Inyección Continua de Vapor

Inyección Continua de Vapor 

Resumen 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 visco sidad para propi propiciar ciar el flujo hacia un pozo productor. productor. Es utili utilizado zado especialmente especialmente en yacimi yac imient entos os som somero eros, s, con are arenas nas de alt alta a per permea meabil bilidad idad o no con consol solida idadas das.. El obj objeti etivo vo princi pri ncipal pal del mét método odo es el aum aument ento o del recobro recobro del crudo mediante mediante la red reducc ucción ión de la satura sat uració ción n res residu idual al de pet petról róleo, eo, el aum aument ento o de la per permea meabili bilidad dad rel relati ativa va al pet petról róleo, eo, 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. e deben dise!ar cuidadosamente los planes de inyección para disminuir al m"#imo las pérdidas de calor desde superficie hasta yacimientos adyacentes, principal falla de operación. $unque e#isten par"metros 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 %ampo Emeraude en la &ep'blica (emocr"tica del %ongo, donde fue probado con é#ito este mecanismo. Introducción Los métodos de recob recobro ro mejor mejorado ado son técnic técnicas as aplicadas a yacim yacimiento ientos s cuyo cuyos s mecan mecanismos ismos primarios de producción han sido agotados, por lo que es necesario suministrarles energía para recuperar las reservas remanentes, m"s all" de procedimientos de mantenimiento de presión. presi ón. Esta es una situa situación ción com'n en la actua actualidad) lidad) los grande grandes s yacim yacimiento ientos s típic típicament amente e desarr des arrolla ollados dos est est"n "n ago agotan tando do su ene energí rgía a y dis dismin minuye uyendo ndo su pro produc ducción ción.. Los mét método odos s 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 m"s utilizado a nivel mundial y el que m"s altos recobros reporta *+  por cient ciento/. o/. u mayor efecto es la reducc reducción ión de la visco viscosidad sidad del crudo para promover su flujo. E#isten 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 e#posición al calor del crudo y el "rea 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 m"s f"cil 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 tecnología La inyección continua de vapor es un proceso por el cual se suministra calor al yacimiento para incrementar su temperatura y aumentar la energía necesariapara 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. u principal objetivo es mejorar el factor de recobro. El primer reporte que se tiene de inyección de vapor  ocurrió en 0123 en el %ampo 4oodson5 6e#as en Estados 7nidos, donde se realizó una prueba piloto por 82+ días, durante los cuales se inyectó vapor a una formación cuyo espesor  eran 09 pies y estaba a 29 pies de profundidad, resultando en el aumento en ocho veces de la tasa de producción. El é#ito 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: 0. &educe la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al petróleo *;ro/. 8. 6 de los fluidos presentes. 8. =ropiedades de la roca tales como p ermeabilidad absoluta, porosidad y compresibilidad. 2. =ropiedades de interacción roca fluido, afectadas por el incremento de la temperatura, como tensión interfacial *disminuye/, permeabilidad relativa *;ro aumenta/, presión capilar 

*disminuye para sistemas agua5 petróleo/, mojabilidad *el agua moja m"s a la roca debido el descenso entre el "ngulo de contacto crudo5agua/. 3. =ropiedades térmicas de la formación y los fluidos que contiene como calor específico, conductividad térmica, coeficiente de e#pansión térmica y los cambios que se producen con el incremento de la temperatura. +. %ondiciones del yacimiento y sus alrededores, como saturación inicial de crudo, formaciones adyacentes, heterogeneidad, presión y temperatura del mismo. . ?eometría del flujo, patrones de flujo, espaciamiento, localización y espesor inyección5 producción. @. %ondiciones 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. $l llegar a la formación el vapor se mueve a través de los poros interconectados y en las zonas m"s cercanas al pozo el crudo se vaporiza y es empujado hacia adelante) parte del crudo no es removido, sin embargo el crudo remanente estar" a mayor temperatura. $ medida que avanza el frente de crudo también avanza el frente de vapor, parte del cual eventualmente se condensar" debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. El agua condensada se encontrar" a la misma temperatura del vapor y generar" 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 2 zonas principales en el "rea 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 m"s livianas se vaporicen y muevan hasta el banco frio de crudo, dejando atr"s a las fracciones m"s pesadas, cuya saturación puede quedar en 0+ por  ciento, dependiendo de su viscosidad y de la temperatura del vapor. En esta zona ocurre un empuje por gas. e estima que se puede aumentar en 8 por ciento el recobro debido a esta zona y se logra enriquecer el crudo. En la zona de agua caliente la e#pansión térmica del petróleo toma lugar, haciendo que el crudo se e#panda y se mueva, disminuyendo la saturación residual. i la viscosidad del crudo disminuye con la temperatura, el influjo de agua caliente ser" un método eficiente de recuperación.

Luego se presenta la zona de agua fría, el recobro de esta zona est" determinado principalmente por las propiedades térmicas del crudo. La e#pansión térmica del crudo se encarga de aportar entre el 2 y + por ciento del recobro) el desplazamiento del crudo depende b"sicamente de la reducción de la saturación residual con la temperatura, esto puede traer  entre 0 y 8 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 8 y 8+A. Ventana de aplicación e prefiere a los yacimientos someros debido a que se minimizan las pérdidas de calor a través del pozo) formaciones m"s profundas poseen mayor temperatura y no se aprovecha del todo el calor del vapor. La presión es mayor en yacimientos m"s profundos por lo que se necesita suministrar m"s calor y se aumentan el riesgo de fallas operacionales. (e acuerdo a  $bdus y 6haBer *0113/ el rango de profundidades que en las que se utiliza la técnica varía entre 2 y + pies. $unque la temperatura no limita al proceso, es deseable que se encuentre entre 2 a 3 CD. (ebido 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 02 del yacimiento sea barrido. 7na recomendación importante para evitar esto es la inyección en el fondo del pozo. %erca 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 m"s alto y estar  disponible f"cilmente. El generador de vapor provee vapor cuya presión est" entre 8 a 8+ libras por pulgada cuadrada *lpc/, con calidad de entre 9 a 9+ por ciento. El agua utilizada debe ser limpia para evitarla corrosión del equipo y partículas sólidas suspendidas en el vapor. (ebe ser de dureza menor a 0 parte por millón *ppm/, sólidos totales disueltos menores a 8 por ciento y menos de + ppm de sólidos suspendidos, con un pF entre @ y 08. Espesor  Esto influye en la pérdida de calor a las formaciones adyacentes, por lo tanto mientras m"s gruesa la formación, mejor el desempe!o del proceso. =or lo general es recomendable que el espesor de la formación se encuentre entre 8 y 3 pies. Permeabilidad  (ebe ser lo suficientemente alta para permitir la inyección de vapor y el flujo de crudo hacia los pozos productores. e estima que el rango deseable abarca entre 0 y 3 milidarcys *md/.

Saturación de petróleo residual original  e sugiere que sea mayor al 3A. Las porosidades esperadas deberían ubicarse sobre el 8 por ciento para hacer del método rentable económicamente Viscosidad del crudo Los rangos est"ndares de aplicación reportan viscosidades entre 0 a 3 centipoises *cp/, aunque autores coinciden en que para viscosidades menores el método es también aplicable. Gravedad API  Entre 0 y 2C$=