MX2014011277A - Inundacion con tensioactivo de concentracion ultrabaja. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para recuperar petróleo de una formación que incluye el uso de tensioactivos en concentraciones bajas. El tensioactivo puede ser un tensioactivo oleofílico. El método puede incluir acondicionar un sistema de recuperación de petróleo para inhibir microbios que puedan consumir el tensioactivo oleofílico. Se describe un método que determina la concentración de un tensioactivo que es suficiente para cambiar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua en un área cercana a la perforación del pozo de un pozo de inyección en una formación pero que no requiere cambiar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua fuera del área cercana a la perforación del pozo.

Description

INUNDACIÓN CON TENSIOACTIVO DE CONCENTRACIÓN ULTRABAJA ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El petróleo crudo permanece como una fuente de energía importante. Las compañías que extraen petróleo crudo habitualmente extraen petróleo al perforar pozos dentro de depósitos de petróleo subterráneos en una formación. Para algunos pozos, la presión natural del petróleo es suficiente para llevar el petróleo a la superficie. Esto se conoce como recuperación primaria. Con el tiempo, conforme el petróleo es recuperado por la recuperación primaria a partir de estos pozos, la presión natural disminuye y se vuelve insuficiente para extraer el petróleo a la superficie. Cuando esto sucede, una gran cantidad de petróleo crudo aún permanece en la formación. En consecuencia, se pueden utilizar diversos procesos de recuperación secundarios y terciarios para recuperar más petróleo. Los procesos de recuperación secundarios y terciarios pueden incluir: bombeo, inyección de agua, inyección de gas natural, inyección de aire, inyección de bióxido de carbono o inyección de algún otro gas al interior del depósito.

La inyección de fluidos en el pozo es un método común de recuperación de petróleo mejorado. El agua es lo más económico y lo utilizado con mayor amplitud. La inundación con agua involucra la inyección de agua en un depósito que tiene petróleo. El agua inyectada desplaza el petróleo del depósito a un sistema de extracción de uno o más pozos de extracción desde los cuales se recupera el petróleo. No obstante, el agua no desplaza eficientemente al petróleo debido a que el agua y el petróleo son inmiscibles debido a una elevada tensión interfacial entre estos dos líquidos.

Como se describe en la patente U.S. No. 6, 828, 281 intitulada "Surfactant Blends for Aqueous Solutions Useful for Improving Oil Recovery" (combinaciones de tensioactivos para soluciones acuosas útiles para mejorar la extracción de petróleo) , generalmente se acepta que esta alta tensión interfacial entre el agua inyectada y el petróleo en el depósito y las características de humectabilidad de las superficies de roca dentro del depósito son factores los cuales pueden influir negativamente en la cantidad de petróleo recuperado por inundación con agua. Una técnica para incrementar la recuperación de petróleo de inundación por agua ha sido agregar tensioactivos al agua inyectada de manera que disminuyan la tensión interfacial petróleo/agua y/o que alteren las características de humectabilidad de las rocas del depósito. Reducir la tensión interfacial de esta manera permite que la presión de agua actúe sobre el petróleo residual más efectivamente y por lo tanto mejora el movimiento del petróleo a través de los canales del depósito. Generalmente se acepta que la tensión interfacial entre el agua tratada con tensioactivo y el petróleo del depósito se debe reducir a menos 0.1 dinas/cm para inundación con agua de baja tensión para proporcionar una extracción eficaz. Generalmente, se supone que el agregar uno o más agentes activos en la superficie o tensioactivos al agua inyectada forma una solución o emulsión de tensioactivos que realizan un barrido a través de la formación y desplaza el petróleo.

Actualmente, los tensioactivos se diseñan para ser miscibles con agua y tienen una afinidad relativamente baja por el petróleo de manera que los tensioactivos pueden ser transportados profundamente en el depósito e interactuar con la superficie del petróleo residual y reducir la tensión interfacial sobre un gran volumen de petróleo residual. Para cubrir este gran volumen de petróleo residual requiere la aplicación de un gran volumen de tensioactivo lo que vuelve al proceso de inundación con tensioactivo costoso. Además, cuando se agregan grandes volúmenes de tensioactivos al agua de inundación, puede producirse ruptura y provocar problemas de emulsión en el petróleo extraído. La ruptura se produce cuando el agua de inundación encuentra su camino al pozo de extracción y el petróleo residual se recupera en un estado de emulsión con agua de inundación. Es difícil separar petróleo emulsificado en sus componentes constitutivos (por ejemplo, petróleo y agua de inundación) .

DESCRIPCIÓN BREVE DE LA INVENCIÓN Un aspecto para llegar a la presente descripción involucra una teoría nueva de que el petróleo en el depósito existe principalmente como cadenas continuas largas en oposición a la teoría prevalente en el ámbito de que el petróleo existe en el depósito principalmente como gotitas durante y después de la inundación con agua. De acuerdo con la nueva teoría, las cadenas largas de petróleo se extienden desde un pozo inyector a un pozo de extracción. De manera adicional a esta teoría, las modalidades de la invención involucran cambiar las propiedades de flujo de las cadenas de petróleo cerca del pozo inyector, con los que se provoca que este petróleo sea desplazado, lo que a su vez desplaza el petróleo desde las cadenas afectadas hacia el pozo de extracción. En otras palabras, cambiar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua de inundación cerca del área de pozo de inyección provoca una reacción en cadena del petróleo que fluye hacia el pozo de extracción, aunque la tensión interfacial entre el petróleo y el agua de inundación en ubicaciones que no son cercanas al pozo de inyección necesitan cambiarse y las modalidades no se cambian.

Las modalidades de la invención incluyen un método de extracción de petróleo desde un depósito en una formación que incluye inyectar un fluido dentro del depósito e inyectar un tensioactivo en el depósito en un intervalo de concentración predeterminado del fluido inyectado. En modalidades, el intervalo de concentración predeterminado se basa en proporcionar tensioactivo suficiente para disminuir la tensión interfacial entre el agua de inundación y el petróleo en el área cercana a la perforación del pozo pero no hay requerimiento de que el intervalo de concentración predeterminado altere la tensión interfacial entre el agua de inundación y el petróleo fuera del área cercana a perforación del pozo. En algunas modalidades, la tensión interfacial entre el agua de inundación y el petróleo fuera del área cercana a la perforación del pozo no es afectada por el tensioactivo. Debido a que únicamente el área cercana a la perforación del pozo es tratada efectivamente por el tensioactivo, la cantidad de tensioactivo que se requiere es pequeña en comparación con los métodos existentes de inundación con agua y tensioactivo. En algunas instancias, cuando se utilizan concentraciones más bajas de tensioactivo en la formación, el tensioactivo puede ser susceptible de abatimiento prematuro como resultado de microbios dentro de la formación que consume el tensioactivo. De esta manera, modalidades de la invención involucran evitar que los microbios consuman los tensioactivos . En modalidades de la invención, los tensioactivos utilizados en el proceso de inundación son tensioactivos oleofilicos.

Lo anterior a bosquejado de manera más bien amplia los rasgos y ventajas técnicas de la presente invención con el fin de que la descripción detallada de la invención que sigue se comprenda mejor. Rasgos y ventajas adicionales de la invención se describirán en lo siguiente lo cual forma el objeto de las reivindicaciones de la invención. Debe de apreciarse por aquellos expertos en el ámbito que la concepción y modalidad especifica descrita se puede utilizar fácilmente como una base para modificar o diseñar otras estructuras para llevar a cabo los mismos propósitos de la presente invención. También deberá notarse por aquellos expertos en el ámbito que estas construcciones equivalentes no se desvian del espíritu y alcance de la invención como se establece en las reivindicaciones anexas. Los rasgos novedosos se considera que son característicos de la invención, tanto en su organización como en el método de operación, junto con objetivos y ventajas adicionales que se entenderán mejor a partir de la siguiente descripción cuando se consideren en relación con las figuras anexas. No obstante, deberá entenderse de modo expreso que cada una de las figuras se proporciona con el propósito de ilustración y descripción únicamente y no se pretende que sea una definición de los límites de la presente invención.

DESCRIPCIÓN BREVE DE LAS FIGURAS Para una comprensión más completa de la presente invención, ahora se hace referencia a las siguientes descripciones tomadas junto con las figuras anexas, en las cuales : la figura 1 muestra un diagrama de un sistema para implementar los métodos de acuerdo con las modalidades de la invención; la figura 2 muestra un diagrama de flujo que ilustra etapas de acuerdo con modalidades de la invención; la figura 3 ilustra equipo que se puede utilizar para llevar a cabo experimentos de inundación de núcleo, de acuerdo con modalidades de la invención; y la figura 4 muestra una gráfica de los resultados obtenidos a partir de experimentos de acuerdo modalidades de la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE IA INVENCIÓN La figura 1 muestra un diagrama de un sistema para implementar métodos de acuerdo con modalidades de la invención. El sistema 10 incluye un pozo de inyección 100 y un pozo de extracción 101. El petróleo 102 se encuentra en la formación que tiene petróleo 105. La formación que tiene petróleo 105 puede ser cualquier tipo de formación geológica y puede estar situada bajo la sobrecarga 104. Aunque la formación 105 se muestra que está en tierra firme en la figura 1, se podrá apreciar que la formación 105 se puede localizar en tierra firme o mar adentro. De acuerdo con la teoría nueva, mencionada previamente, el petróleo 102 existe principalmente como cadenas 102-1 a 102-n dentro de la formación 105. Las cadenas son de diversas longitudes y pueden extenderse desde el pozo de inyección 100 al pozo de extracción 101, como se muestra. Además, las cadenas son de naturaleza tridimensional y pueden entrecruzarse con otras cadenas a través de la formación 105. Véase, E. Sunde, B. -L. Lilleb0. T. Torsvik, SPE 154138, Towards a New Theory for Improved Oil Recovery from Sandstone Reservoirs, la descripción de la cual se incorpora en la presente como referencia en su totalidad.

De acuerdo con la teoría, el petróleo 102 está atrapado dentro de la formación 105, no como gotitas distintas y únicas sino como cadenas (por ejemplo, cadenas 102-1 a 102-n) en porciones de la formación de la red 105 de poros suficientemente pequeños para generar resistencia al arrastre circundante y caída de presión del flujo de agua circundante. El petróleo 102 es continuo y está presente a través de las redes de poro entre el pozo de inyección 100 y un pozo de extracción 101. Entre las redes de poros, pueden existir otras partes de formación 105 en donde el flujo de agua ha sacado casi por completo el petróleo.

En un sistema tridimensional, el petróleo se organizará así mismo de acuerdo con la suma de presiones que actúan sobre el mismo y la red de poro disponible, por lo que también se redistribuye parte de su película circundante de agua. Esto y el hecho de que el petróleo y el agua buscarán la separación más grande posible para minimizar fricción, dejará al petróleo residual en cadenas de petróleo continuas que ocupan espacios de poro en la totalidad de las tres dimensiones. No obstante, la orientación general de las cadenas de petróleo serán paralelas a la dirección de flujo debido al efecto de las fuerzas de cizallamiento .

Las cadenas de petróleo ramificadas, que son continuas a través del depósito no se extraerán debido a que quedan atrapadas por agua unida capilarmente en la garganta del poro en regiones cercanas al pozo de extracción. Como una consecuencia, el tratamiento químico de poca profundidad de los pozos de extracción con frecuencia es útil en liberar este petróleo atrapado.

En los métodos actuales de inundación de agua con tensioactivo, el petróleo se recupera de una formación al bombear tensioactivo suficiente para tratar, por ejemplo, la sección de la formación 105 que se muestra como la sección 108. Esto es, los métodos actuales de inundación con agua y tensioactivo buscan tratar, con un tensioactivo, la totalidad o la mayor parte de las áreas en donde existe petróleo en la formación. Este método actual se basa en la teoría, mencionada antes, de que el petróleo existe en la formación principalmente como gotitas.

Para poder extraer cadenas de petróleo 102-1 a 102-n, debe removerse el agua unida capilarmente que bloquea la garganta del poro. Esto se puede llevar a cabo en por lo menos dos formas. En primer lugar, se puede remover el agua de la garganta del poro al reducir las fuerzas capilares en la garganta del poro. En segundo lugar, se puede remover el agua al incrementar la presión en la cadena de petróleo.

Con la condición de que una garganta de poro bloqueadora se llene de petróleo, la cadena se vaciará fácilmente en el pozo de extracción 101 debido al gradiente de presión existente en la formación. Esto es similar a pisar un tubo de pasta dentrifica. El agua no empuja la cadena de petróleo desde el extremo sino que la oprime desde todos lados. Esto implica que las moléculas de agua se desplazan en una escala de diámetros de poro, mientras que el petróleo se puede mover cientos de metros en un intervalo de tiempo breve, debido a que fluye como una fase continua con fricción mínima .

La reducción de las fuerzas capilares alrededor de un pozo de extracción se han realizado utilizando tensioactivos o bacterias denominadas "inyección cíclica" ("huff and puff") . Véase Lake L. W. 1989. Enhanced Oil Recovery. Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs. ISBN 0-13-281601.6. Una cantidad relativamente pequeña de tensioactivo (o bacterias productoras de tensioactivos) se puede inyectar en el pozo de extracción y esto después se coloca nuevamente en producción. Un incremento sustancial en la extracción de petróleo se puede obtener durante un periodo relativamente breve utilizando este método. La cantidad de petróleo extraído por este método se observa que es mucho mayor que la cantidad de petróleo residual que el tensioactivo teóricamente influiría. Por lo tanto, el petróleo debe haber sido arrastrado desde la profundidad en el depósito. Este petróleo con frecuencia se observa que tiene una viscosidad menor que la del petróleo extraído previamente. Esto sugiere además que el petróleo proviene de áreas que no han estado mucho tiempo en contacto con flujo de agua y en consecuencia no tienen sus componentes de hidrocarburos más ligeros extraídos .

Incrementar la presión en las cadenas de petróleo (pulsos de presión) también ha sido creado por la aplicación experta de tensioactivos . Los pulsos de presión se pueden obtener al aplicar tensioactivos para reducir la tensión superficial de la cadena de petróleo en el pozo de inyección de agua. Los tensioactivos pueden descomponer la tensión superficial a un nivel en donde la interface petróleo/agua colapsa y el petróleo fluye hacia fuera. La elaboración de modelos matemáticos indica que el petróleo que fluye fuera se mueve hacia el flujo de agua en un gradiente de presión. Skaelaaen, I. 2010, Mathematical Modelling of Microbial Induced Processes in Oil Reservoirs. PhD thesis, University of Bergen, Bergen, Noruega (2010). Una consecuencia de estos será la creación de un pulso de presión sinusoidal en la dirección opuesta en la cadena. Este pulso se desplaza a la velocidad del sonido en el petróleo y su amplitud se incrementa conforme el diámetro de la cadena se vuelve más pequeño. En el extremo de la cadena de petróleo el pulso incide en la garganta de poro rellenada con agua y la energía cinética se convierte en presión. Aunque este es una fuerza relativamente pequeña, se agregará al gradiente de presión externa de manera que el agua en la garganta del poro se expulsa por el petróleo y la cadena se vaciará rápidamente.

Concordante con la teoría de que el petróleo 102 existe en la formación 105 principalmente como cadenas, las modalidades de la invención cambian la tensión interfacial entre el petróleo y el agua únicamente en el área cercana a la perforación del pozo 103 del pozo de inyección 100. En modalidades de la invención, el área cercana a la perforación del pozo 103 puede extenderse hasta 50 metros desde la perforación del pozo 100. La figura 2 muestra un diagrama de flujo que ilustra etapas de acuerdo con modalidades de la invención. El método 20 incluye a la etapa 201, la cual involucra determinar un tensioactivo específico y determinar el intervalo de concentración de un tensioactivo que permite que el tensioactivo cambie la tensión interfacial entre el petróleo y el agua en el área cercana a la perforación del pozo 103 del pozo de inyección 100 pero no requiere que el tensioactivo altere la tensión interfacial entre el petróleo y el agua fuera del área cercana a la perforación del pozo 103. En modalidades, el tensioactivo no afecta la tensión interfacial entre el petróleo y el agua fuera del área cercana a la perforación del pozo 103. Debido a que el tensioactivo se dirige a cambiar la tensión interfacial en el área cercana a la perforación del pozo 103 y no en otras áreas, la concentración de tensioactivo utilizada es baja en comparación con los métodos tradicionales. En modalidades de la invención, la concentración del tensioactivo para inyectar agua es de 100 mg/1 o menos. En modalidades, las concentraciones pueden estar en el intervalo de 0.1 a 100 mg/1 del agua inyectada. En modalidades, las concentraciones pueden estar en el intervalo de 0.1 a 75 mg/1 del agua inyectada. En modalidades, las concentraciones pueden estar en el intervalo de 0.1 a 50 mg/1 del agua inyectada. En modalidades, las concentraciones pueden estar en el intervalo de 0.1 a 25 mg/1 del agua inyectada. Además, el uso tradicional de tensioactivos con baja afinidad por petróleo con el fin de tratar un área grande (por ejemplo, la sección 107) no es necesario para las modalidades descritas en la presente. En modalidades de la invención, los tensioactivos oleofilicos que se pueden utilizar como el tensioactivo activo en los procesos de inundación con agua incluyen tensioactivos disponibles comercialmente tales como trioleato de sorbitán (nombre comercial, Span 85) , triestearato de sorbitán (nombre comercial, Span 65), monooleato de sorbitán (nombre comercial, Span 80) y monolaurato de sorbitán (nombre comercial, Span 20); los compuestos que comprende alcoholes amílicos, alcoholes hexílicos, alcoholes decílicos, cresoles y p-nonilfenol, en combinaciones de los mismos. Los tensioactivos oleofílicos o los intervalos de los tensioactivos oleofílicos o ambos que se pueden utilizar para inundación con agua se pueden terminar por métodos tales como experimentos de inundación de núcleo, experimentos de simulación, etc. Debe hacerse notar que los experimentos de inundación de núcleo pueden incluir experimentos sobre muestras de núcleo a partir de la formación que se considere.

Se puede utilizar el siguiente método para llevar a cabo experimentos de inundación de núcleo. Para comenzar, se prepara un núcleo de piedra de arena cilindrica para recordar un depósito en una situación residual que tiene agua y petróleo en posiciones representativas. Embebido en el núcleo de piedra de arena en resina epóxica, evacuado a 9 torr y se humedece con agua mediante saturación con salmuera. Se determinan las propiedades físicas del núcleo. Por ejemplo, se determina la longitud, diámetro, volumen de poro y permeabilidad absoluta del núcleo. Se llena el núcleo con petróleo crudo y después se inunda con salmuera hasta que se alcanza concentración de petróleo residual. Se introduce un tensioactivo soluble en petróleo tal como los descritos en la presente al núcleo en concentraciones en el intervalo de 0.1-100 mg/1. Después de la introducción del tensioactivo, se establece la velocidad de bombeo por inyección a 0.1 ml/min y el petróleo extraído y el agua se pueden recolectar a una velocidad de una fracción por hora.

Una vez que el tensioactivo y su intervalo de concentración han sido determinados en la etapa 201, se inyecta el tensioactivo oleofílico, en la etapa 202, al intervalo de concentración determinado. En la etapa 203, un fluido impulsor, tal como agua de inundación se inyecta dentro de la formación 105 por medio del pozo de inyección 100 para desplazar petróleo hacia el pozo de extracción 101. En modalidades, la formación 105 ha sido inundada con agua hasta saturación de petróleo residual. Debe hacerse notar que el agua de inundación, en modalidades, puede ser agua extraída. En modalidades de la invención, las etapas 202 y 203 se pueden llevar a cabo juntas. Esto es, el tensioactivo oleofílico se puede mezclar con el fluido actual como agua a la concentración determinada. De manera alternativa o adicional, el tensioactivo oleofílico se puede inyectar por separado de la inyección del fluido en la etapa 203. Por ejemplo, el tensioactivo oleofílico se puede inyectar en la formación 105 por medio de un tubo capilar directamente al área de perforación del pozo 103 a una velocidad que alcanza el intervalo de concentración determinado, tomando en consideración el volumen de fluido inyectado por medio del pozo de inyección 100. Los tubos capilares para inyectar oxigeno, entre otras cosas, se describen en la solicitud de patente U.S. No. 13/166,382 intitulada icrobial Enhanced Oil Recovery Delivery Systems and Methods (sistemas y métodos de suministro de recuperación de petróleo mejorados microbianos), presentada el 22 de junio del 2011, la descripción de la cual se incorpora en la presente como referencia en su totalidad. De manera similar a algunos de los métodos en esa descripción, los tubos capilares se pueden utilizar para introducir tensioactivos oleofilicos en la formación 105. Los tubos capilares se pueden elaborar de cualquier material adecuado tal como acero inoxidable, otros metales, polímeros y similares. El tubo capilar puede tener un área en sección transversal con la forma de un círculo. No obstante, el área en sección transversal del tubo capilar puede incluir cualquier forma tal como una elipse, polígono o similar y combinaciones de los mismos. Debe hacerse notar que cualquiera que sea el método que se utilice para inyectar el tensioactivo oleofílico, la inyección se puede realizar de manera continua o intermitente (es decir, en lotes).

La inyección de suficiente tensioactivo para reducir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua en el área cercana a la perforación del pozo 103 sin cambiar - In ¬ necesariamente la tensión interfacial dentro de la sección 107 facilita la extracción de las cadenas de petróleo 102-1 a 102-n a través de la sección 107 al pozo de extracción 101. Específicamente, la reducción de la tensión interfacial entre el agua de inundación y la porción de las cadenas de petróleo 102-1 a 102-n en el área cercana a la perforación del pozo 103 provoca un pulso que se propaga dentro de las cadenas de petróleo 102-1 a 102-n a través de la formación y mueve las cadenas de petróleo 102-1 a 102-n a través de la formación 105 al pozo de extracción 101 desde el cual se recupera el petróleo .

Bajo las condiciones de la presente invención no hay necesidad del uso de un lodo de preinundación ni un lodo de control de movilidad. Esto representa una ventaja clara sobre las tecnologías de aplicación de tensioactivo existentes .

Debido a lo anterior, en modalidades de la invención, la concentración del tensioactivo es baja, el tensioactivo se puede consumir como sustrato por los microbios en la formación. De esta manera, es deseable acondicionar el sistema de inyección y agua en el área cercana a la perforación del pozo para inhibir a los microbios que pueden consumir a los tensioactivos . En modalidades, este acondicionamiento puede incluir reducir la población de microbios en el área cercana a la perforación del pozo 103. Esto se puede llevar a cabo ya sea antes, simultáneamente con o después de la etapa 202 y/o la etapa 203. Diversos métodos se pueden utilizar para llevar a cabo esto. Estos métodos pueden ser realizados al exponer los microbios a biocidas o sustancias bioestáticas, ya sea con pH alto o bajo, una temperatura particular o combinación de los mismos. Por ejemplo, se puede inyectar un biocida en la formación 105 en el área cercana a la perforación del pozo 103 para matar a los microbios. Los tubos capilares descritos en lo anterior para inyectar el tensioactivo se pueden utilizar para introducir el biocida dentro del área cercana a la perforación del pozo. Además, se puede utilizar una concentración inicial elevada de tensioactivo oleofilico, el cual es tóxico para los microbios. Además, reducir la población de microbios puede incluir exponer los microbios a una temperatura o pH que se sabe o que está predeterminado para inhibir el crecimiento de los microbios o para matar los microbios .

En modalidades de la invención, inyectar el tensioactivo directamente en la formación 105 permite que la concentración inicial del tensioactivo sea alta. No obstante, finalmente la concentración total del tensioactivo oleofilico se reducirá conforme se inyecte un volumen relativamente grande de agua de inundación. En modalidades de la invención, cualquier combinación de tratamiento con biocida, concentración alta inicial o tensioactivo oleofilico, control de temperatura y control de pH se puede utilizar para evitar que los microbios consuman el tensioactivo oleofilico.

Aunque un método de acuerdo con las modalidades de la presente invención ha sido descrito con referencia a las etapas de la figura 2, debe de apreciarse que la operación de la presente invención no se limita a etapas particulares y/o al orden particular de las etapas ilustradas en la figura 2. En consecuencia, modalidades alternativas pueden proporcionar funcionalidad como se describe en la presente utilizando parte o la totalidad de las etapas que se muestran en la figura 2 en una secuencia diferente que la que se muestra. Por ejemplo, en modalidades de la invención, la etapa 204 se puede eliminar debido a que no hay problemas con respecto que los microbios consumen el tensioactivo en una formación particular. Otras etapas se pueden eliminar por otros motivos. Además, en modalidades de la invención, la etapa 203 se puede realizar antes o simultáneamente con la etapa 202.

EJEMPLO DE EXPERIMENTO DE INUNDACIÓN DE NÚCLEO QUE FUNDAMENTA LA PRESENTE DESCRIPCIÓN El siguiente experimento de inundación de núcleo se llevó a cabo para mostrar el efecto de inundación con tensioactivo en baja concentración. La figura 3 ilustra el equipo que se utilizó para realizar este experimento. Un tapón de núcleo de roca se limpió con extracción con disolvente, se secó hasta peso constante y se cubrió en resina epóxica. El tapón de núcleo de roca encerrado 301 se probó con ciclos de presión y vacio para asegurar integridad. Cada tapón de núcleo de roca encerrado 301 después está saturado con una solución de agua salada sintética 2.5% (p/v) bajo vacio (20 g/1 de NaCl, 4 g/1 de Na2S04, bicarbonato de sodio a 1 M (concentración 1:100), HC1 1 M, pH a 7.42, sometido a autoclave y gasificado con N2) . La saturación del tapón de núcleo de roca encerrado 301 se realiza mediante la utilización de la bomba 303 para bombear solución de agua salada sintética desde el depósito de fluido 302 dentro del tapón de núcleo de roca encerrado 301. El sensor digital 304 mide la diferencial de presión y la válvula de retropresión 305 ayuda a mantener la presión en el tapón de núcleo de roca encerrado 301. El volumen requerido para saturación determinó el volumen de poro dentro del tapón de núcleo de roca encerrado 301. Se inyectó solución de agua salada sintética adicional a través del tapón de núcleo de roca encerrado 301 por un período mayor de 24 horas, después de lo cual el petróleo crudo se inyectó dentro del núcleo hasta que no se desplazó agua adicional. El volumen de petróleo y la saturación en el tapón de núcleo de roca encerrado 301 se calcularon mediante equilibrio de masa de los fluidos inyectados y recuperados. El tapón de núcleo de roca después se inundó con solución de agua salada sintética y los volúmenes de petróleo de agua recuperados del tapón de núcleo de roca encerrado 301 se siguieron. Una vez que no se ha recuperado petróleo adicional por al menos un volumen de poro, el tapón de núcleo de roca encerrado 301 se considera que se encuentra en saturación de petróleo residual después de inundación con agua.

El tapón de núcleo de roca encerrado 301 utilizado para este experimento es piedra arenisca berea con las siguientes características: permeabilidad 100 mD, porosidad 19.8%, 17.2 mi de volumen de poro, 3.8 cm (diámetro), 7.6 cm (longitud) .

Una vez que se ha alcanzado la saturación de petróleo residual después de inundación con agua, se prepara una solución de 100 mg/1 de Span 85 (trioleato de sorbitán, CAS número: 26266-58-0, Sigma-Aldrich) en alcohol isopropilico y un volumen igual a 1% del volumen de poro se inyecta en el tapón de núcleo de roca encerrado 301. La salida del tapón del núcleo de roca encerrado 301 después se monitorea y la extracción de petróleo adicional constituye 0.37% del petróleo original en el lugar se produjo a partir del tapón de núcleo de roca. La figura 4 muestra una gráfica de los resultados obtenidos por este experimento. El eje de las abscisas muestra los volúmenes de poro después de inyección de tensioactivo. El eje de las ordenadas muestra el porcentaje de petróleo original en el lugar que es recuperado .

Debe hacerse notar que si la concentración del tensioactivo es 100 mg/1 en un área cercana de perforación de pozo entonces la concentración fuera del área cercana de perforación de pozo será mucho menor como resultado de dilución. En consecuencia, esta concentración baja de tensioactivo disminuye la tensión interfacial entre el agua de inundación y el petróleo en el área cercana a perforación de pozo pero no afecta la tensión interfacial entre el agua de inundación y el petróleo fuera del área cercana a perforación de pozo.

Uno de los beneficios de utilizar tensioactivos , tales como tensioactivos oleofilicos a baja concentración es que se evitan las instancias de ruptura en el proceso de extracción. Es decir, existe tensioactivo mínimo presente en el fluido extraído para provocar emulsificación del petróleo y agua que surgen del pozo de extracción. Además, los tensioactivos son sustancias químicas que pueden alterar las propiedades del petróleo que se extrae. A los bajos niveles de concentración de los tensioactivos utilizados en las modalidades de la invención, este efecto químico sobre el petróleo producido se puede minimizar de modo significativo, sino es que se elimina por completo.

Aunque la presente invención y sus ventajas se han descrito con detalle, deberá entenderse que diversos cambios, sustituciones y alteraciones se pueden realizar en la presente sin por esto apartarse del espíritu y alcance de la invención como se define por las reivindicaciones anexas. Además, el alcance de la presente solicitud no se pretende que esté limitado a las modalidades particulares del proceso, máquina, manufactura, composición de materia, medios, métodos y etapas descritos en la especificación. Como lo apreciará fácilmente una persona habitualmente experta en el ámbito a partir de la descripción de la presente invención, los procesos, máquinas, manufactura, composiciones de materia, medios, métodos o etapas existentes actualmente o desarrollados posteriormente que realicen sustancialmente la misma función o que obtengan sustancialmente el mismo resultado que las modalidades correspondientes descritas en la presente se pueden utilizar de acuerdo con la presente invención. En consecuencia, las reivindicaciones anexas se pretende que incluyan dentro de su alcance a estos procesos, máquinas, manufactura, composiciones de materia, medios, métodos o etapas.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para recuperar petróleo de una formación, caracterizado porque comprende: inyectar un fluido impulsor en la formación; inyectar un tensioactivo oleofilico en la formación en una concentración de 0.1 a 100 mg/1 del fluido inyectado; y recuperar el petróleo de la formación.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: reducir la población de microbios- -en la formación.

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la reducción en la población de microbios comprende inyectar, en la formación, una selección de la lista que consiste de: un biocida, un bioestático y combinaciones de los mismos.

4. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la reducción en la población de microbios comprende ajusfar el pH del fluido de inyección para inhibir el crecimiento microbiano.

5. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la reducción de la población microbiana comprende exponer a la población microbiana a una temperatura predeterminada para inhibir el crecimiento microbiano.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la inyección de fluido impulsor y la inyección del tensioactivo oleofílico incluye preparar una mezcla del fluido impulsor y el tensioactivo oleofílico e inyectar la mezcla por medio de un pozo de inyección en la formación.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la inyección del fluido se realiza por medio de un pozo de inyección en la formación y la inyección del tensioactivo oleofílico se realiza por medio de un tubo capilar que se dirige desde una fuente de tensioactivo a un área cercana a la perforación de pozo del pozo de inyección.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tensioactivo oleofílico se inyecta en lotes para obtener la concentración de 0.1 a 100 mg/1 durante un período predeterminado.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tensioactivo oleofílico se inyecta continuamente para obtener la concentración de 0.1 a 100 mg/1.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tensioactivo oleofílico se selecciona de la lista que consiste de: trioleato de sorbitán, triestearato de sorbitán, monooleato de sorbitán, monolaurato de sorbitán, compuestos que comprenden: alcoholes amílicos, alcoholes hexílicos, alcoholes decílicos, cresoles y p-nonilfenol, y combinaciones de los mismos.

11. El método de conformidad con la reivindicación I r caracterizado porque el fluido comprende material que sia selecciona de la lista que consiste de: agua, salmuera, agua producida y combinaciones de las mismas.

12. El método de conformidad con la reivindicación I caracterizado porque la recuperación no incluye el uso de un lodo de control de movilidad.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la recuperación no incluye el uso de un lodo de preinundación.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la formación ha sido inundada con agua a una saturación de petróleo residual.

15. Un método de recuperación de petróleo desde una formación, caracterizado porque comprende: inyectar un fluido impulsor en la formación; inyectar un tensioactivo oleofílico en la formación en una concentración que permita que el tensioactivo cambie la tensión interfacial entre el petróleo y el agua en un área cercana a la perforación del pozo de un pozo de inyección en una formación pero que no cambie la tensión interfacial entre el petróleo y el agua fuera del área cercana a la perforación del pozo; y recuperar el petróleo de la formación.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el tensioactivo oleofilico se selecciona de la lista que consiste de: trioleato de sorbitán, triestearato de sorbitán, monooleato de sorbitán, monolaurato de sorbitán, compuestos que comprenden: alcoholes amílicos, alcoholes hexílicos, alcoholes decílicos, cresoles y p-nonilfenol, y combinaciones de los mismos.

17. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el área cercana a la perforación del pozo es 50 metros o menos desde el pozo.

18. Un método para recuperar petróleo de una formación, caracterizado porque comprende: inyectar un tensioactivo oleofilico en la formación, inyectar agua de inundación en la formación, en donde el tensioactivo oleofilico se inyecta en una concentración de 0.1 a 100 mg/1 del agua de inundación inyectada y en donde la inyección del fluido se realiza por medio de un pozo de inyección en la formación y la inyección del tensioactivo se realiza por medio de un tubo capilar que se dirige desde una fuente de tensioactivo a un área cercana a la perforación de pozo del pozo de inyección; inyectar, en la formación, una selección de la lista que consiste de: un biocida, un bioestático y combinaciones de los mismos; recuperar el petróleo de la formación.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque la inyección de agua de inundación y la inyección de tensioactivo oleofilico se realiza por medio de un pozo de inyección en la formación y la recuperación es por medio de un pozo de extracción en la formación.

20. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el tensioactivo oleofilico se selecciona de la lista que consiste de: trioleato de sorbitán, triestearato de sorbitán, monooleato de sorbitán, monolaurato de sorbitán, compuestos que comprenden: alcoholes amílicos, alcoholes hexílicos, alcoholes decílicos, cresoles y p-nonilfenol , y combinaciones de los mismos.