Petroleros de Barinas
Historia Este tipo de método de recuperación térmica comenzó en los años 1931-1932,
cuando se inyecto vapor por 235 días en la parcela de Wilson y swain, cerca de woodson, Texas. No hubo otro registro de la utilización de inyección continua de vapor sino hasta 20 años mas tarde cuando se desarrollo un proyecto piloto que funciono en Yorba linda, california de Estados Unidos. A nivel mundial los primeros proyectos a gran escala de inyección continua de vapor se desarrollaron en schoonebeek, Holanda y también en tía Juana estado Zulia, Venezuela. En nuestro país se han desarrollado distintos proyectos con la utilización de este método con el objetivo de mejorar la producción de crudos pesados y extrapesados principalmente principalmente en el estado Zulia y en la faja petrolífera del Orinoco. Algunos proyectos de inyección continúa de vapor llevados a cabo en distintos países:
País
Nº de proyectos
Producción 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
En esta tabla de datos se puede observar la cantidad de proyectos que se han llevado a cabo en algunos países y la cantidad de producción que se ha obtenido de estos.
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Algunos proyectos de inyección continúa de vapor llevados a cabo en Venezuela: En 1957: Prueba Piloto en Mene Grande, Venezuela.
En 1961: Se aplico en
Siete
Arreglos
de siete pozos,
en Tía Juana –
Venezuela.
En 1977: Se realizo un proyecto en gran escala, (M-6), Tía Juana, Venezuela.
En 1981: LAGOVEN, llevó a cabo un (PICV), en el Campo Jobo. Este proyecto esta ubicado en el flanco norte de la Faja Petrolífera del Orinoco.
El más Actual: Pozos verticales del campo jobo: Localizado al noreste de Venezuela, hacia el Norte de la zona oriental de la Faja Petrolífera del Orinoco, aproximadamente a 100 Km al Sur de Maturín
(Estado
Monagas). Condiciones para la aplicación del método 5500 ton de vapor X= 74 % Ti= 520 ºF
Definición Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento
mediante la inyección de vapor, este proceso se basa en la inyección de vapor de manera continua a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen abiertos.
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En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos; muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica que luego se convirtieron en inyección continua en vista de mejoras perspectivas de recuperación, 6-15% para cíclica versus 40-50% para continua. Lo que quiere decir que el proceso de inyección contínua de vapor resulta más eficiente que la inyección alternada de vapor. Este tipo de recuperación térmica permite mejorar la movilidad del petróleo por reducción de la viscosidad y disminuir la cantidad de petróleo residual. El petróleo es producido fundamentalmente a través de los mecanismos de expansión térmica del petróleo, reducción de la viscosidad, destilación con vapor, extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efecto de la destilación con vapor. A continuación se mostrara un recuadro donde se puede observar la simulación del proceso de inyección continua de vapor y lo que va ocurriendo en las distintas zonas dentro del yacimiento. Del lado izquierdo se observa el pozo inyector, por el cual es inyectado el vapor y en la parte derecha se observa el pozo productor, por el cual se obtiene la producción de hidrocarburos.
Este proceso forma una región saturada de vapor en la región cerca al pozo. Dentro de esta región la temperatura es cercana o igual a la del vapor inyectado. Detrás de la zona saturada con vapor, el vapor se condensa para formar un banco de agua caliente. Dentro de la zona de vapor, el petróleo es desplazado por vapor destilado y gas (vapor). Los factores que contribuyen al desplazamiento del petróleo desde la zona de agua caliente incluyen reducción de la viscosidad del petróleo,
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expansión térmica y reducción de la saturación residual del petróleo. También pueden ocurrir cambios en la permeabilidad relativa. El vapor que avanza se va condensando gradualmente debido a las perdidas de calor hacia las formaciones
adyacentes, originándose 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 aquí en adelante el proceso de desplazamiento es tal cual como una inyección de agua fría. En este proceso se observan tres zonas diferentes en el yacimiento, zona de vapor, zona de agua caliente y zona de agua fría. En la zona de vapor el efecto fundamental es la destilación, el cual consiste en la evaporación de los componentes relativamente livianos del crudo no desplazados por la zona 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 t ransportados hacia adelante por el vapor, hasta que se condensan en la zona fría del yacimiento. El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez mas rico en componentes livianos, originándose con ello extracción por solventes y desplazamientos miscibles en el petróleo original del yacimiento aumentando así, la recuperación del crudo.
Características
Es un método novedoso mediante el cual pueden obtenerse altos recobros, con relaciones petróleo/vapor.
tasas de producción considerables.
No se requieren altas presiones de inyección.
Es aplicable tanto en yacimientos vírgenes como en agotados.
Es uno de los métodos mas utilizados a nivel mundial.
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Requiere del uso de pozos inyectores de vapor.
Ventajas
Aumenta el factor de recobro de 2 a 10 veces comparado con la recuperación primaria de crudo pesado.
Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.
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.
La recuperación de petróleo es mayor que con cualquiera otra inyección.
. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de los proyectos de inyección continua.
Desventaja
Depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir unºa gran Proción del calor inyectado.
La inyección continua de vapor es de gran costo a nivel mundial.
No es recomendable utilizar en pozos con viscosidad baja.
puede no ser factible usar inyección continua de vapor en formaciones que contienen arcillas que son sensibles al agua fresca.
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Mecanismos de recuperación en inyección continúa 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 viscosidad y expansión térmica; siendo la destilación con vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción por solventes, empuje por gas en solución y desplazamiento miscibles
por
efecto de la destilación con vapor, las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos depende de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular. El Mecanismo de recuperación por inyección continua de vapor puede visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata, el petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción de petróleo no es vaporizado y dejado atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente debido a las pérdidas de calor a las formaciones adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente, el cual van 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 cual en inyección de agua fría. Así se puede observar que se distingue tres zonas de diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. La recuperación de petróleo obtenida de la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para una inyección de agua convencional, excepto que la tasa efectiva de inyección será mayor que lo que se inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva de vapor. 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
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del petróleo aun 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 de los componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por la zona de agua fría y caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la fase gaseosa y altas temperaturas originan la vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportado hacia adelante 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 “in situ”. El petróleo delante del 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 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.
Criterios de diseño para la aplicación de inyección continúa de vapor en yacimientos de petróleo Los parámetros señalados como criterios de diseño no se cumplen estrictamente
debido a que se han hecho en base a los datos obtenidos en experiencias de campo y estudios teóricos experimentales, de
allí se pueden señalar algunos criterios
generales; entre estos se tienen: Para que el proyecto sea económicamente rentable la saturación de petróleo debe estar alrededor de 700 Bbls/acre.pie.
Para que haya menos pérdidas de calor en las formaciones adyacentes el espesor debe ser mayor a 20 pies.
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Para que la calidad del vapor llegue a la formación como se requiere la profundidad debe estar entre 300 y 3000 pies. Para profundidades mayores a los 3000 pies se requiere del uso de aislantes.
Con el fin de que la roca permita que el fluido la atraviese sin ningún problema la permeabilidad debe ser mayor a 200 md.
Este método es rentable en petróleos desde 20 hasta 1000 cp.
Es de gran beneficio aplicar la inyección continua de vapor en petróleos de gravedad entre 15 y 25 ºAPI, sin embargo se ha aplicado en petróleos de hasta 45 ºAPI.
Las propiedades del agua a utilizar para generar el vapor no son críticas, a pesar de ello debe ser ligeramente alcalina, suave, libre de oxigeno, de H2S, de solido, de petróleo, y de hierro disuelto.
El contenido de arcilla en estos yacimientos debe ser relativamente bajo. Del mismo modo que se han estudiado criterios para el diseño de la inyección continúa de vapor
también se han podido determinar agentes que favorecen este
método como lo es un alto porcentaje de porosidad, bajo costo del combustible, la disponibilidad de pozos que puedan ser usados como pozos inyectores y productores por medio de arreglos, la calidad del agua para mejor eficiencia, gran espesor… De igual forma se han establecido algunos agentes que actúan de manera negativa entre estos tenemos la existencia de un fuerte empuje por agua, la presencia de grandes capas de gas, las fracturas extensivas en la formación…
Arreglos En la inyección continua de vapor se deben tomar en cuenta los arreglos ya que
de esto depende a eficiencia del método. Los arreglos
se desarrollan en campos
viejos donde es necesario aplicar algún método de recuperación, en general se definen como las figuras geométricas que forman los pozos inyectores y productores para mejorar o para hacer más eficiente la recuperación. Existen varios tipos de arreglos entre estos se pueden mencionar los arreglos de empuje en línea directa
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(rectángulo), arreglos de empuje en líneas alternas (líneas defesadas de pozos), arreglos de 4 pozos (triangulo equilátero), arreglos de 5 pozos (cuadrado), arreglos 7 pozos (triangulo equilátero), arreglos de 9 pozos (cuadrado), arreglos de 7 o 4 pozos invertidos (triangulo equilátero) y arreglos de 9 pozos invertidos (cuadrados).
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