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 consolidada. 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.
Reduce la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al petróleo (Kro). Incrementa la eficiencia del barrido de fluidos. Permite la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de hidrocarburo, que luego se convierten en condensados y pueden ser producidos. Provee un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza y lleva al crudo hacia los pozos productores.
El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85% Se puede utilizar en medio poroso suficientemente largo inicialmente saturado con petróleo y agua connata. Empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza. La recuperación de petróleo es mayor que con cualquiera otra inyección. Disminución de la viscosidad.
Perdida de calor hacia las formaciones adyacentes y en superficie. Depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir un gran Proción del calor inyectado. Perdida de calor en la tubería de inyección y desgaste de la misma. La inyección continua de vapor es de gran costo a nivel mundial.
La inyección cíclica de vapor es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo durante un tiempo determinado, generalmente de 1 a 3 semanas, cerrar el pozo por corto periodo de tiempo, normalmente de 3 a 5 días, y luego ponerlo de nuevo en producción. El pozo producirá durante una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que generalmente puede ser del orden de los 4 a 6 meses y luego declinara. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor. Aunque se han
reportado casos de hasta 22 ciclos, se duda que más de 3 ciclos resulten comercialmente atractivos. Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para petróleos pesados (8 – 15 ºAPI), aunque pueden utilizarse para yacimientos de cualquier tipo de crudo.
Incremento de mojabilidad roca-agua. Expansión térmica de fluidos y disminución API. Las temperaturas optimas son 160º a 400º F. presiones de yacimientos mayores a 700lpc, requerirán temperaturas de 500ºF o mayores. La máxima profundidad práctica es de 3.000 pies. Valores de profundidad menores son deseables ya que las pérdidas en el pozo son menores a las presiones de inyección requerida serán también menores.
La inyección cíclica de vapor es básicamente un proceso de estimulación y como tal, no conduce a un gran incremento en la recuperación ultima, en general se cree que los yacimientos de crudos pesados, donde la recuperación primaria es del orden del 10Z de petróleo en situ, la recuperación por estimulación con vapor, incluyendo la primaria, será del orden del 15 al 20Z. Tal vez una de las principales desventajas de la estimulación con vapor es que solo una parte (30 – 50Z) del agua inyectada como vapor es producida cuando el pozo se abre a producción. Esto implica que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el yacimiento en la forma de zonas de alta saturación de agua alrededor de los pozos productores. Tales regiones de altas agua pueden hacer que las aplicaciones futuras de procesos de recuperación del tipo de desplazamiento resulten difíciles o ineficientes, ya que la eficiencia areal del barrido será afectada adversamente. la estimulación con vapor puede ser indeseable en áreas donde ocurra un hundimiento activo de la tierra. En algunos yacimientos alrededor del 35Z de petróleo producido ha sido distribuido a la compactación de la roca yacimiento y al hundimiento de la superficie que la acompaña. La compactación de la roca yacimiento se puede prevenir mediante la aplicación de procesos de recuperación del tipo desplazamiento, donde el yacimiento se mantiene a una alta presión. Además la compactación podría causar cambios en la estructura y propiedades de la roca, los cuales serán desfavorables desde el punto de vista de recuperación. Otra consideración en la estimulación con vapor es la expansión con arcillas sensibles al agua fresca, puesto que al ponerse en contacto con el vapor puede dañar la permeabilidad del yacimiento.
Cuando se inyecta agua caliente a través de un pozo, la formación en la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor necesario a expensas de su calor sensible (el cual aproximadamente es, directamente proporcional a la temperatura), y como resultado temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo de inyección, esta se mezcla con los fluidos de yacimientos formados así una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector.
Hasta la temperatura original del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector. A diferencia de la inyección de vapor, donde la zona formada por el vapor permanece aproximadamente a una temperatura constante (i.e., a la temperatura de la zona calentada será igual a la temperatura del agua caliente inyectada solo a un tiempo “infinitesimal”
Aunque el agua caliente es capaz de transportar una mayor cantidad de calor que el vapor en base Volumétrica, en general la inyectividad es mucho mayor que la del agua caliente. Parece ser que la inyección de agua caliente será, ventajosa donde las formaciones tengan alta permeabilidad, suficiente para mantener una tasa de inyección alta con el objetivo de minimizar las pérdidas de calor. Además como el incremento de la temperatura logrado con el agua caliente es menor que el logrado con el vapor, la inyección de agua caliente es
efectiva en yacimientos que contengan petróleos viscosos que exhiban una gran disminución en viscosidad de temperatura relativamente pequeños. Aunque el agua caliente exhibe una razón de movilidad mas favorables que el vapor, los datos de campo tienden a demostrar que el agua caliente es susceptible a formar canales y digitarse.
La inyección de agua caliente puede ser deseable en el caso de formaciones que contengan arcillas sensitivas al agua, puesto que el vapor podría dañar la formación en tales circunstancias. Los problemas en los equipos de inyección de agua caliente en general serán menos severos que en la inyección de vapor. Sin embargo, la cantidad invertida en generadores equipos de superficie y en el pozo, es comparable a la del caso de inyección de vapor. Las perdidas de calor en las líneas de superficie y en el pozo, pueden causar una seria disminución en la temperatura del agua, mientras que en el caso de vapor solo habrá una reducción en calidad.
En el caso de petróleos livianos, donde la destilación con vapor contribuye en una alta proporción a la recuperación total, la inyección de agua podría no ser efectiva, ya que la destilación no se hará efectiva debido a la ausencia de la fase gaseosa.
En resumen, existen áreas donde definitivamente la inyección de agua caliente podría ser económica y eficientemente como un proceso de recuperación; mas sin embargo, los factores antes mencionados deben ser analizados cuidadosamente y comparados en relación con la alternativa de inyectar vapor antes de iniciar la inyección de agua caliente.
CHOPS es la abreviación de la frase en inglés “Cold Heavy Oil Production with Sand”, es decir, producción fría de crudo pesado con arena. Esta es una técnica de producción de crudo pesado, que consiste en provocar de manera deliberada la producción de arena junto con el petróleo y mantener este influjo a lo largo del tiempo. Existen varios opiniones para clasificar esta técnica, sin embargo, en casi todas se considera como un método de recobro primario dado que la arena y el crudo llegan por si solos al pozo (por expansión del gas, segregación gravitacional, etc.) aunque una
vez ahí se utilizan sistemas de levantamiento. Tiene la cualidad de ser producido todo el proceso a temperatura de yacimiento, de ahí la expresión Cold (frío).
Se aplica en yacimientos de petróleo pesado y extra pesado. Por ser crudos pesados y extrapesados sus viscosidades son altas, superan los 1000cp La cantidad de gas en solución es baja. En algunos casos las altas viscosidades contribuyen a que se observe el fenómeno de crudo espumante, el cual ayuda al incremento de la producción. Se usan perforaciones de aproximadamente de 1 pulgada. El espaciamiento de las perforaciones varía de 8 a 12 tiros por pie, raramente se usa un espaciamiento más cerrado, y la perforación bajo balance da mejores resultados que la perforación sobre balance. En arenas con espesores menores a 20 pies se perfora todo el intervalo productor. Se usan bombas de cavidad progresiva, las cuales se colocan de manera tal que la entrada de la bomba quede entre 3 y 6 pies por debajo de la última perforación
Se debe tener un manejo apropiado de la arena en términos de completamiento, separación y eliminación Gran producción de arena que requiere el uso de camiones para su transporte y disposición Se pueden producir problemas operacionales Problemas en el yacimiento con los agujeros de gusano
Consiste simplemente en perforar en la formación, dos pozos horizontales paralelos, uno inyector de vapor superior y otro productor de petróleo inferior. Por efecto de la Inyección de Vapor, se forma una cámara de vapor a lo largo del pozo inyector, generando un aumento de la temperatura del yacimiento y los fluidos, proporcionando así una disminución de la viscosidad, donde uno de ellos se encuentra entre 4 a 6 metros por encima del otro.
El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción.
Proceso de SAGD no está enteramente sin desventajas sin embargo; requiere cantidades pequeñas de agua dulce y de agua grande que reciclan instalaciones y gas natural o electricidad con carbón barata para crear el vapor. Confiando en drenaje de la gravedad, también requiere depósitos comparativamente gruesos y homogéneos.
