Micellar /Polymer Flooding


Micellar /Polymer Flooding
Resumen. El presente paper describe los fundamentos de la tecnología de recobro mejorado: inyección de soluciones polímericas y micelar, las condiciones bajo las cuales aplica el proceso, al igual que los costos y recobros esperados. También se añade la aplicación del mismo mecanismo y los resultados que indujo sobre el campo Bradford en Pennsylvania, USA.
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Introducción.
El mecanismo de inyección de polímero - micelar es empleado por lo general en yacimientos de crudos livianos a medianos con la idea de mejorar las relaciones de movilidad y disminuir la saturación residual de petróleo, para ello se requiere del uso de una solución micelar (fluido de desplazamiento) el cual representa el sistema químico del proceso y por lo general está compuesto por: surfactantes, cosurfactantes (que puede ser alcohol u algún otro surfactante), hidrocarburos, agua y electrolitos, entre otros. Dicha solución debe tener una baja tensión interfacial con el crudo desplazado con la finalidad de aumentar así el número capilar y la movilidad del crudo residual en el yacimiento, elevando de manera significativa el factor de recobro que es el objetivo fundamental que se persigue con este mecanismo. Sin embargo, la baja tensión interfacial obtenida, es controlada por el tipo de sulfactante, cosulfactante, salinidad de la salmuera, composición del crudo, y temperatura del reservorio los cuales se estudiaran más adelante en la ventana de aplicación del proceso.
De la misma manera se hace necesario añadir una solución polimérica que incremente la viscosidad y ayude a controlar la movilidad. De allí el nombre del proceso: polímero/micelar.
A continuación se dará a conocer ampliamente, todo lo relacionado al mecanismo en estudio al igual que los recobros y campos de aplicación.
Fundamentos De La Tecnologia.
El proceso de polímero micelar por lo general es implementado como un desplazamiento terciario luego de haber aplicado un waterflooding.
El proceso consiste primeramente en la inyección de un preflujo (preflush) con la idea de ambientar la formación, debido a que cuando el agua del yacimiento posee una elevada salinidad, no se debe poner en contacto con la solución micelar, ya que puede alterar sus propiedades de tal manera que no llegue a cumplir las funciones por las cuales fue puesto dentro del yacimiento. En base a esto se hace necesaria la inyección de una píldora de salmuera de baja salinidad la cual ajustara la formación al nuevo fluido (solución micelar), que será introducido dentro del yacimiento.
Seguidamente se procede a la inyección de una solución micelar la cual puede ser variable e incluye soluciones acuosas o surfactantes tales como mezclas complejas que contienen componentes como cosurfactante, cosolventes, petróleo y electrolitos. Sin embargo una vez que el fluido se encuentra en el yacimiento está compuesto principalmente por agua, petróleo, surfactante y cosurfactante en una proporción de:
Componente
Volumen %
Hidrocarburo
0 a 80
Water
10 a 95
Surfactante
<>
Cosurfactante
0 a 10
La solución micelar es inyectada con la idea de generar muy bajas tensiones interfaciales con los fluidos dentro del yacimiento (petróleo y agua), de esta manera añadir cierta miscibilidad que permita el movimiento del crudo entrampado en el medio poroso, formando un banco de petróleo frente a la píldora inyectada (figura 1) que hasta no romperse no permitirá el flujo de crudo a través de los pozos. Para que esto ocurra una solución debera ser inyectada con la idea de incrementar el efecto de la solución micelar sobre los fluidos en el yacimiento, generando una mayor presión sobre el banco y ocasionando su ruptura.
El fluido de desplazamiento tiene como finalidad incrementar la viscosidad de la solución para así generar un mayor radio de movilidad entre el micelar inyectado y los fluidos en el yacimiento, dicha solución es llamada solución amortiguadora la cual constituye una mezcla de polímeros y agua.
La presencia de polímeros en la solución hace necesario el uso de bactericidas debido a que microorganismos pueden atacar a los polímeros, degradándolos y reduciendo de esta forma la viscosidad de la solución.
Finalmente se procede a la inyección de agua la cual representa el agente impulsor de las soluciones polimérica y micelar en el yacimiento ejerciendo presión sobre las mismas y permitiendo la fluidez del crudo hacia los pozos.
Figura 1. Esquema de flujo por polímero – micelar.
Ventana de Aplicación del Proceso.
Un yacimiento es un buen candidato para la aplicación de este mecanismo cuando posee las siguientes características:
· Temperatura ≤ 200 °F.
· Permeabilidad > 20 md.
· Saturación de petróleo residual > 30%.
· Salinidad del agua de formación <>
· Espesor de arena > 10´.
· Crudos de API>25.
· Viscosidad μ > 30cp.
· Baja cantidad de arcillas en el yacimiento.
Recobro del proceso.
La miscibilidad de la solución micelar con los fluidos presentes en el yacimiento, permite que el 100% del petróleo sea desplazado. Sin embargo en condiciones de campo este alto porcentaje es reducido debido a la no uniformidad de la formación. Sin embargo esta reducción no es muy significativa ya que el recobro esperado es de aproximadamente 70% del petróleo presente en el momento de inicial el desplazamiento.
Aplicaciones en campo.
“Inyección de polímero micelar en el campo de Bradford, Estados Unidos.”
La compañía Pennzoil Co. había estado produciendo crudo desde el año 1889 en el campo Bradford. A partir de ese año hasta 1921 habían producido las reservas primarias de petróleo, mediante manejo de una capa de gas y waterflooding. Sin embargo pruebas realizadas en el área dieron a conocer una saturación de petróleo residual de un 40% la cual resultaba ser muy atractiva para la aplicación de un mecanismo de recobro mejorado.
Múltiples estudios realizados en campo determinaron que el crudo entrampado podía ser movilizado y producido por medio de la inyección de polímero micelar.
Descripción del yacimiento.
La sección media de la tercera arena del campo Bradford fue seleccionada para la aplicación de flujo de polímero micelar debido a que la misma tenía las mejores propiedades del campo.
Mediante correlaciones realizadas por medio de registros tales como: Gamma Ray y Densidad, permitieron determinar características como: espesor de arena y porosidad. Dichos datos fueron de gran utilidad para el cálculo del volumen poroso total del proyecto, mediante el cual se determinaron los volúmenes de píldora de solución micelar y polimérica a inyectar en el yacimiento.
La siguiente tabla muestra las propiedades del yacimiento, en la zona media de la tercera arena del campo de Bradford.
Diseño del sistema de flujo.
La solución micelar seleccionada fue aceite crudo sulfonatado luego de haber realizado múltiples pruebas de laboratorio y comparar su eficiencia de recobro con otros micelares tales como sulfonatos comerciales, los cuales tenían un mayor costo y eran menos eficientes que el crudo sulfonatado.
La formulación final de la píldora de solución micelar contenía 2,25% de grupos sulfonatos activos, con 2,5% de Exxon Corexit 9439 y un alcohol como cosurfactante. Además de esto una corrida de corte de gasolina fue incorporada dentro de la píldora formulada con la finalidad de prevenir la cristalización a bajas temperaturas.
La solución amortiguadora seleccionada fue Emulsion de Policrilamide y Cianatrol 930-S. la preferencia del líquido de emulsión polimérica fue basado en el fácil manejo en campo, precios y propiedades.
Operación.
El 26 de noviembre de 1980 comienza la inyección de un preflujo hasta el 17 de julio de 1982 cuando comienza comienza la inyección de la píldora de solución micelar representando un 9,25% del volumen poroso total.
Seguidamente fue inyectada la solución micelar, constituida inicialmente por 5,000 ppm Cianatrol 930-S disuelto en agua fresca obteniéndose una viscosidad de 50cp.
Para el 6 de septiembre de 1986 la cantidad de polímero inyectado era de 70,3% a 65% del volumen poroso total. Sin embargo la inyección de polímero no continuo debido a que durante las operaciones de limpieza y acondicionamiento varios pozos dieron muestras de gelificación de la solución polimérica por lo cual se produjo una reducción significativa de la inyección (figura 2). Varios métodos de estimulación fueron empleados para intentar remediar este hecho y finalmente añadir hipoclorita de sodio resulto ser una medida efectiva observándose durante largos periodos un notable mejoramiento de la inyección.
No obstante no se conocen las verdaderas razones por las cuales se produjo la gelificación del polímero, incluso después de haber hecho numerosos estudios. Sin embargo se sospecha que este hecho puede ser atribuido a una inversión polimérica incompleta o fragmentos de alto peso molecular en la solución.
Figura 2- historia de inyección .
Comportamiento.
Entre abril y junio de 1984 se produjo una reacción inesperada la cual es producto de la inyección de micelar y polímeros en una cantidad ligeramente mayor al 35% del volumen poroso total. La tasa de producción de petróleo se incremento de 52 a 200 barriles de petróleo diario para diciembre de 1985. La tasa de corte de petróleo también se vio incrementada de < style=""> (figura
3).
Figura 3. Concentración de sulfonato y cloruro Vs tiempo.
Conclusiones.
1. Una respuesta significativa ocurre después de haber inyectado en más de 35% del volumen poroso, demostrando con ello que después de un waterflood petróleo residual ha sido movilizado.
2. La producción inicialmente no ocurre de manera uniforme, sino mucho después y más bajo de lo esperado. Esto se atribuye a problemas en las propiedades de los fluidos inyectados, la alta viscosidad de las emulsiones en la formación y por la pobre eficiencia de barrido generada por la ineficiencia del sistema químico.
3. Continuos problemas en la inyección de polímeros, requieren de un constante retratamiento que da como resultado menores tasas de inyección.
4. Varios problemas de emulsión acompañados por la aparición de sulfonato y cloruro en el agua producida.
5. Los costos del proceso de polímero micelar son inaceptable en comparación con el precio del petróleo para la época.
Conclusiones Generales.
1. Se requiere de una solución micelar basada en surfactantes, cosurfactantes, agua e hidrocarburos y una solución polimérica que proporcione un mayor radio de movilidad.
2. Se generan bajas tensiones interfaciales entre la solución micelar y crudo en el yacimiento aumentando la miscibilidad y disminuyendo la saturación de petróleo residual.
3. Pueden darse problemas relacionados con las emulsiones y con los polímeros.
4. Si el proceso se lleva a cabo bajo las mejores condiciones el factor de recobro obtenido puede ser > 70%.
5. Los costos asociados a este mecanismo son extremadamente altos debido a los costos de los químicos empleados durante el proceso (micelar-polímero).


Referencias Bibliográficas.
1. Green, W. D. and Willhite, P.G. “Enhanced oil recovery”, SPE journal, Vol. 6 (1998), p. 239.
2. Carcoana , A. “Applied enhanced oil recovery”, Edit. Prentice – Hall, inc.(1992), p.111.
  Dinesh, O.S. “Micelles, Microemulsions, and Monolayers: science and technology”, (1998),p. 230.
  Holmberg,K, J¨onsson, B. Kronberg, B. Lindman B. “Surfactants and Polymers in Aqueous Solution”, (2002).
  Ondrusek, P.S. “Micellar/ Polymer Flooding in the Bradford field”, SPE, Pennzoil E&P Co. 
ANEXOS




Micellar /Polymer Flooding Micellar /Polymer Flooding Reviewed by LGs on 2/26/2011 Rating: 5
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