Recuperación mejorada de petróleo

En la industria petrolera se define un yacimiento como un volumen poroso de roca que contiene gas, petróleo y agua. El medio poroso normalmente es roca sedimentaria de arenisca o caliza. El medio poroso es generalmente heterogéneo tanto a nivel microscópico, afectando al tamaño y tipo de poros, como macroscópico, presentando zonas poco permeables y/o grietas. Naturalmente la heterogeneidad complica la producción.

La perforación de pozos permite lograr muestras acerca de los tipos de roca, fluidos presentes y espesores que complementados con pruebas geofísicas y pruebas dinámicas permiten lograr un mayor conocimiento para definir su explotación. Sin embargo no se puede saber “a priori” cuál va a ser el comportamiento de la presión en el tiempo, aspecto muy importante.

La producción se tiene que definir en función de las técnicas disponibles y en función del comportamiento del pozo hay que decidir, de ser necesarias, formas adicionales de estimulación, como ser fracturamiento, acidificación, inyección de vapor etc.

Tradicionalmente en la explotación de un yacimiento se distingue tres etapas: recuperación, primaria, recuperación secundaria y recuperación terciaria o mejorada.

En nuestro país gracias al buen gradiente de presión existente en el fondo de los pozos hemos tenido casi siempre una fluida recuperación primaria. Cuando este gradiente de presión se pierde se recurre al bombeo mecánico o a la elevación con gas, lo que también se utiliza en algunos casos. La recuperación concluye al decaer la presión o por invasión de agua. Se estima que la recuperación primaria está entre el 10 y el 15% del petróleo original existente en el yacimiento; con presencia de gas puede llegar al 20% o algo más en función de la permeabilidad y de los acuíferos; sin gas disuelto puede reducirse a un 5%.

La recuperación secundaria se utiliza cuando ya no es posible, o se halla muy disminuida la recuperación primaria. Ésta se efectúa generalmente por inyección de agua, con este sistema se puede elevar la recuperación hasta un 25 a 40% del volumen original. En el país en contados pozos y con resultados mediocres, posiblemente por falta de datos geomorfológicos, se ha recurrido a la recuperación secundaria. En esta recuperación secundaria, según mi modo de ver, hay aún posibilidades interesantes de extracción. Por supuesto que ésta sólo se puede realizar después de análisis detallados del yacimiento, de la geología, del tipo y propiedades de las rocas, fluidos, presiones, etc. por parte de personal técnico idóneo a cargo.

Después de las recuperaciones primaria y secundaria todavía queda, según el caso, un 60 a 80% del volumen original de petróleo. A la escala de los poros, el petróleo crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse como glóbulos discontinuos atrapados por las fuerzas capilares, por lo que se dificulta grandemente su extracción. A la escala del yacimiento puede ser que después de la recuperación secundaria el fluido no haya penetrado por una baja permeabilidad en ciertas zonas, por vías preferenciales del fluido o porque la geometría de los pozos no es favorable.

Actualmente para lograr una recuperación terciaria o mejorada se utiliza muchos procesos, entre los que se destacan principalmente los siguientes:

- Reducción de las fuerzas capilares con solventes miscibles.

- Drenaje inmiscible con reducción de la tensión interfacial con surfactantes o polímeros.

- Taponamiento de las vías preferenciales con espumas.

- Inyección de vapor con surfactantes.

Un método interesante de patente rusa que ha aparecido últimamente y que al parecer ha dado buenos resultados en el área rusa se basa en la colocación de emisores ultrasónicos controlados (EOR-CAT) en pozos productores, en las zonas o estratos donde se encuentra el petróleo; la energía generada por tres regímenes simultáneos de onda produce una resonancia que afecta la adhesividad de los enlaces petróleo-roca y petróleo-agua, obteniéndose según la empresa incrementos en la productividad del pozo del 30 al 50% con un porcentaje de éxito del 80%.

En resumen, vale la pena que YPFB Corporación, que tiene el problema de una producción de petróleo menguante y una demanda de hidrocarburos líquidos creciente, ausculte con interés y seriedad las posibilidades de aplicar por su cuenta o por contrato los métodos de recuperación secundaria y terciaria a los pozos petrolíferos que se hallan en una etapa de producción declinante. Mi opinión es que en muchos pozos hay todavía buenas posibilidades de mejorar la producción aplicando técnicas adecuadas de recuperación mejorada.

Aún más, algunos campos agotados y/o abandonados, pero que todavía contienen cantidades de petróleo recuperables, se los podría licitar ofreciendo, por supuesto, incentivos especiales directos superiores a las NOCRES en vigencia, a aquellas empresas que tengan técnicas de reactivación probadas y que acepten correr con toda la inversión de riesgo. Por supuesto que éstas tienen que cumplir con las regulaciones ambientales bolivianas para no dejar secuelas de riesgo.

El Ing. Urquidi es ex directivo de YPFB.