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Inyección bien utilizada para mejorar la recuperación de petróleo.

La recuperación mejorada de petróleo (abreviado EOR ), también llamada recuperación terciaria , es la extracción de petróleo crudo de un campo petrolífero que no se puede extraer de otra manera. EOR puede extraer del 30% al 60% o más del aceite de un yacimiento, [1] en comparación con el 20% al 40% utilizando recuperación primaria y secundaria . [2] [3] Según el Departamento de Energía de los Estados Unidos, el dióxido de carbono y el agua se inyectan junto con una de las tres técnicas de EOR: inyección térmica, inyección de gas e inyección química. [1] Las técnicas de EOR especulativas más avanzadas a veces se denominanrecuperación cuaternaria . [4] [5] [6] [7]

Métodos

Hay tres técnicas principales de EOR: inyección de gas, inyección térmica e inyección química. La inyección de gas, que utiliza gases como gas natural , nitrógeno o dióxido de carbono (CO 2 ), representa casi el 60 por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos. [1] La inyección térmica, que implica la introducción de calor , representa el 40 por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos, y la mayor parte se produce en California. [1] La inyección de sustancias químicas, que puede implicar el uso de moléculas de cadena larga llamadas polímeros para aumentar la eficacia de las inundaciones de agua, representa aproximadamente el uno por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos.[1] En 2013, una técnica llamadatecnología Plasma-Pulse se introdujo en los Estados Unidos desde Rusia. Esta técnica puede resultar en otro 50 por ciento de mejora en la producción de pozos existentes. [8]

Inyección de gas

La inyección de gas o la inundación miscible es actualmente el enfoque más comúnmente utilizado para mejorar la recuperación de petróleo. La inundación miscible es un término general para los procesos de inyección que introducen gases miscibles en el depósito. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del aceite porque se reduce la tensión interfacial entre el aceite y el gas. Esto se refiere a eliminar la interfaz entre los dos fluidos que interactúan. Esto permite una eficiencia de desplazamiento total. [9] Los gases utilizados incluyen CO 2 , gas natural o nitrógeno. El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad del aceite y es menos costoso que el gas licuado de petróleo . [9]El desplazamiento de petróleo por inyección de dióxido de carbono se basa en el comportamiento de fase de las mezclas de ese gas y el crudo, que dependen en gran medida de la temperatura del yacimiento, la presión y la composición del crudo.

Inyección térmica

La técnica de la inundación de vapor

En este enfoque, se utilizan varios métodos para calentar el petróleo crudo en la formación para reducir su viscosidad y / o vaporizar parte del petróleo y así disminuir la relación de movilidad. El aumento de calor reduce la tensión superficial y aumenta la permeabilidad del aceite. El aceite calentado también puede vaporizarse y luego condensarse formando un aceite mejorado. Los métodos incluyen inyección cíclica de vapor , inyección de vapor y combustión. Estos métodos mejoran la eficiencia de barrido y la eficiencia de desplazamiento. La inyección de vapor se ha utilizado comercialmente desde la década de 1960 en los campos de California. [10] En 2011 se iniciaron proyectos de recuperación de petróleo mejorada mediante energía solar térmica en California y Omán., este método es similar al EOR térmico pero utiliza una matriz solar para producir el vapor.

En julio de 2015, Petroleum Development Oman y GlassPoint Solar anunciaron que firmaron un acuerdo de $ 600 millones para construir un campo solar de 1 GWth en el campo petrolífero de Amal. El proyecto, llamado Miraah , será el campo solar más grande del mundo medido por la capacidad térmica máxima.

En noviembre de 2017, GlassPoint y Petroleum Development Oman (PDO) completaron la construcción del primer bloque de la planta solar Miraah de manera segura, según lo programado y dentro del presupuesto, y entregaron vapor con éxito al campo petrolífero de Amal West. [11]

También en noviembre de 2017, GlassPoint y Aera Energy anunciaron un proyecto conjunto para crear el campo EOR solar más grande de California en el campo petrolero South Belridge , cerca de Bakersfield, California . Se proyecta que la instalación producirá aproximadamente 12 millones de barriles de vapor por año a través de un generador de vapor solar térmico de 850MW. También reducirá las emisiones de carbono de la instalación en 376.000 toneladas métricas por año. [12]

Inundación de vapor

La inundación de vapor (ver dibujo) es una forma de introducir calor en el depósito bombeando vapor al pozo con un patrón similar al de la inyección de agua. [13] Finalmente, el vapor se condensa en agua caliente; en la zona de vapor el aceite se evapora y en la zona de agua caliente el aceite se expande. Como resultado, el aceite se expande, la viscosidad cae y la permeabilidad aumenta. Para garantizar el éxito, el proceso debe ser cíclico. Este es el principal programa de recuperación mejorada de petróleo que se utiliza en la actualidad.

  • Solar EOR es una forma de inundación de vapor que utiliza paneles solares para concentrar la energía del sol para calentar agua y generar vapor. Solar EOR está demostrando ser una alternativa viable a la producción de vapor a gas para la industria petrolera .
Sitio de recuperación de petróleo mejorado con energía solar

Inundación de fuego

La inundación por incendio funciona mejor cuando la saturación y la porosidad del aceite son altas. La combustión genera el calor dentro del propio depósito. La inyección continua de aire u otra mezcla de gases con alto contenido de oxígeno mantendrá el frente de la llama. A medida que el fuego arde, se mueve a través del reservorio hacia los pozos de producción. El calor del fuego reduce la viscosidad del aceite y ayuda a vaporizar el agua del depósito. El vapor, el agua caliente, el gas de combustión y un banco de disolvente destilado actúan para impulsar el petróleo frente al fuego hacia los pozos de producción. [14]

Hay tres métodos de combustión: combustión directa, inversa y húmeda. Dry forward usa un encendedor para prender fuego al aceite. A medida que avanza el fuego, el petróleo se aleja del fuego hacia el pozo productor. A la inversa, la inyección de aire y el encendido se producen en direcciones opuestas. En la combustión húmeda, el agua se inyecta justo detrás del frente y la roca caliente la convierte en vapor. Esto apaga el fuego y distribuye el calor de manera más uniforme.

Inyección química

La inyección de varios productos químicos, generalmente como soluciones diluidas, se ha utilizado para ayudar a la movilidad y la reducción de la tensión superficial . La inyección de soluciones alcalinas o cáusticas en depósitos con aceite que tienen ácidos orgánicos que se encuentran naturalmente en el aceite dará como resultado la producción de jabón que puede reducir la tensión interfacial lo suficiente como para aumentar la producción. [15] [16] La inyección de una solución diluida de un polímero soluble en agua para aumentar la viscosidad del agua inyectada puede aumentar la cantidad de aceite recuperado en algunas formaciones. Diluir soluciones de tensioactivos como el petróleo.Se pueden inyectar sulfonatos o biosurfactantes como los ramnolípidos para disminuir la tensión interfacial o presión capilar que impide que las gotas de aceite se muevan a través de un depósito, esto se analiza en términos del número de enlace , relacionando las fuerzas capilares con las gravitacionales. Las formulaciones especiales de aceite, agua y tensioactivo, microemulsiones , pueden ser particularmente efectivas para reducir la tensión interfacial. La aplicación de estos métodos generalmente está limitada por el costo de los productos químicos y su adsorción y pérdida sobre la roca de la formación que contiene petróleo. En todos estos métodos, los productos químicos se inyectan en varios pozos y la producción se produce en otros pozos cercanos.

Inundación de polímero

La inundación de polímero consiste en mezclar moléculas de polímero de cadena larga con el agua inyectada para aumentar la viscosidad del agua. Este método mejora la eficiencia del barrido vertical y de área como consecuencia de la mejora de la relación de movilidad agua / aceite. [17]

Pueden usarse tensioactivos junto con polímeros; disminuyen la tensión superficial entre el aceite y el agua. Esto reduce la saturación de aceite residual y mejora la eficiencia macroscópica del proceso. [18]

Los tensioactivos primarios suelen tener cotensioactivos, potenciadores de la actividad y codisolventes añadidos para mejorar la estabilidad de la formulación.

La inundación cáustica es la adición de hidróxido de sodio al agua de inyección. Lo hace reduciendo la tensión superficial, invirtiendo la mojabilidad de la roca, la emulsificación del petróleo, la movilización del petróleo y ayuda a extraer el petróleo de la roca.

Inyección microbiana

La inyección microbiana es parte de la recuperación de petróleo mejorada por microbios y rara vez se usa debido a su mayor costo y porque el desarrollo no es ampliamente aceptado. Estos microbios funcionan ya sea digiriendo parcialmente moléculas largas de hidrocarburos , generando biotensioactivos o emitiendo dióxido de carbono (que luego funciona como se describe en Inyección de gas anterior). [19]

Se han utilizado tres enfoques para lograr la inyección microbiana. En el primer enfoque, se inyectan cultivos bacterianos mezclados con una fuente de alimento ( comúnmente se usa un carbohidrato como la melaza ) en el campo petrolífero. En el segundo enfoque, utilizado desde 1985, [20] se inyectan nutrientes en el suelo para nutrir los cuerpos microbianos existentes; Estos nutrientes hacen que las bacterias aumenten la producción de los tensioactivos naturales que normalmente utilizan para metabolizar el petróleo crudo bajo tierra. [21] Después de que se consumen los nutrientes inyectados, los microbios entran en modo casi inactivo, su exterior se vuelve hidrófilo., y migran al área de la interfaz agua-petróleo, donde hacen que se formen gotas de petróleo a partir de la masa de petróleo más grande, lo que hace que sea más probable que las gotas migren a la boca del pozo. Este enfoque se ha utilizado en campos petrolíferos cerca de Four Corners y en el campo petrolero de Beverly Hills en Beverly Hills, California .

El tercer enfoque se utiliza para abordar el problema de los componentes de cera de parafina del petróleo crudo, que tienden a precipitar a medida que el crudo fluye hacia la superficie, ya que la superficie de la Tierra es considerablemente más fría que los depósitos de petróleo (una caída de temperatura de 9 a 10ºC). 14 ° C por cada mil pies de profundidad es lo habitual).

Superfluidos líquidos de dióxido de carbono

El dióxido de carbono (CO 2 ) es particularmente eficaz en depósitos a más de 2000 pies de profundidad, donde el CO 2 estará en un estado supercrítico . [22] En aplicaciones de alta presión con aceites más ligeros, el CO 2 es miscible con el aceite, con el consiguiente hinchamiento del aceite y reducción de la viscosidad, y posiblemente también con una reducción de la tensión superficial con la roca del yacimiento. En el caso de depósitos de baja presión o petróleos pesados, el CO 2 formará un fluido inmiscible o solo se mezclará parcialmente con el aceite. Puede ocurrir algo de hinchamiento del aceite y la viscosidad del aceite aún puede reducirse significativamente. [23] [24]

En estas aplicaciones, entre la mitad y dos tercios del CO 2 inyectado regresa con el aceite producido y generalmente se reinyecta en el depósito para minimizar los costos operativos. El resto queda atrapado en el depósito de aceite por diversos medios. El dióxido de carbono como disolvente tiene la ventaja de ser más económico que otros fluidos miscibles de forma similar, como el propano y el butano . [25]

Agua-gas-alternante (WAG)

La inyección de agua y gas alterno (WAG) es otra técnica empleada en EOR. Se utiliza agua además del dióxido de carbono. Aquí se utiliza una solución salina para que no se alteren las formaciones de carbonato en los pozos de petróleo. [26] [27] El agua y el dióxido de carbono se inyectan en el pozo de petróleo para una mayor recuperación, ya que por lo general tienen baja miscibilidad con el petróleo. El uso de agua y dióxido de carbono también reduce la movilidad del dióxido de carbono, lo que hace que el gas sea más eficaz para desplazar el petróleo en el pozo. [28] Según un estudio realizado por Kovscek, el uso de pequeñas babosas de dióxido de carbono y agua permite una rápida recuperación del petróleo. [28]Además, en un estudio realizado por Dang en 2014, el uso de agua con una salinidad más baja permite una mayor remoción de petróleo y mayores interacciones geoquímicas. [29]

Pulso de plasma

La tecnología de pulso de plasma es una técnica utilizada en los EE. UU. A partir de 2013. [ cita requerida ] La tecnología se originó en la Federación de Rusia en la Universidad Estatal de Minería de San Petersburgo con fondos y asistencia del Centro de Innovación Skolkovo . [30] El equipo de desarrollo en Rusia y los equipos de implementación en Rusia, Europa y ahora los EE. UU. Han probado esta tecnología en pozos verticales con casi el 90% de los pozos mostrando efectos positivos. [ cita requerida ]

El EOR del pozo de petróleo de pulso de plasma utiliza bajas emisiones de energía para crear el mismo efecto que muchas otras tecnologías pueden producir, excepto sin un impacto ecológico negativo. [ cita requerida ] En casi todos los casos, el volumen de agua extraída con el aceite en realidad se reduce del tratamiento previo a la EOR en lugar de aumentar. [ cita requerida ] Los clientes y usuarios actuales de la nueva tecnología incluyen ConocoPhillips , ONGC , Gazprom , Rosneft y Lukoil . [ cita requerida ]

Se basa en la misma tecnología que el propulsor ruso de plasma pulsado que se usó en dos naves espaciales y actualmente se está avanzando para su uso en pozos horizontales. [ cita requerida ]

Costos y beneficios económicos

La adición de métodos de recuperación de petróleo aumenta el costo del petróleo, en el caso del CO 2, por lo general, entre 0,5 y 8,0 dólares EE.UU. por tonelada de CO 2 . El aumento de la extracción de petróleo, por otro lado, es un beneficio económico y los ingresos dependen de los precios del petróleo vigentes . [31] EOR en tierra ha pagado en el rango de 10 a 16 dólares EE.UU. netos por tonelada de CO 2 inyectada a precios del petróleo de 15 a 20 dólares EE.UU. / barril . Los precios prevalecientes dependen de muchos factores, pero pueden determinar la idoneidad económica de cualquier procedimiento, siendo más procedimientos y procedimientos más costosos económicamente viables a precios más altos. [32] Ejemplo: con precios del petróleo en torno a los 90 dólares EE.UU. por barril, el beneficio económico es de unos 70 dólares EE.UU. por tonelada de CO2 . El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que 20 mil millones de toneladas de CO 2 capturado podrían producir 67 mil millones de barriles de petróleo económicamente recuperable. [33]

Se cree que el uso de dióxido de carbono antropogénico capturado, derivado de la explotación de reservas de carbón de lignito , para impulsar la generación de energía eléctrica y respaldar la EOR de los pozos de petróleo y gas existentes y futuros ofrece una solución multifacética para la energía, el medio ambiente y la economía de EE. UU. desafíos. [33] No hay duda de que los recursos de carbón y petróleo son finitos. Estados Unidos se encuentra en una posición sólida para aprovechar esas fuentes de energía tradicionales para satisfacer las necesidades futuras de energía mientras se exploran y desarrollan otras fuentes. [33] Para la industria del carbón , CO 2 EOR crea un mercado para los subproductos de la gasificación del carbón.y reduce los costos asociados con el secuestro y almacenamiento de carbono .

De 1986 a 2008, la producción de petróleo cotizado derivada de EOR ha aumentado del 0,3% al 5%, gracias a una creciente demanda de petróleo y una reducción de la oferta de petróleo. [34]

Proyectos EOR con CO 2 de la captura de carbono

Central eléctrica Boundary Dam, Canadá

SaskPower 's central eléctrica de la presa de Límites proyecto reequipar su estación eléctrica de carbón en 2014 con la tecnología de secuestro (CCS) y la captura de carbono. La planta captará 1 millón de toneladas de CO
2anualmente, que vendió a Cenovus Energy para mejorar la recuperación de petróleo en su campo petrolífero de Weyburn , [35] antes de la venta de los activos de Cenovus en Saskatchewan en 2017 a Whitecap Resources. [36] Se espera que el proyecto inyecte 18 millones de toneladas de CO 2 netas y recupere 130 millones de barriles adicionales (21 000 000 m 3 ) de petróleo, lo que extenderá la vida útil del campo petrolero en 25 años ( Brown 2001 ) . [37] Se proyectan más de 26 millones de toneladas (netas de producción) de CO
2para ser almacenado en Weyburn, más otros 8.5 millones de toneladas (netas de producción) almacenadas en el Proyecto de Dióxido de Carbono Weyburn-Midale , lo que resulta en una reducción neta del CO 2 atmosférico por el almacenamiento de CO 2 en el campo petrolífero. Eso es el equivalente a sacar casi 7 millones de automóviles de la carretera durante un año. [38] Desde que comenzó la inyección de CO 2 a finales de 2000, el proyecto EOR ha funcionado en gran medida según lo previsto. Actualmente, se están produciendo del campo unos 1600 m 3 (10.063 barriles) por día de petróleo incremental.

Petra Nova, Estados Unidos

El proyecto Petra Nova utiliza la absorción de amina posterior a la combustión para capturar algunas de las emisiones de dióxido de carbono de una de las calderas en la planta de energía de WA Parish en Texas y lo transporta por oleoducto al campo petrolífero de West Ranch para su uso en la recuperación mejorada de petróleo.

Proyecto Kemper, Estados Unidos (cancelado)

La instalación de energía del condado de Kemper de Mississippi Power , o Proyecto Kemper , iba a ser la primera planta de su tipo en los EE. UU. Que se esperaba que estuviera en línea en 2015. [39] Su componente de gasificación de carbón ha sido cancelado desde entonces. y la planta se ha convertido en una central eléctrica de ciclo combinado de gas natural convencional sin captura de carbono. La subsidiaria de Southern Company trabajó con el Departamento de Energía de EE. UU. Y otros socios con la intención de desarrollar métodos más limpios, menos costosos y más confiables para producir electricidad con carbón que también respalden la producción de EOR. La tecnología de gasificación fue diseñada para alimentar el ciclo combinado de gasificación integradaplanta de energía. [33] Además, la ubicación única del Proyecto Kemper y su proximidad a las reservas de petróleo lo convirtieron en un candidato ideal para una mejor recuperación de petróleo. [40]

Weyburn-Midale, Canadá

La producción de Weyburn-Midale Oil a lo largo del tiempo, tanto antes como después de la introducción de EOR en el campo.

En 2000, Saskatchewan 's Weyburn-Midale campo de petróleo comenzó a emplear EOR como un método de extracción de aceite. [41] En 2008, el campo petrolífero se convirtió en el sitio de almacenamiento de dióxido de carbono más grande del mundo. [42] El dióxido de carbono llega a través de 320 km de tubería desde la instalación de gasificación de Dakota . Se estima que el proyecto EOR almacenará alrededor de 20 millones de toneladas de dióxido de carbono, generará alrededor de 130 millones de barriles de petróleo y extenderá la vida útil del campo en más de dos décadas. [43] El sitio también es notable ya que albergó un estudio sobre los efectos de EOR en la actividad sísmica cercana. [41]

CO 2 EOR en los Estados Unidos

Estados Unidos ha estado utilizando CO 2 EOR durante varias décadas. Durante más de 30 años, los campos petrolíferos de la cuenca del Pérmico han implementado CO
2EOR utilizando CO de origen natural
2de Nuevo México y Colorado. [44] El Departamento de Energía (DOE) ha estimado que el uso completo de CO 2 -EOR de 'próxima generación' en Estados Unidos podría generar 240 mil millones de barriles adicionales (38 km 3 ) de recursos petrolíferos recuperables. El desarrollo de este potencial dependería de la disponibilidad de CO 2 comercial en grandes volúmenes, lo que podría ser posible mediante el uso generalizado de la captura y el almacenamiento de carbono. A modo de comparación, el total de recursos petrolíferos nacionales no desarrollados de los EE. UU. Que aún se encuentran en el suelo asciende a más de 1 billón de barriles (160 km 3 ), y la mayoría sigue siendo irrecuperable. El DOE estima que si el potencial de EOR se realizara por completo, las tesorerías estatales y locales obtendrían $ 280 mil millones en ingresos de futurosregalías , indemnizaciones por despido e impuestos estatales sobre la renta sobre la producción de petróleo, además de otros beneficios económicos.

La principal barrera para aprovechar aún más el CO 2 EOR en los Estados Unidos ha sido un suministro insuficiente de CO 2 asequible . Actualmente, existe una brecha de costos entre lo que una operación de campo petrolero podría pagar por el CO 2 en condiciones normales de mercado y el costo de capturar y transportar CO 2 de plantas de energía y fuentes industriales, por lo que la mayor parte del CO 2 proviene de fuentes naturales. Sin embargo, el uso de CO 2 de plantas de energía o fuentes industriales podría reducir la huella de carbono (si el CO 2 se almacena bajo tierra). Para algunas fuentes industriales, como el procesamiento de gas natural o la producción de fertilizantes y etanol, la brecha de costos es pequeña (potencialmente $ 10-20 / tonelada de CO2 ). Para otras fuentes de CO 2 creadas por el hombre , incluida la generación de energía y una variedad de procesos industriales, los costos de captura son mayores y la brecha de costos se vuelve mucho mayor (potencialmente $ 30-50 / tonelada de CO 2 ). [45] La Iniciativa de Recuperación Mejorada del Petróleo ha reunido a líderes de la industria, la comunidad ambiental, los trabajadores y los gobiernos estatales para promover la EOR de CO 2 en los Estados Unidos y cerrar la brecha de precios.

En los EE. UU., Las regulaciones pueden ayudar y ralentizar el desarrollo de EOR para su uso en la captura y utilización de carbono, así como en la producción general de petróleo. Una de las principales regulaciones que rigen la EOR es la Ley de Agua Potable Segura de 1974 (SDWA), que otorga a la EPA la mayor parte del poder regulador sobre EOR y operaciones similares de recuperación de petróleo . [46] La agencia a su vez delegó parte de este poder a su propio Programa de Control de Inyecciones Subterráneas, [46] y gran parte del resto de esta autoridad reguladora a los gobiernos estatales y tribales, haciendo que gran parte de la regulación EOR sea un asunto localizado bajo los requisitos mínimos. de la SDWA. [46] [47]Luego, la EPA recopila información de estos gobiernos locales y pozos individuales para asegurarse de que sigan la regulación federal general, como la Ley de Aire Limpio , que dicta pautas de informes para cualquier operación de secuestro de dióxido de carbono. [46] [48] Más allá de las preocupaciones atmosféricas, la mayoría de estas pautas federales son para garantizar que la inyección de dióxido de carbono no cause daños importantes a las vías fluviales de Estados Unidos. [49] En general, la localidad de la regulación EOR puede dificultar los proyectos EOR, ya que diferentes estándares en diferentes regiones pueden ralentizar la construcción y forzar enfoques separados para utilizar la misma tecnología. [50]

En febrero de 2018, el Congreso aprobó y el Presidente firmó una expansión de los créditos fiscales por captura de carbono definidos en la sección 45Q del código de Rentas Internas del IRS. Anteriormente, estos créditos se limitaban a $ 10 / tonelada y tenían un tope total de 75 millones de toneladas. Según la expansión, los proyectos de captura y utilización de carbono como EOR serán elegibles para un crédito fiscal de $ 35 / tonelada, y los proyectos de secuestro recibirán un crédito de $ 50 / tonelada. [51] El crédito fiscal ampliado estaría disponible durante 12 años para cualquier planta construida para 2024, sin límite de volumen. Si tienen éxito, estos créditos "podrían ayudar a secuestrar entre 200 millones y 2.200 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono" [52] y reducir los costos de captura y secuestro de carbono de un estimado actual de $ 60 / t en Petra Nova a tan solo $ 10 / t.

Impactos ambientales

Los pozos de recuperación de petróleo mejorada normalmente bombean grandes cantidades de agua producida a la superficie. Esta agua contiene salmuera y también puede contener metales pesados tóxicos y sustancias radiactivas . [53] Esto puede ser muy perjudicial para las fuentes de agua potable y el medio ambiente en general si no se controla adecuadamente. Los pozos de eliminación se utilizan para prevenir la contaminación superficial del suelo y el agua inyectando el agua producida a gran profundidad. [54] [55]

En los Estados Unidos, la actividad de los pozos de inyección está regulada por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) y los gobiernos estatales bajo la Ley de Agua Potable Segura . [56] La EPA ha emitido regulaciones de Control de Inyecciones Subterráneas (UIC) para proteger las fuentes de agua potable. [57] Los pozos de recuperación mejorada de petróleo están regulados como pozos de "Clase II" por la EPA. Las regulaciones requieren que los operadores de pozos reinyecten la salmuera utilizada para la recuperación a gran profundidad en los pozos de disposición de Clase II. [54]

Ver también

  • Reinyección de gas
  • Drenaje por gravedad asistido por vapor
  • Inyección de agua (producción de petróleo)
  • Wikiversity: recuperación de petróleo mejorada

Referencias

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Enlaces externos

  • Instituto de Recuperación de Petróleo Mejorado - Universidad de Wyoming
  • Tecnología con licencia: Emulsiones estabilizadas con partículas de dióxido de carbono y agua para procesos mejorados de recuperación y extracción de petróleo - Portal de tecnología de Massachusetts
  • Glosario de campos petrolíferos: recuperación mejorada de petróleo - Schlumberger, Ltd.
  • Centro de Ingeniería de Geosistemas y Petróleo - Universidad de Texas en Austin
  • [2] Inundación de polímeros, mejora de barrido de yacimientos, tecnología de Nuevo México