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Coinyección de gases y vapor aumentaría reservas de petróleo

Por medio de simulaciones, a partir de un modelo matemático, se encontró que esta técnica, en la que se inyectan gases ligeros y vapor en los yacimientos de crudo para aumentar su energía y la producción de petróleo, contribuiría a incrementar las reservas de hidrocarburos en el país.

Bogotá D. C., 14 de abril de 2020Agencia de Noticias UN-

Con la inyección de gases ligeros y vapor se busca transferir energía al yacimiento para mejorar la producción de petróleo. Fotos: archivo-Unimedios.

Estos procesos pueden aumentar la cantidad de crudo recuperable del subsuelo.

El recobro mejorado puede ser una alternativa para aumentar las reservas nacionales frente al controversial fracking.

Se estima que el país cuenta con reservas petroleras tan solo para 7,2 años.

El 60 % del crudo que se produce en Colombia es pesado.

Detrás de este trabajo se encuentra Nicolás Bueno Zapata, magíster en Ingeniería de Petróleos de la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Medellín, quien desarrolló el modelo que simula los fenómenos físicos que ocurren al interior de los yacimientos de crudo pesado con esta técnica, la cual se enmarca en el recobro térmico de petróleo.

La investigación se centró en revisar las metodologías que en los últimos años se perfeccionaron en aumentar la producción de los campos maduros, es decir, aquellos en los que durante el proceso de extracción de hidrocarburos ya se agotó la energía primaria para la obtención de petróleo.

"Cuando se agota esa energía primaria del yacimiento se busca aplicar técnicas de recobro mejorado para aumentar de nuevo su energía y desencadenar algunos mecanismos físicos adicionales que ayudan a producir más petróleo del esperado inicialmente”, explica el magíster.

Estas técnicas han cobrado especial importancia en el contexto colombiano, pues se estima que el país cuenta con reservas de petróleo tan solo para 7,2 años, por lo que bajo el panorama económico nacional y mundial es necesario ampliar ese potencial de extracción. De hecho, mediante las mismas Ecopetrol logró en 2018 reponer el 7,5 % de las reservas, de las cuales el 20 % correspondieron a la inyección de vapor.

Es por estos motivos que el ingeniero Bueno desarrolló una herramienta computacional que permitiera reproducir en mayor detalle los fenómenos que ocurren al momento de aplicar estas técnicas.

La coinyección de gases ligeros y vapor, eje de la investigación, se seleccionó por tratarse de una tecnología ya aplicada a nivel piloto en Colombia y por contar con mayor facilidad de adaptación, al partir de técnicas convencionales ya empleadas en el país, como la inyección cíclica de vapor.

El trabajo, que se desarrolló dentro del Grupo de Investigación en Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos y recibió la distinción de tesis laureada, partió de la construcción de un marco teórico en que se identificaron los fenómenos más relevantes de cada proceso.

“La fenomenología fue simplificada y llevada a un conjunto de ecuaciones acopladas, las cuales permitieron construir un modelo numérico que se implementó en lenguaje computacional de alto nivel”, detalla el investigador Bueno.

El sistema de ecuaciones, que se constituye en el modelo de simulación resultante, permite considerar el impacto de los cambios de presión, temperatura y composición sobre las variables de mayor interés en la simulación de los yacimientos.

El principal interés del trabajo estuvo en el modelado de crudos pesados, los cuales representan el 60 % de la producción colombiana de hidrocarburos, además que estos exhiben altas viscosidades, lo que los convierte en un reto técnico para ser producidos bajo márgenes económicos.

Por medio de las simulaciones resultantes del modelo se encontró que esta técnica de coinyección de vapor y gases ligeros tiene un alto potencial para aplicarse en Colombia, en especial en los yacimientos que cuentan con inyección cíclica de vapor, método ya empleado en la industria.

“La coinyección de gases y vapor no se aplica a escala productiva en el país, pero es una técnica viable según los resultados parciales obtenidos en el modelo desarrollado. La evaluación preliminar de la técnica, por medio de simulaciones y empleando crudo colombiano, indica que, bajo los costos asociados a la obtención e inyección del gas adicional, el incremento en producción por cada ciclo de inyección permitiría solventar la inversión requerida, principalmente si se varía la composición del gas”, explica el ingeniero.

Esta alternativa puede resultar atractiva para el aumento de la producción de los yacimientos frente a la opción del fracking, que cuenta con diversas críticas desde diferentes sectores.

Según el ingeniero Bueno, el recobro mejorado es una opción para que la industria colombiana continúe con la reposición de las reservas de hidrocarburos y el desarrollo de modelos representativos de alto desempeño, campo en el que Colombia y la UNAL pueden seguir especializándose para mantener su apoyo a la investigación y el aporte a la tecnología nacional.

(Por: fin/ALP/MLA/MG
)
N.° 319

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