Recuperación Mejorada Surfactantes-Polímeros (Parte II)

(4) En un proceso que funciona idealmente, todo el aceite está 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. Desde el punto de vista práctico, permite también que el surfactante penetre en las zonas menos permeable, y permite compensar ciertas inestabilidades. Hay también otras razones para inyectar un tapón del orden de 10% de volumen de poro al 5-10% de surfactante/alcohol, las cuales se discutirán más adelante.

El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco y por lo tanto el tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el proceso. Además de reducirse en tamaño este tapón puede diluirse 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 progresa en el yacimiento, se empuja con un fluido viscoso, que es una solución de polímeros hidrosolubles de tipo poliacrilamida o polisacárido. Ya 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 el tapón de surfactante haya llegado al pozo productor. Se usa en general un tapón de 10-20% 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.

(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 una tapón de polímero con "cola decreciente" y una velocidad de inyección baja.

El método de drenaje micelar/polímero ha sido probado en varios ensayos pilotos con resultados muy disparejos. Cuando funciona, permite recuperar el casi 100% del aceite residual en la zona barrida. Tomando en cuenta la eficiencia geométrica (ubicación de pozos) y vertical de barrido, eso puede significar duplicar la cifra de la recuperación primaria y secundaria y alcanzar el 50% del aceite originalmente en sitio en el yacimineto. Pero cuando no funciona, no produce prácticamente ninguna mejora respecto a la inyección de agua. El resultado es algo como todo o nada, y existen muchas razones para que sea nada (véase sección 5 siguiente); sin embargo se está entendiendo la interrelación de los fenómenos y se piensa que en el futuro se debe poder dominar muchas de las dificultades.

Referencias Bibliográficas

"Recuperación Mejorada del Petróleo" an-Louis Salager [Disponible en Línea] http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf (Consulta, Junio 2009)