Inyección Continua de Va Vapor por La inyecc inyección ión contin continua ua de vapor vapor es un método método de recobr recobro o mejora mejorado, do, aplica aplicado do princi principal palmen mente te a crudos 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 empuje por gas como consecuenci consecuencia a del flujo de vapor en el reservorio reservorio y una alta eficiencia 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 recobro mejorado son técnicas aplicadas a yacimientos cuyos mecanismos primarios de producción producción han sido agotados, agotados, por lo que es necesario necesario suministrarl suministrarles es energía para recuperar recuperar las reservas remanentes, m"s all" de procedimientos de mantenimiento de presión. Esta es una situación com'n en la actualidad) los grandes yacimientos típicamente desarrollados est"n 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 m"s utilizado a nivel mundial y el que m"s altos recobros reporta *+ - por ciento/. u mayor efecto es la reducción de la viscosidad 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 propiedades del fluido fluido cambien cambien y sea m"s f"cil f"cil su producción. producción. Es importante importante conocer conocer las tecnologías 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 temperatura y aumentar aumentar la energía energía necesaria necesaria para desplazar desplazar el crudo. crudo. El vapor inyectado inyectado al yacimient yacimiento o 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 permeabilidad 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 inyección5producción. @. %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 02 del yacimiento sea barrido. 7na recomendación importante para evitar esto es la inyección en el fondo del po zo. %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 3A. 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 2C$=<. 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. e presentan problemas técnicos al usar yacimientos heterogéneos o con alto contenido de arcillas hinchables, que comprometen la permeabilidad. Go es recomendado en yacimientos carbon"ticos. Pérdida de calor En este proceso el vapor es el medio que se utiliza para transmitir el calor a la formación. olo una parte del calor que se le transmite al vapor en el generador llega a la formación. Zonas de pérdida de calor 0. uperficie: generador y tuberías. %erca del 8 por ciento del calor se pierde en el generador y de 25+ por ciento en las tuberías que llevan el calor hacia el pozo inyector, a'n estando bien aisladas. 8. =ozo, tubería de inyección y revestimiento: a medida que el vapor se desplaza a través del pozo e#iste 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. E#isten maneras de evitar las pérdidas, por ejemplo, rellenar el espacio anular con crudo, gas presurizado o series de tuberías de aislamiento concéntricas. 2. =érdida a las formaciones adyacentes. Los generadores de vapor en el fondo del hoyo evitan las pérdidas de calor en superficie y en el pozo. 7tilizan combustible y aire, que son inyectados por separado, creando una c"mara 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 c"mara 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 barrido El barrido depende de la relación de movilidad, debido a que por lo general la ; ro es independiente de la viscosidad, entonces este par"metro esta dado por la relación de viscosidad entre el crudo y el agua) mientras menor sea este valor, menor ser" el barrido. El espaciamiento de los pozos depende de las características del yacimiento y de par"metros económicos. Es com'n que el plan de e#plotación contemple un espaciamiento mínimo que permita la aplicabilidad de recobro secundario y terciario, lo que evita la perforación a futuro para implementar estas pr"cticas. Caso de estudio Prueba piloto de Inyección de Vapor en el Campo Emeraude (costa auera!" El campo Emeraude contiene altas cantidades de reservas de crudo viscoso *0 cp, a condiciones de yacimiento/. Due e#plotado por 03 a!os antes de decidir implementar la inyección de vapor, recuper"ndose apenas el 2A de petróleo in situ, y quedando el reservorio agotado. (e continuar con mecanismos de producción primarios solo se alcanzaría entre el + y el 0 por ciento de recobro en un plazo de 8 a!os. e consideraron varios métodos de recobro mejorado, entre ellos la inyección de agua, que irrumpió r"pidamente 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. %omo consecuencia de esto se implementó en programa de inyección de vapor con los siguientes objetivos:
0. =robar 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. 8. Evaluar el comportamiento del reservorio frente al método, el tiempo de intrusión de vapor a los pozos, tasa de recobro y la relación crudo5vapor. Caracter#sticas geológicas del reservorio y de los luidos" El campo se encuentra 8 Bm hacia el sur, costa afuera de la &epublica (emocr"tica del %ongo. La estructura es un anticlinal cortado por una falla. Los reservorios son someros *entre 8 a + metros de profundidad/ y est"n 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 + metros de espesor. La estratigrafía del "rea 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 a + md hasta + md. El crudo presente resulta ser subsaturado, cuyo punto de burbuja es 222, lpc. &elación gas petróleo disuelto *& s/ de 8 =%GHG, viscosidad de 0 cp y de 88C$=<. %on la aplicación del método desde marzo de 019+, se buscó aprovechar la inyección de vapor para la vaporización de las fracciones m"s livianas de crudo, la e#pansión térmica del crudo y la reducción de la viscosidad del crudo. En condiciones de laboratorio, utilizando n'cleos limolíticos saturados a condiciones adiab"ticas de yacimiento, se logró recuperar el 93,+ por ciento del crudo con una temperatura de inyección de 3+1CD y una presión de 3+ lpc. Has"ndose en los resultados de esta prueba, se instalaron dos sistemas de inyección con cinco pozos cada uno *3 productores y 0 inyector/, con un espaciamiento de 02 metros entre los pozos. e esperaba que la zona calentada cubriera una vasta "rea, de manera de poder aprovechar al m"#imo los efectos de e#pansión, vaporización y el mantenimiento de presión. El "rea escogida tenía bajo buzamiento para evitar la segregación del vapor, bajas relaciones agua5crudo y gas5crudo y bajas tasas de recobro. e construyeron dos plataformas para albergar los equipos de generación de vapor y de perforación. (urante la aplicación de la prueba, la producción de crudo y su an"lisis, el corte de agua, temperatura y presión fueron medidas regularmente. La tasa de inyección de vapor fue de +02 bbld. En las primeras etapas no se notó cambio alguno en las condiciones del yacimiento, sin embargo el @ 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 + meses de implementación, se registró el incremento de la producción de 2 a 893 bbld, al mismo tiempo el corte de agua aumentó de 0 a + por ciento y la relación gas petróleo disminuyó, la temperatura de fondo de pozo aumentó de 2 a 1 CD 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. %omo resultado final la inyección de vapor pudo ser implementada como mecanismo de recobro mejorado en los yacimientos del %ampo Emeraude, ya que esta mejoró la tasa de producción de crudo, increment"ndola casi cuatro veces. $ctualmente empresas operadoras como =erenco Iil and ?as, contin'an desarrollando esta tecnología para el aprovechamiento del campo.
Recobros esperados El recobro generado por esta técnica se ubica entre +5 por ciento, con valores que pueden llegar al @+ por ciento. Costos asociados La implementación de estos planes de manera económicamente rentable depende principalmente de la relación vapor5crudo durante el proceso, la cual puede ser estimada con anticipación. 7n 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. Conclusiones El uso de métodos térmicos de recobro mejorado es un opción com'n en campos donde los yacimientos han agotado su energía y necesitan ser estimulados para recuperar las reservas restantes que poseen. (ebido 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 dise!o del mejor programa de inyección. (ebido a su impacto en la reducción de la viscosidad, esta técnica emplea como buenos candidatos a reservorios con crudos pesados y e#tra pesados, muy abundantes en >enezuela y futuros contenedores de las mayores reservas a ser e#plotadas.
El petróleo que no se desplaza cuando los fluidos fluyen a través de la roca en condiciones normales, por ejemplo en los procesos de recuperación primaria y secundaria, e invasión.
