La inyección continúa de vapor

La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidada. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido. Los factores que favorecen la aplicación de este mecanismo son crudos con altas viscosidades, alta gravedad específica y espesores de arena gruesos. Se deben diseñar cuidadosamente los planes de inyección para disminuir al máximo las pérdidas de calor desde superficie hasta yacimientos adyacentes, principal falla de operación. Aunque existen parámetros que limitan la aplicación del método, han sido implementados planes pilotos en campos con condiciones muy adversas donde se ha podido incrementar el recobro utilizando la inyección continua de vapor.

Introducción

Los métodos de recobro mejorado son técnicas aplicadas a yacimientos cuyos mecanismos primarios de producción han sido agotados, por lo que es necesario suministrarles energía para recuperar las reservas remanentes, más allá de procedimientos de mantenimiento de presión. Esta es una situación común en la actualidad; los grandes yacimientos típicamente desarrollados están agotando su energía y disminuyendo su producción. Los métodos térmicos de recuperación mejorada son un subgrupo de estos métodos de recobro mejorado y engloban los procesos de inyección de agua caliente, vapor y combustión in situ. La inyección de vapor es el método más utilizado a nivel mundial y el que más altos recobros reporta (50 – 60 por ciento). Su mayor efecto es la reducción de la viscosidad del crudo para promover su flujo. Existen dos maneras de realizar la inyección de vapor a los reservorios, como inyección continua de vapor y como inyección cíclica, la mayor diferencia entre ambos radica en el tiempo de exposición al calor del crudo y el área de aplicación. La inyección continua de vapor implica el uso de dos pozos, uno inyector y otro productor, el yacimiento es enfrentado a un frente continuo de vapor que entra en él y propicia el cambio en propiedades tanto de los fluidos como de la roca. La inyección cíclica es un mecanismo de estimulación a pozos, donde el vapor se inyecta por el mismo pozo productor, el cual es luego cerrado por un período de tiempo suficiente para que las propiedades del fluido

cambien y sea más fácil su producción. Es importante conocer las tecnologías aplicadas al recobro mejorado para implementarlas de manera eficiente y rentable para así obtener mayores tasas de producción y cubrir la creciente demanda mundial de energía.

Fundamentos de la tecnología

La inyección continua de vapor es un proceso por el cual se suministra calor al yacimiento para incrementar su temperatura y aumentar la energía necesaria para desplazar el crudo. El vapor inyectado al yacimiento transmite calor a la formación y a los fluidos que esta contiene. La inyección de vapor es el método de recobro terciario más utilizado actualmente. El proceso involucra la inyección de vapor generado en superficie o en el fondo de pozo. Su principal objetivo es mejorar el factor de recobro.

El éxito de la tecnología se logra mediante la reducción de la viscosidad del crudo, lo que permite mejor flujo del crudo a través del aumento de la relación de movilidad, hacia los pozos productores. La efectividad del método se basa en el incremento del recobro mediante varios puntos:

1. Reduce la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al petróleo (Kg).

2. Incrementa la eficiencia del barrido de fluidos.

3. Permite la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de hidrocarburo, que luego se convierten en condensados y pueden ser producidos.

4. Provee un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza y lleva al crudo hacia los pozos productores.

El proceso depende de los siguientes parámetros:

1. Cambio de las propiedades, a condiciones de yacimiento, del crudo. Se observa el cambio de comportamiento de fases, densidad, viscosidad, compresibilidad, composición y propiedades PVT de los fluidos presentes.

2. Propiedades de la roca tales como permeabilidad absoluta, porosidad y compresibilidad.

3. Propiedades de interacción roca fluido, afectadas por el incremento de la temperatura, como tensión interfacial (disminuye), permeabilidad relativa (Kg aumenta), presión capilar (disminuye para sistemas agua- petróleo),

mojabilidad (el agua moja más a la roca debido el descenso entre el ángulo de contacto crudo-agua).

4. Propiedades térmicas de la formación y los fluidos que contiene como calor específico, conductividad térmica, coeficiente de expansión térmica y los cambios que se producen con el incremento de la temperatura.

5. Condiciones del yacimiento y sus alrededores, como saturación inicial de crudo, formaciones adyacentes, heterogeneidad, presión y temperatura del mismo.

6. Geometría del flujo, patrones de flujo, espaciamiento, localización y espesor inyección-producción.

7. Condiciones relacionados al programa implementado como tasa de inyección de vapor, presión y calidad del vapor, cantidad acumulada de vapor, etc.

El proceso consiste en lo siguiente, se cuenta con un pozo inyector y un pozo productor, desde el pozo inyector se le inyecta a la formación vapor que ha sido generado bien sea en superficie con equipos destinados a esta labor (generadores de vapor) o con el uso de generadores especiales en el hoyo, que mediante combustión calientan el agua suministrada y proveen el vapor para la técnica. Al llegar a la formación el vapor se mueve a través de los poros interconectados y en las zonas más cercanas al pozo el crudo se vaporiza y es empujado hacia adelante; parte del crudo no es removido, sin embargo el crudo remanente estará a mayor temperatura. A medida que avanza el frente de crudo también avanza el frente de vapor, parte del cual eventualmente se condensará debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. El agua condensada se encontrará a la misma temperatura del vapor y generará un banco de condensado caliente, que permite el empuje de parte del crudo a medida que se enfría y llega a la temperatura de yacimiento, punto desde el cual se incorpora como influjo de agua. Esto define 3 zonas principales en el área de influencia del vapor. La zona de vapor donde predomina el efecto de la destilación. La temperatura del yacimiento es casi igual a la del vapor y solo se mueve el petróleo gaseoso que ha sido vaporizado y el agua, el líquido permanece inmóvil. La temperatura del vapor permanece casi constante, disminuyendo en la dirección del flujo. La temperatura y la presencia de la fase de vapor permite que las fracciones más livianas se vaporicen y muevan hasta el banco frio de crudo, dejando atrás a las fracciones más pesadas, cuya saturación puede quedar en 15 por ciento, dependiendo de su viscosidad y de la temperatura del vapor. En esta zona ocurre un empuje por gas.

Se estima que se puede aumentar en 20 por ciento el recobro debido a esta zona y se logra enriquecer el crudo.

En la zona de agua caliente la expansión térmica del petróleo toma lugar, haciendo que el crudo se expanda y se mueva, disminuyendo la saturación residual. Si la viscosidad del crudo disminuye con la temperatura, el influjo de agua caliente será un método eficiente de recuperación.

Luego se presenta la zona de agua fría, el recobro de esta zona está determinado principalmente por las propiedades térmicas del crudo. La expansión térmica del crudo se encarga de aportar entre el 3 y 5 por ciento del recobro; el desplazamiento del crudo depende básicamente de la reducción de la saturación residual con la temperatura, esto puede traer entre 10 y 20 por ciento del recobro en las zonas no barridas por vapor, aquí también se condensa las fracciones vaporizadas anteriormente. En la zona fría el recobro es similar al influjo de agua y la saturación residual de hidrocarburo queda entre 20 y 25%.

Ventana de aplicación

Se prefiere a los yacimientos someros debido a que se minimizan las pérdidas de calor a través del pozo; formaciones más profundas poseen mayor temperatura y no se aprovecha del todo el calor del vapor. La presión es mayor en yacimientos más profundos por lo que se necesita suministrar más calor y se aumentan el riesgo de fallas operacionales.

Debido a la diferencia de densidad entre el crudo y el vapor se observa una segregación del vapor lo que causa la invasión de los pozos productores por el vapor y genera que solo 1/3 del yacimiento sea barrido. Una recomendación importante para evitar esto es la inyección en el fondo del pozo. Cerca de dos tercios del calor del vapor se utiliza para calentar a la formación, por lo que gran parte del calor no se utiliza para el desplazamiento de fluidos

El agua es escogida por poseer una alta capacidad de transporte de calor frente a otras sustancias, bien sea en su fase líquida o de vapor, por poseer el calor latente más alto y estar disponible fácilmente. El generador de vapor provee vapor cuya presión está entre 2000 a 2500 libras por pulgada cuadrada, con calidad de entre 80 a 85 por ciento. El agua utilizada debe ser limpia para evitarla corrosión del

equipo y partículas sólidas suspendidas en el vapor. Debe ser de dureza menor a 1 parte por millón (ppm), sólidos totales disueltos menores a 20 por ciento y menos de 5 ppm de sólidos suspendidos, con un pH entre 7 y 12.

Espesor

Esto influye en la pérdida de calor a las formaciones adyacentes, por lo tanto mientras más gruesa la formación, mejor el desempeño del proceso. Por lo general es recomendable que el espesor de la formación se encuentre entre 20 y 400 pies.

Permeabilidad

Debe ser lo suficientemente alta para permitir la inyección de vapor y el flujo de crudo hacia los pozos productores. Se estima que el rango deseable abarca entre 100 y 4000 (md).

Saturación de petróleo residual original

Se sugiere que sea mayor al 40%. Las porosidades esperadas deberían ubicarse sobre el 20 por ciento para hacer del método rentable económicamente

Viscosidad del crudo

Los rangos estándares de aplicación reportan viscosidades entre 1000 a 4000 (cp.), aunque autores coinciden en que para viscosidades menores el método es también aplicable.

Gravedad API

Entre 10 y 36°API.

En general se espera que la saturación de crudo sea alta y su viscosidad también. Es aplicable a crudos livianos, aunque el empuje por agua es un mejor método para producirlos. Se presentan problemas técnicos al usar yacimientos heterogéneos o con alto contenido de arcillas hinchables, que comprometen la permeabilidad. No es recomendado en yacimientos carbonaticos.

Pérdida de calor

En este proceso el vapor es el medio que se utiliza para transmitir el calor a la formación. Solo una parte del calor que se le transmite al vapor en el generador llega a la formación.

Zonas de pérdida de calor

1. Superficie: generador y tuberías. Cerca del 20 por ciento del calor se pierde en el generador y de 3-5 por ciento en las tuberías que llevan el calor hacia el pozo inyector, aun estando bien aisladas.

2. Pozo, tubería de inyección y revestimiento: a medida que el vapor se desplaza a través del pozo existe pérdida de calor debido a la diferencia entre la temperatura del vapor y las formaciones que atraviesa el pozo. Es significativa en pozos muy profundos o con tasa de inyección baja, es por esto que las tuberías de inyección son bien aisladas. Existen maneras de evitar las pérdidas, por ejemplo, rellenar el espacio anular con crudo, gas presurizado o series de tuberías de aislamiento concéntricas.

3. Pérdida a las formaciones adyacentes.

Los generadores de vapor en el fondo del hoyo evitan las pérdidas de calor en superficie y en el pozo. Utilizan combustible y aire, que son inyectados por separado, creando una cámara de combustión en el pozo frente a la formación de interés; el combustible es encendido por una chispa eléctrica y calienta al agua que es inyectada en la cámara de combustión y se vaporiza. Entre sus ventajas se encuentran la disminución de las pérdidas de calor, menos contaminación, mayor temperatura del vapor, presurización del reservorio y facilidades de operación costa afuera.

Eficiencia del barrido

El espaciamiento de los pozos depende de las características del yacimiento y de parámetros económicos. Es común que el plan de explotación contemple un espaciamiento mínimo que permita la aplicabilidad de recobro secundario y terciario, lo que evita la perforación a futuro para implementar estas prácticas.

Caso de estudio

Prueba piloto de Inyección de Vapor en el Campo Emeraude (costa afuera).

El campo Emeraude contiene altas cantidades de reservas de crudo viscoso (100 cp. a condiciones de yacimiento). Fue explotado por 14 años antes de decidir implementar la inyección de vapor, recuperándose apenas el 3% de petróleo in

situ, y quedando el reservorio agotado. De continuar con mecanismos de producción primarios solo se alcanzaría entre el 5 y el 10 por ciento de recobro en un plazo de 20 años. Se consideraron varios métodos de recobro mejorado, entre ellos la inyección de agua, que irrumpió rápidamente en los pozos productores; la combustión in situ fue probada en condiciones de laboratorio pero se desestimó debido a que la mayor parte del crudo quedaría como residuo en la formación. El suministro de agua alcalina también fue probado e igualmente reprobado debido a problemas de incompatibilidad entre el agua alcalina y el agua de formación. En pruebas de laboratorio la inyección continua de vapor arrojó resultados prometedores. Como consecuencia de esto se implementó en programa de inyección de vapor con los siguientes objetivos:

1. Probar la viabilidad de la técnica en condiciones adversas como perforación de pozos con taladros inclinados que utilizan bombas para producción, cementación de zonas fracturadas y generación de vapor con agua de mar.

2. Evaluar el comportamiento del reservorio frente al método, el tiempo de intrusión de vapor a los pozos, tasa de recobro y la relación crudo-vapor.

Características geológicas del reservorio y de los fluidos.

El campo se encuentra 20 km hacia el sur, costa afuera de la República Democrática del Congo. La estructura es un anticlinal cortado por una falla. Los reservorios son someros (entre 200 a 500 metros de profundidad) y están compuestos por rocas como calizas dolomíticas. La prueba piloto para implementar la técnica se realizó en los yacimientos de calizas dolomíticas, las cuales contienen la mayor cantidad de crudo y se poseen 50 metros de espesor. La estratigrafía del área seleccionada varía entre dolomíticas, desde poco consolidadas a muy compactas pero fracturadas y calizas compactas. La permeabilidad de los yacimientos considerados se ubica desde 0,1 a 5 md hasta 50 md. El crudo presente resulta ser subsaturado, cuyo punto de burbuja es 333,6 cp. Relación gas petróleo disuelto de 266 PCN/BN, viscosidad de 100 cp. Y de 22°API.

Con la aplicación del método desde marzo de 1985, se buscó aprovechar la inyección de vapor para la vaporización de las fracciones más livianas de crudo, la expansión térmica del crudo y la reducción de la viscosidad del crudo. En condiciones de laboratorio, utilizando núcleos dolomíticos saturados a condiciones adiabáticas de yacimiento, se logró recuperar el 84,5 por ciento del crudo con una temperatura de inyección de 459°F y una presión de 450. Basándose en los

resultados de esta prueba, se instalaron dos sistemas de inyección con cinco pozos cada uno (4 productores y 1 inyector), con un espaciamiento de 130 metros entre los pozos. Se esperaba que la zona calentada cubriera una vasta área, de manera de poder aprovechar al máximo los efectos de expansión, vaporización y el mantenimiento de presión. El área escogida tenía bajo buzamiento para evitar la segregación del vapor, bajas relaciones agua-crudo y gas-crudo y bajas tasas de recobro. Se construyeron dos plataformas para albergar los equipos de generación de vapor y de perforación. Durante la aplicación de la prueba, la producción de crudo y su análisis, el corte de agua, temperatura y presión fueron medidas regularmente. La tasa de inyección de vapor fue de 513 barriles/d. En las primeras etapas no se notó cambio alguno en las condiciones del yacimiento, sin embargo el 70 por ciento del vapor inyectado era producido en pozos de formaciones adyacentes, evidenciado por el aumento en el corte de agua de esos pozos. Luego de 5 meses de implementación, se registró el incremento de la producción de 63 a 284 barriles/d, al mismo tiempo el corte de agua aumentó de 10 a 50 por ciento y la relación gas petróleo disminuyó, la temperatura de fondo de pozo aumentó de 30 a 90 °F y la salinidad del agua de formación disminuyó, lo que evidenció el desplazamiento del vapor dentro del yacimiento. Las conclusiones a las que se llegaron con el estudio fueron.

La aplicación de la inyección continua de vapor es una solución original para aumentar la cantidad de crudo recuperado en lugar del uso del recobro primario, a pesar de las dificultades que presenta el yacimiento (yacimiento costa afuera, somero, heterogéneo y agotado). Los problemas técnicos (espaciamiento apropiado entre los pozos, perforación y cementación de zonas agotadas y fracturadas, unidades de bombeo adaptadas a pozos inclinados, producción de vapor con agua de mar) fueron solucionados. Como resultado final la inyección de vapor pudo ser implementada como mecanismo de recobro mejorado en los yacimientos del Campo Emeraude, ya que esta mejoró la tasa de producción de crudo, incrementándola casi cuatro veces.

Recobros esperados

El recobro generado por esta técnica se ubica entre 50-60 por ciento, con valores que pueden llegar al 75 por ciento.

Costos asociados

La implementación de estos planes de manera económicamente rentable depende principalmente de la relación vapor-crudo durante el proceso, la cual puede ser

estimada con anticipación. Un proyecto de inyección de vapor debe ser capaz de pagar por su inversión y generar un retorno aceptable de la inversión. En la actualidad estos proyectos resultan ser costosos debido a un tercio crudo recuperado es utilizado para generar el vapor necesario.

Conclusiones

El uso de métodos térmicos de recobro mejorado es una opción común en campos donde los yacimientos han agotado su energía y necesitan ser estimulados para recuperar las reservas restantes que poseen. Debido a la facilidad de la técnica y a su amplia aplicación resulta en un mecanismo aprovechable frente a otras metodologías. La inyección continua de vapor permite aumentar la tasa de producción de los reservorios donde se implementa y por lo general arroja resultados satisfactorios y los mayores recobros en métodos probados de recobro mejorado. Es importante el conocimiento de las condiciones geológicas de las formaciones y de las propiedades de los fluidos para el diseño del mejor programa de inyección.

Debido a su impacto en la reducción de la viscosidad, esta técnica emplea como buenos candidatos a reservorios con crudos pesados y extrapesados, muy abundantes en Venezuela y futuros contenedores de las mayores reservas a ser explotadas.

Inyección cíclica de vapor

Los métodos de Recuperación Técnica se aplican cuando se tiene en el yacimiento· aceite viscoso, y constituyen un recurso de gran utilidad en la explotación de acumulaciones de hidrocarburos cuyas características hacen: imposible, lento, o aún antieconómico, su agotamiento por métodos convencionales. La inyección de vapor vista a nivel de pozos en un método de estimulación del ritmo de producción, en los que las principales dificultades para su explotación son debidas a la alta viscosidad del aceite, que puede o no acompañarse de la deposición de bitúmenes y parafinas en el fondo del pozo. La estimulación Se consigue al proporcionar al yacimiento una cantidad apreciable de calor usando, para su transporte, vapor de agua. Puede ser de dos tipos: cíclica y continua.

Este método de recuperación ha sido aplicado en forma extensiva y exitosa principalmente en Venezuela y estados unidos y se considera que es el más económico y simple de los métodos de recuperación térmica. Sin embargo, su aplicación a un caso de campo dado, requiere una planeación previa sumamente cuidadosa y una supervisión muy estrecha de operación. El diseño de una estimulación para un caso concreto enfrenta diversos problemas, mucho de los cuales solo pueden resolverse a través de experiencias obtenidas en casos previos. Concretamente, el diseño de la estimulación para el primer pozo seleccionado, en un yacimiento dado, ha de llevarse a cabo desconociendo un buen número de datos y características cuya incorrecta suposición puede conducir a resulta dos totalmente negativos, sin embargo, la primera prueba debe considerarse como un experimento a través del cual será posible conocer directamente algunos datos, a refinar los criterios que basan la suposición de otros y adquirir los elementos de experiencia indispensables para planear

adecuadamente las siguientes estimulación. La información que proporcionan las pruebas de laboratorio es siempre convenientes para tener una base.

Criterios de Diseño. Existen algunos· criterios generales que pueden ser útiles en el diseño de un proyecto de estimulación por medio de inyección de vapor; éstos son el resultado de la experiencia obtenida por diversas compañías, en gran número de casos de campo. A continuación se enumeran algunas de las características que deben reunir los yacimientos para poder considerarlos como potencialmente adecuados para una inyección de vapor económica.

Permeabilidad: El yacimiento debe tener una permeabilidad lo suficientemente alta, de 100 a 5000 md, para que permita inyectar el vapor en un tiempo relativamente corto, lo cual reduce al mínimo las pérdidas de calor en todo el sistema de inyección y hacia los estratos adyacentes a la formación productora.

Densidad del Aceite. La densidad del aceite de la formación productora es de gran importancia debido a que está relacionada tanto con su viscosidad como con precio en el mercado. Un aceite de alta densidad normalmente es más viscoso y, por lo tanto, su flujo probablemente responderá mejor a un incremento de temperatura en el yacimiento. Sin embargo, hay que tener en cuenta que el aceite de alta densidad es de bajo precio y su recuperación solamente será exitosa si se logra producir una cantidad suficiente a ritmos y costos compatibles con el aspecto económico. Por lo tanto, es dudoso que un aceite de 1.0 gr/cm3 de densidad o mayor (100 API o menor), se recupere con el mismo atractivo económico por medio de inyección de vapor, que otro con una densidad menor. Por otra parte, aceites de densidad y viscosidad muy bajas no responden satisfactoriamente a la estimulación con vapor, en comparación con algún otro método de recuperación secundaria más adecuado y económico. El rango de densidad de aceite considerado adecuado para la estimulación con vapor es de O. 9 a 1.0 gr/cm3, de 10 a 20° API.

Espesor de la Formación. El espesor neto de la formación productora debe ser, como mínimo, de 1 O a 15 m. Sin embargo, espesores excesivamente grandes pueden originar la segregación del vapor o bien que el vapor penetre perfectamente a los estratos más permeables. El espesor de la formación afecta directamente la magnitud de las pérdidas de calor a los estratos adyacentes,

siendo estas pérdidas mayores en formaciones delgadas. Las mejores condiciones se consideran que ocurren en el rango de 15 a 50m, ya que en espesores mayores se tendrían que utilizar generadores de vapor en paralelo, lo cual representaría de por sí problemas adicionales. De cualquier modo, no se trata de recetas y cada caso debe analizarse para una situación dada.

Temperatura y Presión de Inyección. El rango de temperaturas y presiones es muy amplio. Aun cuando Farouq Ali señala que las temperaturas óptimas de inyección son del orden de 149 a 204°C, (de 300 a 400°F). En yacimientos donde para inyectar el vapor se requieren presiones mayores de 70 kg/cm2 será necesario manejarlo a temperatura que excedan a 290°C para evitar que se condense. Por otro lado, en yacimiento agotados. Presión de inyección y temperaturas menores

pueden ser adecuadas.

Inyección de agua caliente

La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría39 42. Durante el proceso (Figura 9.19), la zona vecina al pozo inyector se va calentando y, a su vez, parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada a un incremento

del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura. Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son: 1. Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad 2. Reducción del petróleo residual por altas temperaturas 3. Expansión térmica del petróleoLa principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente. Exceptuando los efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua.

Combustión a baja temperatura

A medida que el petróleo se encarece, y crece la demanda de vehículos con un consumo más eficiente de combustible, el conocimiento recopilado durante años de análisis de motores diésel, y una nueva estrategia conocida como combustión a baja temperatura podrían pronto conducir al sector automotor y a los compradores de automóviles a decantarse hacia un mayor uso de motores diésel, si estos pasan a ser mucho más limpios gracias a las nuevas mejoras técnicas que se introduzcan en los vehículos de esta clase.

El estado de progreso en que se halla esta tecnología de combustión a baja temperatura empieza a estar lo bastante avanzado como para plantearse dar el salto definitivo hacia su comercialización a gran escala.

Los motores diésel son, por regla general, más eficientes que los motores a gasolina. Para vehículos con un alto consumo de combustible, como por ejemplo camiones de gran tonelaje, o simplemente en tiempos de crisis cuando la gente no se puede permitir malgastar una sola gota de combustible, un motor más eficiente es algo muy importante. El incremento de la eficiencia también se traduce en menores emisiones de dióxido de carbono (CO2), que son uno de los principales culpables del calentamiento global.

Aunque los motores diésel son más eficientes que los de gasolina, están lejos de ser perfectos, ya que arrastran el problema de sus emisiones contaminantes.

Los motores a gasolina se han vuelto en cada vez más limpios, debido a la inserción de convertidores catalíticos cada vez mejores entre el motor y el tubo de escape, que depuran los compuestos contaminantes emitidos.

Pero el mismo convertidor catalítico que funciona tan bien en los motores de gasolina no sirve para los motores diésel. Otros sistemas de tratamiento de emisiones más complejos se están desarrollando para los motores diésel modernos, pero son una solución aparatosa, cara y con puntos débiles, por lo que el sector automotor preferiría disponer de alternativas mejores.

La combustión a bajas temperaturas, que, entre otras ventajas, reduce la liberación de óxidos de nitrógeno (NOx) y humo, podría ser un modo alternativo para reducir las emisiones contaminantes de los motores diésel, permitiendo así aprovechar todas sus ventajas de eficiencia sin la lacra de su acción contaminante.

Gracias en buena parte al trabajo realizado en las décadas de 1980 y 1990 en los Laboratorios Nacionales estadounidenses de Sandía, en California, la comunidad científica sabe cómo se forman las sustancias contaminantes durante la combustión diésel convencional.

Entre otras cosas, en aquellas investigaciones pioneras se demostró que las partículas del humo (materia particulada) se forman en zonas donde las concentraciones de combustible son muy altas. Otros peligrosos compuestos contaminantes, los óxidos de nitrógeno, o NOx, se forman a partir de una llama de alta temperatura en el interior del motor. Las emisiones de NOx no sólo son tóxicas, sino que una vez liberadas en la atmósfera y expuestas a la luz solar, reaccionan con otras sustancias contaminantes produciendo ozono a nivel del suelo. El ozono es útil a gran altura, donde forma un escudo que nos protege de las radiaciones llegadas del espacio. Sin embargo, a baja altura es potencialmente peligroso.

La combustión a bajas temperaturas limita las emisiones de NOx mediante la recirculación de algunos de los gases de escape expulsados, enviándolos nuevamente dentro del motor, donde absorben calor de la combustión. Con este paso, las temperaturas de combustión son menores que las de los motores típicos, por lo que la emisión de NOx se reduce significativamente.

La otra parte de la estrategia de la combustión a bajas temperaturas es  inyectar  más temprano el combustible pulverizado en el motor, a fin de darle más tiempo para mezclarse con el aire antes de quemarse. La combustión a bajas temperaturas evita de ese modo gran parte de las regiones ricas en combustible que conducen a la emisión de materia particulada del humo, y también evita las altas temperaturas que facilitan la formación de NOx.

Si bien la combustión a bajas temperaturas ayuda a reducir la contaminación por materia particulada y NOx, no deja de tener sus propios problemas. Aunque los NOx y las partículas del humo se reducen, otras sustancias contaminantes se elevan, como el monóxido de carbono (CO) y los hidrocarburos sin quemar provenientes del combustible. Ambos no sólo son tóxicos, sino que también resultan en una pérdida de la eficiencia del combustible.

Utilizando técnicas ópticas especiales de diagnóstico, el equipo de investigación de los Laboratorios Nacionales de Sandía ha identificado las fuentes exactas de esas emisiones generadas por los motores de combustión a bajas temperaturas.

Inyección de soluciones alcalinas

Fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali.

Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos; a medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas (Surfactantes) en la interfase petróleo-agua, que traen como consecuencia la producción del petróleo.

En la Figura 2, se puede observar el proceso de inyección de Soluciones Alcalinas.

2.- Cambio de humectabilidad: En necesario reducir la Fuerza Capilar para mejorar la recuperación del petróleo

Pc=2 σ/r

Cambios en el pH, activan los materiales de la interfase agua-petróleo y trae cambios en la humectabilidad. Al cambiar el agente humectante en el poro, y la concentración del agente comienza a aumentar la superficie de contacto, el poro comienza a progresivamente a ser mojado por petróleo.