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INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación final que la estimulación con vapor. Consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua.
En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continúa en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% para continua.
La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportados como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa.
Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la
obtenida por inyección de agua caliente.
Es un proceso de desplazamiento que consiste en inyección de vapor a través de un cierto número de pozos adecuados para tal fin (inyectores) para producir petróleo por los pozos adyacentes (productores). El calor del vapor inyectado reduce la viscosidad del petróleo a medida que este es barrido hacia el pozo productor.
PROCESO INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente, el cual va desplazando petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura original del yacimiento. Desde este punto en adelante el proceso de desplazamiento prosigue tal como en la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres zonas diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los mecanismos operando en cada una de estas zonas.
La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional, excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo que se inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor.
MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efectos de la destilación por vapor.
Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular.
En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo está gobernada básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad del petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua caliente serán solo ligeramente mayores que los obtenidos con inyección de agua fría convencional. Sin embargo, la expansión térmica del petróleo aún será responsable de una recuperación del orden del 3% al 5% del petróleo in situ.
En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la fase gaseosa y la alta temperatura originan la vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportados hacia delante por el vapor, hasta que se condensan en la porción más fría del yacimiento. La recuperación por la destilación con vapor depende de la composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el 20% del petróleo en situ.
El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez más rico en componentes livianos, lo cual causa efectos de extracción por solventes y desplazamientos miscibles en el petróleo original del yacimiento, aumentando así la recuperación. La magnitud de estos efectos aun no ha sido posible de evaluar cuantitativamente.
Otro mecanismo que opera en la zona de vapor es el empuje por gas en solución ya que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por este factor puede ser del orden del 3% de la recuperación total.
Aún queda por evaluarse la formación de CO2 ( y de otros gases en menores cantidades) resultante de las reacciones entre el vapor y el crudo (o de cualquier otra fuente), proceso conocido como acuatermólisis, el cual también puede actuar como mecanismo de desplazamiento.
Como otros mecanismos importantes en la eficiencia de desplazamiento se pueden mencionar: como la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo, la permeabilidad relativa al agua disminuye y la permeabilidad relativa al petróleo. También al condensarse en la zona fría, las fracciones livianas de petróleo se mezclan con el petróleo frío y hacen un desplazamiento miscible; y el vapor condensado produce un desplazamiento inmiscible en el frente lo cual estabiliza el frente de invasión.
CRITERIOS DE DISEÑO EN EL PROCESO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
Petróleo
Viscosidad 20 – 1000 cP
Gravedad 12º – 25º API
Composición No Crítica
Yacimiento
Espesor 30
Porosidad > 30 %
Profundidad 300 – 3300 pies
Saturación de Petróleo > 500 Bbls (acre – pie)
Transmisibilidad kh/μ > 100 mD – pies cP
Permeabilidad > 200 mD
Agua
Las propiedades del agua de formación no son críticas.
El agua para la generación del vapor debería ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxigeno, de sólidos, de petróleo, de H2S y de hierro disuelto.
Litología
Contenido de arcillas bajo.
Factores Favorables
Alto Фh
Bajo costo de los combustibles
Disponibilidad de pozos que puedan ser utilizados
Alta calidad del agua
Alta densidad de pozo
Alto espesor neto con relación al total
Factores Desfavorables
Fuerte empuje de agua
Capa grande de gas
Fracturas extensivas
Otras consideraciones adicionales importantes son: el tamaño del arreglo, así, éste podría determinar las pérdidas de calor vía el tiempo de flujo. La presión del yacimiento es un factor importante y significativo, ya que altas presiones del yacimiento requerirán altas presiones de inyección de vapor, lo cual se traduce en mayores temperaturas de inyección.
MODELOS MATEMÁTICOS EMPLEADOS EN EL ESTUDIO DEL CALENTAMIENTO DE LA FORMACIÓN
MODELO DE MARX Y LANGENHEIM
Marx y Langenheim formularon un modelo matemático que puede utilizarse para calcular el área calentada, las pérdidas de calor y la distribución de temperatura durante la inyección de un fluido caliente en una arena petrolífera.
El modelo fue desarrollado para el caso de inyección de vapor húmedo, suponiendo que la distribución de temperatura es una función escalonada (desde la temperatura del vapor TS, hasta la temperatura de la formación, TR), tal como se muestra en la figura N° 10.
Las pérdidas de calor se llevan a cabo hasta un punto donde se produce el cambio de la temperatura del vapor a la temperatura del yacimiento. A medida que se inyecta más fluido caliente, el área calentada aumenta en la dirección del flujo. Luego, el área a través de la cual se lleva a cabo la conducción de calor aumenta con tiempo. Tal como Marx y Langenheim lo señalaron más tarde, la configuración de la zona calentada es general, aunque su formulación inicial se discutió el caso de una zona cilíndrica que se expandía simétricamente.
TS
TR
TEMPERATURA
DISTANCIA RADIAL DESDE EL POZO INYECTOR
COMPARACIÓN CUALITATIVA ENTRE LA DISTRIBUCIÓN DE TEMPERATURA VERDADERA EN EL YACIMIENTO Y UNA APROXIMACIÓN
IDEALIZADA.
A continuación se muestra parámetros matemáticos utilizados en el modelo de Marx LangeheimBalance de calor para un tiempo t, luego de iniciada la inyección, puede establecerse como:
Tasa de inyección = Tasa de utilización + Tasa de pérdidas
de calor al tiempo t de calor al tiempo t de calor al tiempo t
ó Qi = QS + Qob
Descripción de cada uno de los parámetros:
1.- TASA DE INYECCIÓN DE CALOR AL TIEMPO t
Considerando la inyección de vapor a una tasa igual a ist B/D (agua equivalente), la tasa de inyección de calor BTU/hr viene dada por:
Q = (350/24) ist { (Hw – HR) + Xst LV }
= (350/24)ist { cw (TS – TR) + Xfst LV }
Donde:
Xst es la calidad del vapor, fracción,
Hw y HR son las entalpías del agua saturada y del agua a la temperatura del yacimiento en, LV es el calor latente de vaporización en,
cw es el calor específico promedio del agua en ,
TS y TR son las temperaturas del vapor y de la formación respectivamente en F.
2.- TASA DE UTILIZACIÓN DE CALOR AL TIEMPO t
Se refiere a la cantidad de calor por unidad de tiempo utilizada para calentar la formación, desde la temperatura del yacimiento TR, hasta la temperatura del vapor TS. Teniendo en cuenta que el área calentada aumenta con el tiempo, se tiene:
A(t), área calentada al tiempo t, pie2
A(t + ∆t), área calentada al tiempo (t + ∆t), pie2
A(t) ht MS (TS – TR), calor utilizado al tiempo t, BTU
A(t + ∆t) ht MS (TS – TR), calor utilizado al tiempo (t + ∆t), BTU
Donde:
ht es el espesor de la formación, pie,
MS es la capacidad calorífica de la formación,
Entonces, la tasa de utilización de calor QS, puede calcularse como; Donde al tomar el límite cuando ∆t tiende a cero, se obtiene:
3. - EFICIENCIA TÉRMICA (ES)
Es la fracción del calor inyectado que permanece en la zona de vapor.
Donde:
Qob : 1 ES
ES :
Donde:
F1: Es la función de Marx y Langenheim. ;
Donde:
: Condición térmica de las lutitas
: Capacidad calorífica de las lutitas.
MS: Capacidad calorífica de las rocas.
Otros parámetros importantes en la inyección continua de vapor del modelo Marx y Langenheim:
Es el área de la zona de vapor calentada a un tiempo t, en pie2.
VS: Es el volumen de la zona de vapor calentada a un tiempo t, pie3
Tabla . Funciones F1 Y F2 de Marx y Langenheim
tD | F1 | F2 | tD | F1 | F2 | tD | F1 | F2 |
0,0000 | 0,00000 | 1,00000 | 0,62 | 0,38198 | 0,49349 | 3,2 | 1,29847 | 0,27996 |
0,0002 | 0,00020 | 0,98424 | 0,64 | 0,39180 | 0,48910 | 3,3 | 1,32629 | 0,27649 |
0,0004 | 0,00039 | 0,97783 | 0,66 | 0,40154 | 0,48484 | 3,4 | 1,35377 | 0,27314 |
0,0006 | 0,00059 | 0,97295 | 0,68 | 0,41120 | 0,48071 | 3,5 | 1,38092 | 0,26992 |
0,0008 | 0,00028 | 0,96887 | 0,70 | 0,42077 | 0,47670 | 3,6 | 1,40775 | 0,26681 |
0,0010 | 0,00098 | 0,96529 | 0,72 | 0,43027 | 0,47281 | 3,7 | 1,43428 | 0,26380 |
0,0020 | 0,00193 | 0,95147 | 0,74 | 0,43969 | 0,46902 | 3,8 | 1,46052 | 0,26090 |
0,0040 | 0,00382 | 0,93245 | 0,76 | 0,44903 | 0,46533 | 3,9 | 1,48647 | 0,25810 |
0,0060 | 0,00567 | 0,91826 | 0,78 | 0,45830 | 0,46174 | 4,0 | 1,51214 | 0,25538 |
0,0080 | 0,00749 | 0,90657 | 0,80 | 0,46750 | 0,45825 | 4,1 | 1,53755 | 0,25275 |
0,0100 | 0,00930 | 0,89646 | 0,82 | 0,47663 | 0,45484 | 4,2 | 1,56270 | 0,25021 |
0,0020 | 0,01806 | 0,85848 | 0,84 | 0,48569 | 0,45152 | 4,3 | 1,58759 | 0,24774 |
0,0040 | 0,03470 | 0,80902 | 0,86 | 0,49469 | 0,44827 | 4,4 | 1,61225 | 0,24534 |
0,0060 | 0,05051 | 0,77412 | 0,88 | 0,50362 | 0,44511 | 4,5 | 1,63667 | 0,24301 |
0,0080 | 0,06571 | 0,74655 | 0,90 | 0,51250 | 0,44202 | 4,6 | 1,66086 | 0,24075 |
0,1000 | 0,08040 | 0,72358 | 0,92 | 0,52131 | 0,43900 | 4,7 | 1,68482 | 0,23856 |
0,1200 | 0,09467 | 0,70379 | 0,94 | 0,53006 | 0,43605 | 4,8 | 1,70857 | 0,23642 |
0,1400 | 0,10857 | 0,68637 | 0,96 | 0,53875 | 0,43317 | 4,9 | 1,73212 | 0,23434 |
0,1600 | 0,12214 | 0,67079 | 0,98 | 0,54738 | 0,43034 | 5,0 | 1,75545 | 0,23232 |
0,1800 | 0,13541 | 0,65668 | 1,00 | 0,55596 | 0,42758 | 5,2 | 1,80153 | 0,22843 |
0,2000 | 0,14841 | 0,64379 | 1,10 | 0,57717 | 0,42093 | 5,4 | 1,84686 | 0,22474 |
0,2200 | 0,16117 | 0,63191 | 1.20 | 0,63892 | 0,40285 | 5,6 | 1,89146 | 0,22123 |
0,2400 | 0,17370 | 0,62091 | 1,30 | 0,67866 | 0,39211 | 5,8 | 1,93538 | 0,21788 |
0,2600 | 0,18601 | 0,61065 | 1,40 | 0,71738 | 0,38226 | 6,0 | 1,97865 | 0,21470 |
0,2800 | 0,19813 | 0,60105 | 1,50 | 0,75514 | 0,37317 | 6,2 | 2,02129 | 0,21165 |
0,3000 | 0,21006 | 0,59202 | 1,60 | 0,79203 | 0,36473 | 6,4 | 2,06334 | 0,20875 |
0,3200 | 0,22181 | 0,58350 | 1,70 | 0,82811 | 0,35688 | 6,6 | 2,10482 | 0,20597 |
0,3400 | 0,23340 | 0,57545 | 1,80 | 0,86343 | 0,34955 | 6,8 | 2,14576 | 0,20330 |
0,3600 | 0,24483 | 0,56781 | 1,90 | 0,89803 | 0,34267 | 7,0 | 2,18617 | 0,20076 |
0,3800 | 0,25612 | 0,56054 | 2,00 | 0,93198 | 0,33621 | 7,2 | 2,22608 | 0,19832 |
0,4000 | 0,26726 | 0,55361 | 2,10 | 0,96529 | 0,33011 | 7,4 | 2,26550 | 0,19598 |
0,4200 | 0,27826 | 0,54699 | 2,20 | 0,99801 | 0,32435 | 7,6 | 2,30446 | 0,19374 |
0,4400 | 0,28914 | 0,54066 | 2,30 | 1,03017 | 0,31890 | 7,8 | 2,34298 | 0,19159 |
0,4600 | 0,29989 | 0,53459 | 2,40 | 1,06180 | 0,31372 | 8,0 | 2,38106 | 0,18952 |
0,4800 | 0,31052 | 0,52876 | 2,50 | 1,09292 | 0,30880 | 8,2 | 2,41873 | 0,18755 |
0,5000 | 0,32104 | 0,52316 | 2,60 | 1,12356 | 0,30411 | 8,4 | 2,45600 | 0,18565 |
0,5200 | 0,33145 | 0,51776 | 2,70 | 1,15375 | 0,29963 | 8,6 | 2,49289 | 0,18383 |
0,5400 | 0,34175 | 0,51257 | 2,80 | 1,18349 | 0,29535 | 8,8 | 2,52940 | 0,18208 |
0,5600 | 0,35195 | 0,50755 | 2,90 | 1,21282 | 0,29126 | 9,0 | 2,56555 | 0,18041 |
0,5800 | 0,36206 | 0,50271 | 3,00 | 1,24175 | 0,28734 | 9,2 | 2,60135 | 0,17881 |
0,6000 | 0,37206 | 0,49802 | 3,10 | 1,27029 | 0,28358 | 9,4 | 2,63682 | 0,17727 |
MODELO DE MANDL Y VOLEK
El modelo de Marx y Langenheim, supone que el vapor se condensa totalmente en el frente, y el condensado es enfriado a la temperatura del yacimiento. Esta representación del perfil de temperatura como una función escalonada, introduce un ligero error, ya que desprecia el transporte convectivo del calor del agua caliente. En otras palabras, la inyección de vapor puede suministrar el calor latente para calentar la formación así como también para satisfacer las pérdidas de calor a las formaciones adyacentes.
Por lo tanto, mientras la tasa de inyección de calor sea mayor que el calor consumido, el modelo de Marx y Langenheim es válido. Sin embargo, a cierto tiempo, el cual Mandl y Volek llaman el tiempo crítico, esto cesa, y debe tomarse en cuenta la convección del calor transportado por el agua caliente delante del frente de condensación.
Suposiciones de Mandl y Volek:
* No existe desplazamiento por gravedad.
* Todos los puntos del frente de condensación avanzan a la misma velocidad.
* La tasa de inyección es constante.
Parámetros importantes en la inyección continúa de vapor del modelo Mandl y Volex:
a : el área de la zona de vapor calentada a un tiempo t, en pie2.
VS : Es el volumen de la zona de vapor calentada a un tiempo t, pie3
Nota: Para el modelo de Mandl y Volex se utiliza F3 término que define el uso de este modelo, este valor es obtenido de la grafica F3 en función de tD, ubicando el punto de B (razón del calor latente al calor sensible) obtenido se intercepta con el punto B y resulta el valor de F3.
B: representa la razón del calor latente al calor sensible
tDc representa el valor del tiempo adimencional crítico
tc representa el valor del tiempo crítico
Para los dos modelos es necesario previamente determinar un tiempo de inyección (tiny) y un tiempo critico (tc), se comparan los dos valores obtenidos y se tiene:
1.- Cuando Tiny es mayor al Tc se procede a utiliza el modelo de Marx y Langenheim.
2.- Cuando Tiny es menor al Tc se procede a utiliza el modelo de Mandl y Volex.
MODELOS MATEMÁTICOS QUE PERMITEN DETERMINAR CIERTOS PARÁMETROS INVOLUCRADOS CON LA I.C.V.
La forma más simple de estimar la recuperación de petróleo en inyección contínua de vapor, es ignorando la recuperación de petróleo de las zonas de agua fría y caliente (o sea, basando la recuperación solamente en la saturación de petróleo residual, Sorst, en la zona de vapor, la cual se encuentra aproximadamente a una temperatura constante, Ts). Este procedimiento puede resultar satisfactorio en yacimientos previamente inundados con agua hasta el límite económico.
El procedimiento básicamente consiste en determinar el volumen de la zona de vapor para una serie de tiempos, y luego calcular la recuperación de petróleo en base a la suposición que la saturación de petróleo en la zona barrida por el vapor se reduce desde un valor inicial, Soi, hasta un valor residual, Sorst. Experimentalmente se ha demostrado3 que el valor de Sorst, es independiente de la saturación inicial de petróleo y se han publicado valores en el rango de 3% a 18%.
El volumen de la zona de vapor puede determinarse en función del tiempo, utilizando algún modelo para el calentamiento de la formación como el propuesto por Marx y Langenheim ó Mandl y Volek. Así, si el volumen de la zona de vapor a cualquier tiempo t, es Vs, pie3, entonces el petróleo total recuperado en BN, viene dado por:
Donde:
NP: petróleo total recuperado de la zona de vapor, BN
VS: volumen de la zona de vapor, pie3
EC: factor de captura (fracción de petróleo - desplazado de la zona de vapor- que se produce), fracción
hn: espesor neto de la formación, pies
ht: espesor total de la formación, pies
ө: porosidad de la formación, pies
Soi: saturación inicial de petróleo, fracción
Sorst: saturación residual de petróleo en la zona de vapor, fracción
Una cifra indicativa del éxito de la inyección continua de vapor y que cambia lentamente con el tiempo durante un proyecto, es la relación del volumen de petróleo desplazado de la zona de vapor con respecto al volumen de agua inyectada como vapor. Esta cifra se conoce como la razón petróleo/vapor acumulada, y viene dada por:
Donde:
OSR | : razón, fracción |
ist | : tasa de inyección de vapor, B/D |
t | : tiempo de inyección, días |
Empleando el modelo de Marx y Langenheim, la tasa de producción de petróleo a un tiempo t, qo, está gobernada por la tasa de crecimiento de la zona calentada y es la derivada, contra el tiempo. Así, haciendo las sustituciones necesarias se tiene que:
Donde:
qo : tasa de producción de petróleo, B/D
Qi : tasa de inyección de calor,
MS : capacidad calorífica de la formación,
TS : temperatura de saturación del vapor, ºF
TR : temperatura original de la formación
F2 : función de Marx y Langenheim,
Cuando se emplea el modelo de Mandl y Volek, la función F3 se puede diferenciar para obtener dVs/dt, y así qo. Dado que la expresión resultante es bastante difícil de manejar, una mejor aproximación es graficar NP vs. t, y luego obtener gráficamente las pendientes de NP vs. t a tiempos seleccionados, resultando un gráfico de qo vs. t.
Las curvas de qo vs. T, son bastantes útiles ya que permiten determinar la extensión económica del proyecto. Similarmente, la razón petróleo/vapor puede ser graficada como función del tiempo o de la inyección acumulada de vapor.
Otro resultado de interés que debe determinarse en un proceso de inyección continua de vapor, es la relación del volumen de petróleo producido, con respecto al volumen de agua inyectada como vapor, a un tiempo dado. Este resultado se conoce como la razón petróleo/vapor instantánea y viene dada por:
Una limitación del método presentado, es que supone que el petróleo desplazado de la zona de vapor es producido de inmediato. Normalmente, hay una cantidad de petróleo que
queda rezagado debido a la formación de bancos durante el proceso. El método también es aplicable a petróleos livianos.
MÉTODO DE VAN LOOKEREN
La predicción de la extracción, a pesar de ser el aspecto más importante, no es suficiente para describir el comportamiento total de un proyecto de campo. La distribución de vapor dentro del yacimiento es importante para estimar la inyectibilidad, la irrupción del calor y del vapor (lo cuál puede tener un impacto en el espaciamiento de los pozos, la vida del proyecto y el comportamiento de la producción después de la irrupción del vapor) y la eficiencia global de la extracción. Unos de los aspectos más importantes con respecto a la distribución del vapor dentro del yacimiento, es la localización de la zona de vapor dentro de la extensión vertical del mismo. Se conoce por estudios de campo y de laboratorio que el vapor sube hacia el tope del intervalo donde exista una adecuada comunicación vertical.
Un método aproximado desarrollado por van Lookeren y basado en los principios de flujo segregado es el único que toma en cuenta los efectos del buzamiento, la relación entre las fuerzas de gravedad y viscosas, y el nivel del líquido en el pozo inyector en el comportamiento de la producción. El método permite además estimar la sección vertical de la zona de vapor bajo la influencia de las fuerzas de flotación y predecir el grado de rebasamiento por gravedad sobre la configuración de la zona de vapor.
DEFINICIÓN
Es el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos productores.
Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable.
OBJETIVOS DE LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA
* Proporcionar calor al yacimiento para mejorar la eficiencia del desplazamiento y dela extracción de fluidos viscosos. La reducción de la viscosidad del petróleo que
acompaña al incremento de temperatura permite no sólo que el petróleo fluya másfácilmente sino que también resulta en una relación de movilidad más favorable.
* Reducir la saturación residual de petróleo en las zonas calentadas a consecuencia dela expansión térmica.
* Originar en el yacimiento procesos de destilación y craqueo del crudo contenido ensitio, esto debido a las altas temperaturas generadas.
* Aumentar la movilidad del petróleo por efecto de la reducción de viscosidadatribuido al proceso de calentamiento de los fluidos cercanos al frente de invasión,mejorando la eficiencia areal del barrido.
OTROS MODELOS PARA CALCULAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO POR INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
MODELO DE WILLMAN Y ASOCIADOS.
Suposiciones:
* Sistema radial.
* Vapor inyectado a presión, temperatura, tasa de inyección y calidad constante.
* Las pérdidas de calor en dirección radial son despreciables.
* La conducción de calor hacia las formaciones adyacentes se extiende infinitamente.
MODELO DE WILLMAN Y COLS.
Características:
* Se tienen en cuenta las saturaciones residuales de petróleo en la zona de vapor, Sorv , en la zona de agua caliente, SorAC , y en la zona de agua fría, Sor.
* La distribución de la temperatura en la zona de agua caliente es considerada escalonada.
* Se tiene en cuenta la variación de la tasa de flujo en el yacimiento de acuerdo a los cambios de temperatura.
* Fácilmente se le puede adaptar las eficiencias areales de barrido en las tres zonas.
Suposiciones:
* Presión y tasa de inyección constantes.
* Todos los fluidos que se desplazan radialmente son recolectados.
* No se tiene en cuenta los efectos de la destilación del vapor, el desplazamiento miscible de petróleo más pesado por destilación y el desplazamiento inmiscible, tipo empuje por gas, que hace el vapor sobre el petróleo.
* Se considera un barrido tipo pistón en la zona de vapor.
* Flujo radial, pero fácilmente puede adaptarse para otros tipos de flujo.
* Se cumplen las suposiciones de Marx y Langenheim para calcular el área calentada.
* No se tiene en cuenta la condensación de agua en la zona de vapor.
* Daries, Silberberg y Claude (modelo numérico de simulación).
* Shuller (modelo numérico para 1D, 2D-petróleo no volátil).
* Abdala y coats. (modelo numérico 2D-petróleo, agua y vapor).
* Vinsome. (basada en Abdala y Coats con más estabilidad).
* Ferrer y Faroud Alí (composicional 3D – 3F).
SIMULADORES TÉRMICOS PARA CALCULAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO POR INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
* THERM
* STARS
OTROS PROGRAMAS
* SEMOK
* SOAK
* HUNDCAL
* SOLGAS
* CYCLOPS
THERM
CARACTERISTICAS:
* Simulador multifásico - tridimensional para estudios de yacimiento bajo inyección de vapor (alternada y continua).
* Incluye efecto de compactación.
* No considera influjo.
* No incluye efecto de caída de presión en pozos horizontales. Conexión Therm - Graf para post-procesamiento.
STARS
CARACTERISTICAS:
* Simulador multifásico-tridimensional para estudios de yacimiento bajo inyección de vapor (alternada y continua).
* Incluye efecto de compactación.
* Acepta alta definición geológica.
* Incluye efecto de caída de presión en pozos horizontales.
* Pre y post procesador propio.
* Permite simular efectos de crudo burbujeante, efectos geomecánicos y SAGD entre otros.
SEMOK
CARACTERISTICAS:
* Estima la respuesta de un pozo inyectado para varios ciclos de vapor.
* Corto tiempo de ejecución.
* Flujo monofásico.
* No considera compactación.
* Modelo Geológico muy simple.
SOAK
Permite realizar ejercicios de planificación de las actividades de inyección, reparación y perforación de pozos, optimizando dichas actividades en base a parámetros económicos y restricciones de recursos físicos y financieros.
Es un modelo de programación lineal donde se debe optimizar el potencial a fin de año en función de la disponibilidad de taladros (perforación y reparación), de dinero (inversiones y costos) y disponibilidad de vapor
HUNDCAL
CARACTERISTICAS:
* Sistema de predicción de hundimiento.
* No considera el efecto de bloques vecinos.
* El hundimiento en superficie es calculado como la suma de las compactaciones de los yacimientos bajo cada bloque.
* Calcula los factores de compresibilidad de las arenas y arcillas en función de la caída de presión en cada bloque y el hundimiento en superficie.
SOLGAS
CARACTERISTICAS:
* Analiza y predice comportamiento de yacimientos bajo empuje por gas en solución o compactación. * Basado en el método de Muskat y de compactación de Schenk. * Útil cuando hay poca información. * PVT basado en Standing y Corey. * Asume yacimientos homogéneos, presión uniforme, segregación gravitacional despreciable, sin intrusión o producción de agua.
CYCLOPS
* Permite estudiar los sistemas de transporte de vapor para optimizar diseños de proyectos nuevos o mejorar los existentes. * Simula el comportamiento del vapor a lo largo de la tubería del pozo (calidad del vapor en la cara de la arena).
* Permite calcular los esfuerzos experimentados por el revestidor y tubería de inyección. * Corto tiempo de ejecución (< 1 min.). PERFILES QUE PERMITEN MONITOREAR LA INYECCIÓN DE VAPOR
REGISTRO DE TEMPERATURA
* Permiten determinar cualitativamente que arena tomo o no vapor después de la inyección.
* Se puede hacer en todos los casos de inyección y es sumamente útil para evaluar el éxito de la inyección selectiva cuando esta se hace por encima del extremo de la tubería.
PERFIL DE FLUJO “FLOWMETER”
* Permiten determinar cuantitativamente que arena tomo o no vapor durante de la inyección.
* Los flowmeter solo aplican cuando la inyección es convencional o inyección selectiva por debajo de la punta de la tubería.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR
Ventajas:
* Altos recobros de petróleo por encima del 50% a consecuencia de los diferentes mecanismos mencionados anteriormente.
* La extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por la inyección de agua caliente.
* Los tipos de arreglos que más se han utilizado en la práctica son los de 7, 5 y 9 pozos.
* Ayuda aumentar el recobro en crudos muy viscosos en presencia de altas permeabilidades e incluso en arenas pocos consolidadas.
* La condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente, mejorando la eficiencia del barrido.
* Formación en forma no muy profunda para que no se canalice demasiado el vapor hacia los pozos de producción.
Desventajas:
* Altas pérdidas de calor.
* La saturación de petróleo debe ser grande y el espesor de la arena debe ser de 20 pies como mínimo, para minimizar las pérdidas de calor hacia las adyacencias.
* Debe mantenerse grandes tasas de inyección para compensar perdidas de calor desde la superficie hasta el objetivo.
* La inyección de vapor no es aplicable en reservorios de carbón.
* Altos costos de la generación de vapor, diseño de líneas de superficie y diseño mecánico de pozos.
* Posible hinchamiento de las arcillas por parte del condensado de vapor.
* Fácil canalización del vapor en petróleos muy pesados y segregación del vapor en yacimientos horizontales.
* Producción de sulfuro de hidrógeno (H2S) en crudos con alto contenido de azufre.
* Producción de emulsiones que en algunos casos son difíciles de romper.
PROYECTOS DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR LLEVADOS A CABO:
PAIS | Nº DE PROYECTOS | PRODUCCION(BND) |
Estados unidos | 86 | 417.675 |
Indonesia | 3 | 283.000 |
Venezuela | 38 | 199.075 |
Canadá | 16 | 193.075 |
China | 18 | 151.651 |
Otros | 28 | 19.114 |
Total | 189 | 1.264.093 |
ALGUNOS DE LOS PROYECTOS LLEVADOS A CABO EN VENEZUELA
ANTECEDENTES
1.957: Prueba Piloto de Inyección Continua de Vapor en Mene Grande, Venezuela.
1.961: Inyección Continua de Vapor en Siete Arreglos de siete pozos, en Tía Juana – Venezuela.
1.977: Proyecto de Inyección Continua de vapor en gran escala, (M-6), Tía Juana, Venezuela.
1.981: Lagoven, llevó a cabo un proyecto de Inyección Continua de Vapor (PICV), en el Campo Jobo. Este proyecto esta ubicado en el flanco norte de la Faja Petrolífera del Orinoco.
http://continuoussteaminjection.blogspot.com/2010/12/recuperacion-termica-del-petroleo.html
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 consolidadas. 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, un ejemplo es el Campo Emeraude en la República
Democrática del Congo, donde fue probado con éxito este mecanismo.
IntroducciónLos 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 tecnologíaLa 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 mas 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 primer reporte que se tiene de inyección de vapor ocurrió en 1934 en el Campo
Woodson- Texas en Estados Unidos, donde se realizó una prueba piloto por 235 días, durante los
cuales se inyectó vapor a una formación cuyo espesor eran 18 pies y estaba a 380 pies de
profundidad, resultando en el aumento en ocho veces de la tasa de producción.
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 (Kro).
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 (Kro 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 aplicaciónSe 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. De acuerdo a Abdus y Thaker (1994) el rango
de profundidades que en las que se utiliza la técnica varía entre 300 y 5000 pies. Aunque la
temperatura no limita al proceso, es deseable que se encuentre entre 300 a 400 °F.
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 (lpc), 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 milidarcys (md).
Saturación de petróleo residual originalSe 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 centipoises (cp),
aunque autores coinciden en que para viscosidades menores el método es también aplicable.
Gravedad APIEntre 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 carbonáticos.
Pérdida de calorEn 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, aún 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 barridoEl barrido depende de la relación de movilidad, debido a que por lo general la K ro es independiente
de la viscosidad, entonces este parámetro esta dado por la relación de viscosidad entre el crudo y el
agua; mientras menor sea este valor, menor será el 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 estudioPrueba 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 Republica 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 limolíticas o dolomíticas. La
prueba piloto para implementar la técnica se realizó en los yacimientos de calizas limolíticas, las
cuales contienen la mayor cantidad de crudo y se poseen 50 metros de espesor. La estratigrafía del
área seleccionada varía entre limolitas, 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 lpc.
Relación gas petróleo disuelto (Rs) 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 limolíticos
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 lpc. 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 bbl/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 bbl/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. Actualmente empresas operadoras
como Perenco Oil and Gas, continúan desarrollando esta tecnología para el aprovechamiento del
campo.
Recobros esperadosEl recobro generado por esta técnica se ubica entre 50-60 por ciento, con valores que pueden llegar
al 75 por ciento.
Costos asociadosLa 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 recuparado es utilizado para generar el vapor necesario.
ConclusionesEl uso de métodos térmicos de recobro mejorado es un 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.