Recuperación térmica del petróleo: Inyección contínua de vapor

RECUPERACIÓN TÉRMICA DEL PETRÓLEO

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el bombeo forzado para removerlo hacia la superficie.

            Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción.

             Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.

            El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto de la cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.

            Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida.     

   En la actualidad existen métodos para producir, tratar, almacenar y transportar crudos pesados eficientemente, también existen modelos matemáticos y metodología probada para obtener las condiciones mínimas de viscosidad de los crudos en el fondo del pozo, de tal manera que un pozo de petróleo pesado podría ser producido como un pozo de petróleo mediano, incrementando de esta manera las reservas recuperables del yacimiento. Los Métodos de recuperación térmica han demostrado ser los más eficientes en la recuperación de petróleos pesados de los cuales en este trabajos explicaremos algunos de ellos entre los cuales se encuentran la Inyección de de agua caliente, Inyección continua de vapor y la combustión en sitio en sus tres modalidades (hacia delante, en Reverso y humada).

 RECUPERACIÓN TERMICA

GENERACIÓN EFICIENTE DE VAPOR

El vapor se produce por medio de generadores de vapor convencionales de un paso o mediante instalaciones de cogeneración, que producen vapor y energía eléctrica. Por ejemplo, en el Valle de San Joaquín de California la empresa Chevron cuenta con un centro de control completamente integrado para los generadores de vapor, el cual monitorea todas las operaciones de los generadores de vapor convencionales. Parámetros críticos, como el flujo de gas combustible y aire para la combustión, el exceso de oxígeno y la calidad del vapor son constantemente medidos y controlados; así mismo, todos los datos se registran. Los generadores de vapor tienen una configuración altamente eficiente con recirculación de gases de escape y con quemadores de combustión escalonados para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno.

DISTRIBUCIÓN EFECTIVA DE VAPOR

El vapor que se inyecta en los campos petroleros es saturado (húmedo) y tiene dos fases –líquido y vapor–, lo que lo hace difícil de medir y controlar. Además, los sistemas de distribución de vapor regularmente lo suministran a cientos de pozos de inyección. Cuatro problemas interrelacionados se asocian con esta distribución.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, tanto en la superficie como en el subsuelo, y la calidad del vapor (cociente de masa de fase vapor sobre fase líquida) también debe ser medida y controlada conforme el vapor se distribuye a través del campo. A lo largo de muchos años, Chevron ha desarrollado y optimizado económicamente soluciones para este tipo de problemas.

El método de estranguladores de orificio fijo en flujo crítico es el preferido para el control y medición del flujo de vapor. Su desempeño se basa en las ecuaciones desarrolladas en los laboratorios de flujo de vapor de Chevron, verificadas en condiciones de campo. La medición de la calidad de vapor en el cabezal de pozo se realiza combinando una placa de orificio y un estrangulador fijo. Las ecuaciones para la combinación de placa y estrangulador se resuelven simultáneamente para el flujo y la calidad de vapor. La instrumentación de medición es simple, compacta y de bajo costo. Puede ser operada mediante el uso de paneles solares como fuente de energía y movilizada fácilmente de pozo a pozo por una persona.

El control de la calidad de vapor en sistemas de distribución superficiales complejos se realiza mediante un dispositivo, desarrollado por Chevron, denominado Splitigator. Este dispositivo suministra el vapor, de una calidad específica, a los ramales del sistema de distribución y que se coloca en las interconexiones de dicho sistema. De esta manera, el dispositivo impactará el desempeño del yacimiento e influirá de forma positiva en la economía del proyecto.

Ahora, considerando el subsuelo, la distribución apropiada de vapor a las zonas individuales es importante si se quiere alcanzar una recuperación y un desempeño económico óptimo de inyección de vapor en arenas múltiples. Se han desarrollado herramientas de pozo para controlar la distribución de calor y el desempeño del campo y se han demostrado los beneficios de una distribución apropiada del mismo.

Una vez que se trata el volumen inicial de agua, los costosadicionales de tratamiento esta limitados por aquellos asociados con el agua de reemplazo, es decir, las operacionespetroleras de campo requieren grandes cantidades de vapor para la inyección continua y por largo tiempoen los yacimientos. Como esencialmente en estos casos no hay agua condensada limpia para ser reutilizada se requiere que el costo de tratamiento del agua sea relativamente bajo.

MONITOREO EFECTIVO DE LA PRODUCCIÓN

La optimización de procesos costosos de recuperación mejorada demanda un excelente monitoreo de producción. Chevron lleva a cabo aproximadamente 2500 pruebas en pozos productivos al día para sus operaciones térmicas en California. Estos datos son utilizados para optimizar el tiempo de las operaciones de remediación en los pozos y analizar el desempeño del yacimiento.

MONITOREO EN EL YACIMIENTO

En el campo Kern River, Chevron tiene aproximadamente 8000 pozos activos y 660 pozos de observación. La identificación del vapor, la saturación de crudo y los registros de temperatura provenientes de pozos de observación se utilizan para desarrollar geomodelos de variaciones temporales de saturación de petróleo y temperatura. Esta información se utiliza posteriormente para identificar las áreas que necesitan vapor adicional o las que han alcanzado un estado de maduración de la inyección de vapor. En otros campos, donde resulta apropiado, se han utilizado métodos de monitoreo indirecto. Estos incluyen medidores de inclinación, sensores remotos por satélite y monitoreo de sísmica 4D.

PROCESO DE GENERACIÓN DE VAPOR

En su forma más simple (convencionales), un sistemade generación de vapor consiste de dos partes esenciales:

1.      la cámara de destilacióno evaporador, donde el aguaes calentada y convertida en vapor.

2.      el condensador, en el cual el vapor es convertido en líquido.

La fuente de calorempleada para vaporizar el agua en las plantas generadora de vapor es vapor de alta o baja presión, el que a su paso por lo serpentines de calentamiento, se condensa, cediendo su calor latente al agua cruda q va ser evaporada. Así, en un evaporador existen dos fuentesde agua destilada. Una, es el condensado de vapor que se ha empleado en calentar el agua, la cual reemplaza al vapor usado por el evaporador u no puede , por lo tanto, ser considerada como ``repuesto``. La otra, es el vapor condensado que se convierte en vapor y posteriormente se condensa, los sólidos en suspensión o disuelto en el agua permanecen en la cámara de destilación, a menos q sean arrastrado mecánicamente por el vapor o que pasen en forma de gases.

Los generadores de vapor utilizados en los campos petrolíferos difieren significativamente de las calderasconvencionales. Estas, por lo general, se utilizan para generar vapor saturado o quizás vapor sobrecalentado para mover turbinas de vapor.

Debido a las altas velocidades del fluido es necesario separar el vapor del liquido antes de que el vapor sea dirigido a las turbinas, pues de lo contrario las gotas de liquido las dañaría. Como alternativa se puede utilizar el vapor sobrecalentado para evitar la separación liquido vapor. La separación se puede lograr mediante tambores giratorios, haciendo uso de las fuerzas centrifugas y de inercia, resultante de su rotación. El agua condensada es recogida corriente debajo de las turbinas para reutilizarla, por lo cual requiere muy poca agua de reemplazo.

Los generadores de vapor del tipo de una sola bombeada o de un solo paso se conocen también como generadores de vapor húmedo y se utilizan exclusivamente en los campos petroleros. Específicamente fueron desarrolladas para aplicaciones en los campos petroleros en los inicio de los años 60 y difieren de una caldera autentica en que no tienen un tambor de separación, no requieren recirculación ni purga.

Debido a que los generadores carecen de un tambor de separación la calidadmáxima del vapor debe ser limitada alrededor de un 80% para evitar la precipitación y deposición de sólidos disuelto sobre los tubos, y por lo tanto reducir la posibilidad de vaporización localizada de la película de agua y la subsecuente falla de los tubos. Existen generadores que son calentados indirectamente, sin embargo, utilizan como alimento agua que no han sido ablandadas o agua extraída del subsuelo. Estos tipos de generadores de vapor no han tenido amplia aceptación.

El sistema de vapor utilizado en los campos petrolíferos, están formados principalmente por calentadores y calderas.

·         Calentadores. Con sus quemadores y un sistema de aire de combustión, sistema de tiro o de presión para extraer del horno el gas de chimenea, sopladores de hollín, y sistemasde aire comprimido que sellan las aberturas para impedir que escape el gas de la chimenea.

Los calentadores utilizan cualquier combustible o combinación de combustible, como gas de refinería, gas natural, fuel y carbón en polvo.

·         Calderas: las calderas son dispositivos utilizados para calentar el agua o generar vapor a una presión superior a la atmosférica. Las calderas se componen de un comportamiento donde se consume el combustible y otro donde el agua se convierte en vapor.

Son instalaciones industriales que aplicando el calor de un combustible sólido, liquido o gaseoso, vaporizan el agua para aplicaciones en la industria.

La Mayoría de las Calderas o Generadores de Vapor tienen muchas cosas en común. Normalmente en el fondo esta la cámara de combustión o el horno en donde es más económico introducir el combustible a través del quemador en forma de flama. El quemador es controlado automáticamente para pasar solamente el combustible necesario para mantener la presión en el vapor deseada. La flama o el calor es dirigido o distribuido a las superficies de calentamiento, que normalmente son tubos, fluxes o serpentines.

En algunos diseños el agua fluye a través de los tubos o serpentines y el calor es aplicado por fuera, este diseñoes llamado "Calderas de Tubo de Agua". En otros diseños de calderas, los tubos o fluxes están sumergidos en el agua y el calor pasa en el interior de los tubos, estas son llamadas "Calderas de Tubos de Humo". Si el agua es sujeta también a contacto con el humo o gases calientes más de una vez, la caldera es de doble, triple o múltiples pasos

El agua de alimentación de las calderasdebe ser bien tratada de lo contrario pudiera causar los siguientes problemas:

1.      Formación de costra

2.      Corrosión

3.      Formación de burbujas de aire

4.      Adherencia del vapor al cilindro.

Por los daños que causa utilizar agua no tratada es que existe una unidad de tratamiento de las impurezas del agua la cual opera de la siguiente manera:

Como ya se menciono el objetivofundamental de esta unidad es reducir la dureza del agua de río hasta cero por los daños que estos generan, con el objeto de utilizarla como agua de alimentación de las calderas. El aguanormalmente contiene una cierta cantidad de sales, entre las más importantes para la utilización en la generación del vapor se tienen: carbonato de calcio y carbonato de magnesio. Estas sales de no eliminarse antes de ser usada en las calderas pueden producir incrustaciones en los tubos. Las incrustaciones es la formación de depósitos sólidos y duros sobre la superficie interna de los tubos. Para evitar esta formación en la planta de tratamiento de agua se tiene el procesode suavización en caliente que consiste en la formación de flóculos producto de la reacción de la cal con las sales y lodos que contiene el agua. Este proceso es llamado Termocirculador.

Luego del proceso termocirculador, se filtra el agua en filtros de carbón y finalmente se efectúa el intercambio iónico en los suavizadores de zeolita, en donde se disminuye el contenido de carbonato de calcio hasta valores de cero, después de esto el agua se almacena para alimentar las calderas según la demanda de vapor.

Las calderas son los equipos encargados de generar el vapor necesario para la operación de la refinería y el calentamiento de los tanques de almacenamiento. El agua tratada se envía a un desaereador en donde se disminuye el contenido de oxigenodisuelto hasta valores muy bajos, luego se envía directamente a las calderas para la producción de vapor. En relación a tratamientos de agua para calderas, se ha estudiado ampliamente en el desarrollode compuestos inorgánicos tales como: fosfatos, sulfitos, aminas, etc., sin embargo todos estos compuestos se comportan exclusivamente como preventivos, esto significa que cuando una caldera ya se encuentra incrustada, estos productos evitarán que dicha incrustación continúe creciendo, pero la incrustación formada no sufrirá disminución alguna (al contrario, tiende a aumentar cuando existen errores en la dosificación) por tanto la desincrustación se deberá realizar manualmente o por medio de recirculación de ácidos, teniendo estricto control de niveles de pH, durezas, alcalinidad y otros parámetros recomendados por el suplidor de productos químicos para el tratamiento interno del agua; en ambas opciones se tendrá que parar el funcionamiento del equipo.

Existen también otros procedimientos para el tratamiento del agua entre los cuales destacan los siguientes:

·         Destilación: es un proceso de purificación de agua de eficacia comprobada durante mucho tiempoen que el agua es tratada hasta que se evapora y el vapor se condensa y recoge. El equipo necesario no es muy caro, pero consume mucha energía. Además las impurezas volátiles tales como el dióxido de carbono, sílice, amoniaco, y varios compuestos orgánicos pasaran el destilado.

·         Intercambio iónico: el intercambio iónico se utiliza en gran medida en los laboratorios para proporcionar agua purificada bajo demanda. Los desionizadores de laboratorioincorporan cartuchos de lecho mixto de resina de intercambio iónico que, o bien pasan a una estación de regeneración para su recarga cuando se agotan o bien se desecha.

·         Osmosis inversa: el objetivo de la osmosisinversa es obtener agua purificada partiendo de un caudal de agua que esta relativamente impura o salada. Esto se logra separar de este caudal de agua contaminada con sales, un caudal menor de agua pura. En este proceso se aplica presión que tiene mas alta concentración de sales para forzar un caudal menor de agua pura.

Presiones en la caldera: La temperatura y la presión en la operación de cada caldera definitivamente están relacionada.

A presión atmosférica normal el agua tiene un punto de ebullición a 100ºC, a mayor presión el punto de ebullición se incrementa, hasta alcanzar un máximo punto de ebullición a 374oC a una presión de 3200 libras por pulgada2 (220.63 bar). Por encima de esta temperatura el agua no existe como liquido.

Capacidades de Caldera: Las calderas son catalogadas en base a la cantidad de vapor que ellas pueden producir en un cierto periodo de tiempo a una cierta temperatura. Las calderas mas grandes producen 1´000,000 de libras por hora o son catalogadas en base a 1 "caballo de fuerza" o "caballo vapor caldera" por cada 34.5 libras de agua que pueden ser evaporadas por hora. Otra definición es 1 "caballo de fuerza" por cada 10 pies2 de superficie de calentamiento en una caldera de tubos de agua o 12 pies2 de superficie de calentamiento en una caldera de tubos de humo.

DETERMINACIÓN DE LA CALIDAD DEL VAPOR

La calidad del vapor es un valor difícil de determinar con exactitud. En la actualidad existen varios métodos para medir la calidad del vapor, sin embargo, no existe ninguno que pueda considerarse simple y sencillo. Entre los más utilizados se pueden mencionar los siguientes:

Método del Separador

Puede considerarse como el más simple y se basa en la definición de calidad. Se puede utilizar un recipiente cilíndrico, horizontal o vertical, aislado con el fin de separar la fase vapor de la líquida, tal como un separador de petróleo y gas. Las medidas de las tasas de flujo por peso de las dos fases cuando estás dejan el separador, dan una indicación directa de la calidad.

Cualquier método para medir el flujo de las dos fases puede resultar aceptable. Algunas instalaciones utilizan medidores de orificio en ambas líneas, sin embargo, un medidor de desplazamiento positivo o un medidor de turbina en el lado del líquido puede resultar satisfactorio si se realizan las correcciones por temperatura.

Para calcular la calidad, la tasa de flujo en peso de vapor se divide entre las tasas de flujo en peso de las corrientes de agua y vapor. Si la unidad generadora de vapor opera bajo condiciones de flujo continuo, como generalmente lo hace la calidad, puede hallarse dividiendo la tasa de vapor en el separador por la tasa de agua entrante. Algunos generadores comerciales poseen separadores a fin de determinar la calidad.

Método de los Cloruros

Se ha mencionado que una de las razones por las cuales se usa vapor húmedo en recuperación térmica, es con el fin de prevenir la formación de escamas en las calderas debido a la deposición de sólidos disueltos. Estos sólidos presentes en el agua de alimentación se concentran en la porción líquida de la descarga del generador y sirven para proveer una medida del porcentaje de la alimentación aún en fase líquida.

El ión cloruro Cl- constituye un instrumento conveniente para este chequeo. Por medio de titulación química, la concentración del ión cloruro en la parte líquida del vapor se compara con la concentración del mismo ión en el agua de alimentación. Luego la calidad viene dada por:

Método de la Conductividad

La conductividad del agua depende de la concentración de sales disueltas en ella. Notando el incremento de la conductividad entre el agua de alimentación y la parte líquida del vapor a la descarga de la caldera, se puede determinar la calidad, mediante la ecuación:

Donde σ es la conductividad.

Este método es similar al método de determinación de los cloruros, excepto que se toman en cuenta todas las sales disueltas en lugar de cloruros solamente. Sin embargo, el método de la conductividad no es correcto si el Bicarbonato de Sodio NaHCO3 esta presente en el agua de alimentación. El bicarbonato de sodio se descompone en NaCO3 o NaOH, los cuales tienen oferentes conductividades, este error se corrige neutralizando la solución.

Dado que la comparación básica en este método radica en que las sales disueltas son concentradas en la fase líquida en proporción directa al volumen de agua vaporizado. El método es útil para el control y monitoreo continuo de la calidad.

Método del Medidor de Orificio

La calidad del vapor puede ser determinada por medio de un medidor de orificio si la tasa de flujo de vapor es conocida. Normalmente las unidades generadoras de vapor son diseñadas para operar bajo condiciones de flujo continuo y la tasa de agua entrante puede determinarse por simple medición. La calidad del vapor viene dada por la siguiente ecuación:

Donde:

fst: Calidad del vapor, fracción

C: Constante del medidor de orificio

r s: Densidad del vapor seco, lbs/pie3

h: Presión diferencial a través de la placa de orificio, pulg. de agua.

q: Tasa de flujo de vapor. gal/min.

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 Langeheim

Balance 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 de

la extracción de fluidos viscosos. La reducción de la viscosidad del petróleo que

acompaña al incremento de temperatura permite no sólo que el petróleo fluya más

fácilmente sino que también resulta en una relación de movilidad más favorable.

   * Reducir la saturación residual de petróleo en las zonas calentadas a consecuencia de

la expansión térmica.

   * Originar en el yacimiento procesos de destilación y craqueo del crudo contenido en

sitio, esto debido a las altas temperaturas generadas.

   * Aumentar la movilidad del petróleo por efecto de la reducción de viscosidad

atribuido 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.