se alcanza la Miscibilidad mediante Múltiples Contactos (Condensación)
Este es el caso cuando se utiliza en la inyección un gas con alto contenido de intermedios C2 – C6 (cualquier gas situado en la zona de mezclas críticas “B”) para desplazar un crudo de la zona “D”, tiene alta composición de pesados (heptano plus) y está en fase líquida. La trayectoria de desplazamiento esta descrita en el diagrama ternario de la Figura 7.
El gas “G” enriquecido con componentes intermedios (propano es uno de los más comunes), entra en contacto con el crudo “L”, la recta que une ambos puntos cruza la zona bifásica, de manera que la miscibilidad no es posible al primer contacto, sin embargo se produce una compleja transferencia de masa en la zona de contacto y que es descrita de manera simplificada por el diagrama.
Cualquier mezcla M de la recta G-L ubicada dentro de la curva binodal, representa una mezcla bifásica, en el caso de M1, por ejemplo, de acuerdo con la línea de enlace que intersecta, el gas tendrá una composición “G1” y el líquido “L1”.
Observando que el crudo “L1”, contiene mayor concentración de elementos intermedios que el crudo original “L”, lo que ha sucedido es que los componentes intermedios del gas de inyección lo han enriquecido, ha habido una transferencia de masa debido a la afinidad entre las moléculas del crudo y las del gas.
Si la inyección continúa, el gas enriquecido “G” contacta al crudo enriquecido “L1” y el proceso se repite subsecuentemente hasta que la composición del crudo enriquecido “Lm” coincide con el punto de tangencia o punto crítico y entra en la zona de una sola fase.
La Figura 8 representa un esquema simplificado de este fenómeno, donde se ha logrado un enriquecimiento gradual del crudo original a medida que éste va absorbiendo componentes más livianos del gas de inyección, formando una zona o banco de transición donde se transita desde parcial a total miscibilidad.
En este tipo de proceso, se supone que al alcanzarse cierto grado de miscibilidad, la eficiencia de desplazamiento es superior a la obtenida en procesos inmiscibles pero inferior a su equivalente con miscibilidad al primer contacto.
Proceso de Inyección de Gas Seco para recuperar crudo donde se alcanza la Miscibilidad mediante Múltiples Contactos (Vaporización)
En el caso de que el gas disponible para inyección no sea un gas enriquecido (zona “A”), es posible alcanzar la miscibilidad con un crudo de alto contenido de medianos (zona “C”), mediante múltiples contactos, como se ilustra en el diagrama ternario de la Figura 9.
Un gas pobre en composición de medianos (metano usualmente), entra en contacto con un crudo de la zona “C” rico en componentes intermedios (propano, butano, pentano, hexano), al igual que en el caso anterior, la línea de mezcla L-G atraviesa la región de dos fases y no hay miscibilidad al primer contacto.
La mezcla bifásica M1, el gas de dicha mezcla tendrá una composición “G1” y el líquido “L1”. Se observa que el gas “G1” contiene mayor cantidad de intermedios que el gas seco “G”, de nuevo se ha dado un proceso de enriquecimiento, esta vez del gas de inyección, el cual, al contactar el crudo ha “vaporizado”y absorbido sus componentes medianos.
De continuar la inyección de gas, a condiciones similares de presión y temperatura, la transferencia de masa hará que el gas de inyección en contacto con el crudo, vaya cambiando gradualmente su composición hasta “Gm”, observándose que en ese momento la línea de mezcla Gm-L entra en la zona de una sola fase.
El esquema de la Figura 10, representa de manera simplificada este proceso físicamente parece similar al tipo condensación.
Proceso de Inyección de gas seco a Alta Presión
Como se mencionó anteriormente, cada diagrama ternario esta definido para unas condiciones dadas de presión y temperatura. La Figura 11 muestra el desplazamiento de la curva binodal, cuando se incrementa la presión de yacimiento.
El punto crítico en condiciones originales de presión es “Pc1”, en esta situación, el proceso de desplazamiento del petróleo “L” con el gas “G” es inmiscible, cuando la presión es incrementada, el área bifásica se reduce y el punto crítico se desplaza a “Pc2”, y ahora la recta de enlace L-G corresponde a un proceso de miscibilidad al primer contacto.
Este último caso es típico de laboratorio, dado que en la práctica es poco factible desde el punto de vista económico, incrementar de manera apreciable (100 a 200%) la presión de un yacimiento.
Factores que influencian el desplazamiento Miscible en un Yacimiento
Existe un número considerable de factores que en menor o mayor grado pueden influenciar el mecanismo de miscibilidad y por lo tanto “liberar” alto porcentaje de crudo atrapado en el medio poroso de la roca yacimiento. Los más importantes son:
- Tamaño y forma del yacimiento.
- Heterogeneidad (porosidad y permeabilidad).
- Buzamiento.
- Tipo de crudo.
- Saturación de fluidos.
Tamaño y forma del yacimiento
Para generar miscibilidad es necesario que el gas de inyección contacte al crudo, esto no es tarea fácil dado que el fluido es inyectado en un área muy pequeña en comparación con el tamaño del yacimiento.
Por otro lado los límites del yacimiento no son límites geométricos, la naturaleza ha dispuesto sus propios límites de manera aleatoria, lo que resulta en formas complicadas.
Esta situación no puede ser alterada y la respuesta de la ingeniería de yacimientos es colocar los pozos tanto de producción como de inyección siguiendo patrones geométricos geológicamente optimizados, como una manera de adaptarse a la heterogeneidad de la forma.
La ide aquí es colocar los pozos donde la naturaleza haya ubicado mayores acumulaciones de petróleo, en otras palabras, tratando de maximizar la eficiencia de barrido volumétrica, contactar el mayor volumen posible de petróleo, crear miscibilidad, disminuir tensiones interfaciales y disminuir al mínimo la saturación de petróleo residual.
Heterogeneidad en porosidad y permeabilidad
Al igual que en el caso anterior, la heterogeneidad descrita en función de permeabilidad y porosidad tanto areal como verticalmente en un yacimiento, tiende a dificultar el contacto entre el fluido de inyección y el crudo del yacimiento.
El diseño de un proyecto de inyección de gas miscible debe tener en cuenta este aspecto para el momento de estimar el recobro de crudo.
Buzamiento
Se ha mencionado que cuando el buzamiento es suficientemente elevado se genera un efecto de segregación gravitacional que mantiene las dos fases (petróleo y gas) separadas independientemente de la relación de movilidad.
Adicionalmente en procesos de inyección de gas miscible, el efecto gravitacional permite un buen desarrollo del banco de miscibilidad entre el crudo y el gas, al posibilitar un intercambio de masa prolongando entre ambos fluidos, facilitando la miscibilidad por múltiples contactos.
Posteriormente al efecto miscible, cuando el crudo es liberado, producto de vencer las fuerzas que lo atrapan en el medio poroso, se forman las llamadas “piernas de crudo”, canales por donde circula éste desde las zonas superiores hacia las inferiores donde es producido (Figura 12).
Tipo de Crudo
El grado de gas de inyección esta ligado al tipo de crudo del yacimiento. Por lo general los yacimientos de crudo liviano con alto contenido de intermedios son los mejores candidatos para procesos miscibles, dado que el tipo de crudo requiere relativamente menores cantidades de gas para ser desplazado de manera miscible.
A medida que disminuye la cantidad de componentes intermedios debido a la mayor gravedad API o por liberación de gas en producción (yacimientos despresurizados por largo tiempo debajo de su punto de burbuja), se hacen necesarias no solo cantidades adicionales de gas, si no también el uso de gas cada vez más enriquecido y por lo tanto más costoso.
Saturación de Fluidos
Cuando se explota un yacimiento mediante mecanismos primarios (haciendo uso de la energía natural del yacimiento) se incrementa en menor o mayor grado la saturación de gas libre en los poros.
El gas de inyección tiende a moverse hacia los poros saturados de gas, alejándose del crudo a contactar.
Este efecto puede ser local o general dependiendo de cuan depletado haya sido el yacimiento antes de someterlo a un proceso de recuperación mejorada.
Comentarios adicionales sobre la Miscibilidad en el Yacimiento
Dentro del yacimiento, la miscibilidad suele suceder de manera compleja, en el frente de miscibilidad pueden ocurrir de manera simultánea todos los mecanismos estudiados, aún cuando se determine que hay condiciones para una miscibilidad al primer contacto, ésta puede generarse solo en sectores del frente, mientras que en otros puede manifestarse la de múltiples contactos, inclusive pueden existir zonas de inmiscibilidad.
Por lo tanto, a la fecha no existe un modelo matemático que pueda reproducir perfectamente el proceso, los resultados de los más avanzados simuladores numéricos deben ser tomados como aproximaciones con mayor o menor grado de exactitud.
Fuente:
Álvarez, C. Introducción a los mecanismos implícitos en procesos de recuperación mejorada. PDVSA Intevep (2006).
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