La inyección de dióxido de carbono (CO2 ) es un proceso en el que se inyecta dióxido de carbono en un yacimiento de petróleo para aumentar la producción durante la extracción de petróleo . Esto se utiliza con mayor frecuencia en yacimientos donde las tasas de producción han disminuido debido al agotamiento .
Cuando la cantidad de petróleo recuperable en un yacimiento de petróleo se agota mediante la producción primaria y secundaria , puede que aún quede entre el 60 y el 70 % del petróleo que originalmente había en el yacimiento. [1] En algunos casos, la inyección de dióxido de carbono (CO 2 ) puede ser un método de recuperación terciaria ideal para recuperar más petróleo recuperable del que se podría producir utilizando métodos de recuperación de petróleo secundario.
Debido a sus propiedades especiales, el CO2 mejora la recuperación de petróleo al reducir la tensión interfacial , hinchar el petróleo, reducir la viscosidad del petróleo y movilizar los componentes más livianos del petróleo. [2] Cuando el CO2 inyectado y el petróleo residual son miscibles , las fuerzas físicas que mantienen separados a los dos fluidos desaparecen de manera efectiva. Esto da como resultado una reducción de la viscosidad del hidrocarburo y facilita el desplazamiento del petróleo crudo de los poros de la roca y su arrastre hacia el pozo de producción. [3]
En otros casos en los que el CO2 y el petróleo residual son inmiscibles, el CO2 inyectado puede seguir utilizándose para impulsar el petróleo crudo a través de la formación para su producción. [4] Una razón por la que esto ocurre es porque el CO2 inyectado puede fluir hacia los poros diminutos que no están disponibles para el petróleo y el agua. [5]
A medida que un yacimiento petrolífero madura y las tasas de producción disminuyen, existe un incentivo creciente para intervenir e intentar aumentar la producción de petróleo utilizando técnicas de recuperación terciaria (también denominadas recuperación de petróleo mejorada o mejorada ). Los ingenieros petroleros evalúan las opciones disponibles para aumentar la productividad del yacimiento. Las opciones incluyen la inundación química, la inyección térmica/de vapor y la inyección de CO2 . [ 2] [6]
Uno de los criterios para determinar si la inyección de CO2 es un candidato para la recuperación de petróleo de la formación es la presión de la formación. La miscibilidad del CO2 y el petróleo crudo depende de la presión y la temperatura. Sin embargo, dado que es difícil cambiar la temperatura del yacimiento, la presión del yacimiento se puede ajustar, hasta cierto punto, para llevar el yacimiento a una presión que mantenga el CO2 en un estado supercrítico . Si se determina que una inyección miscible es factible, la presión se mantiene por encima de la presión mínima de miscibilidad (PMM). [3] [2] La presión puede ser inferior a la PMM si se desea una inyección inmiscible.
Un ingeniero petrolero determinará entonces un método para utilizar la inyección de CO2 para recuperar petróleo del yacimiento. Puede ser un método de inyección continua , un método de agua alternada con gas (WAG) o alguna combinación de ambos. [2] La cantidad o cantidades de CO2 se determinarán por la cantidad de volumen de poro de la formación que esté lleno de petróleo. Esto se conoce como el volumen de poro de hidrocarburo (HCPV). [3] El ingeniero petrolero también decidirá si la inyección será una inyección patrón o una inyección de línea. [2] [6] En una inyección patrón, el CO2 se inyecta generalmente en varios pozos de inyección que rodean un pozo de producción. Alternativamente, el CO2 se puede inyectar en pozos de inyección rodeados de pozos de producción. Esto se denomina inyección patrón invertida. En una inyección de línea, los pozos de inyección están ubicados en una línea recta paralela a los pozos de producción. [7]
En condiciones óptimas, una gran cantidad de CO2 movilizará un frente de inundación donde la mezcla de petróleo y CO2 movilizará más petróleo. [7] [2] Este frente de inundación se irradiará desde cada pozo de inyección hacia los pozos de producción circundantes donde se producirá el petróleo. La formación de un frente depende de la velocidad a la que se inyecta el CO2 , la velocidad a la que moviliza el petróleo y la porosidad de la formación. [7] Inyectar el CO2 demasiado rápido permitirá que el CO2 se canalice desde el inyector directamente a un pozo de producción sin movilizar petróleo. Inyectar CO2 demasiado rápido puede fracturar la formación, lo que puede permitir nuevamente la canalización desde el inyector a cualquiera o todos los pozos de producción. [2] [6] [8] Además, la inyección de CO2 puede migrar finos, que son pequeñas partículas de arcilla y minerales, que pueden tapar los poros y evitar la movilización de petróleo a través de la formación. [9]
En una inundación continua, se inyectará continuamente una gota de CO2 y no será seguida por ningún otro fluido. La cantidad de CO2 se calcula generalmente en alrededor del 100% del HCPV del campo o patrón. En un proceso de gas alternante de agua (WAG), las gotas de CO2 son seguidas por gotas de agua. La cantidad total de CO2 puede estar entre el 40% y el 50% del HCPV. [2] [6] [8] Se sabe que el proceso WAG reduce la canalización del CO2 . [ 6]
Los yacimientos de arenisca y carbonato (como la piedra caliza o la dolomita ) son los preferidos para este método en lugar de los yacimientos con permeabilidad ultrabaja como el esquisto debido al riesgo de canalización de CO2 a través de fracturas hidráulicas o naturales en la roca. [2] [1] La inyección de CO2 todavía se utiliza a veces en estos casos, pero generalmente utilizando el método de inyección de CO2 "huff and puff", que permite que el CO2 se empape en un yacimiento después de ser bombeado a través del pozo de inyección durante un período de tiempo antes de que el pozo de producción se abra y vuelva a funcionar. [10] [6] Este método reduce las posibilidades de canalización no deseada y aumenta las cantidades de petróleo que se pueden recuperar en comparación con el proceso de gas alternado con agua (WAG) de inyección de CO2 más común o siguiendo una inmersión de CO2 con vapor. [1] [11]
La inyección con CO2 miscible es un método preferido para petróleos medianos a livianos debido a la relación de movilidad entre el CO2 y el petróleo. [7] La relación de movilidad se refiere a la relación entre la movilidad del fluido de CO2 inyectado en un yacimiento para producción secundaria o terciaria y la movilidad del petróleo. [1] [2] [8] Para petróleos medianos o livianos con una gravedad API alta , se pueden utilizar fluidos o gases que sean menos viscosos. Sin embargo, si se utilizara un fluido o gas de inyección que tuviera una viscosidad más baja en un petróleo crudo pesado o bitumen , el fluido o gas de inyección pasaría por alto el petróleo y daría como resultado un yacimiento mal barrido. [1]
En los casos en que el yacimiento está lleno de petróleo o betún extremadamente pesado, la inyección de vapor u otros métodos que emplean calor son mucho más comúnmente favorecidos para que la movilidad o viscosidad del petróleo se pueda reducir y la extracción será más fácil. [1] Generalmente, los yacimientos con petróleos más livianos tendrán porcentajes de recuperación más altos con métodos de recuperación primaria y secundaria, pero los yacimientos con petróleos o betún más pesados tendrán una recuperación mucho menor con métodos de recuperación primaria y secundaria y la transición de métodos secundarios a terciarios tendrá que ocurrir mucho antes en la vida útil del yacimiento.
El uso de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo se investigó y patentó por primera vez en 1952. [12] En 1964, se realizó una prueba de campo en el campo Mead Strawn, que implicó la inyección de una gran cantidad de CO2 ( 25% del volumen de poro de hidrocarburo o HCPV) seguida de agua carbonatada en condiciones de yacimiento. Los resultados indicaron que se produjo entre un 53 y un 82 por ciento más de petróleo mediante la inyección de CO2 que mediante agua en las mejores áreas de la inyección de agua. [13]
El proceso se intentó por primera vez comercialmente en 1977 en el condado de Scurry , Texas . [13] Desde entonces, el proceso se ha utilizado ampliamente en la región de la cuenca Pérmica de los EE. UU. y ahora, más recientemente, se está implementando en muchos estados diferentes. [1] Ahora se está implementando de manera más activa en China y en el resto del mundo. [2] [14] [15]
En relación con las emisiones de gases de efecto invernadero y el calentamiento global , las inundaciones con CO2 pueden utilizarse para secuestrar CO2 bajo tierra y, por lo tanto, compensar las emisiones de CO2 en otras partes. [16]