1.-Introduccion

1.1.- Inyección de Vapor

Es un método térmico de recobro mejorado en el cual la materia prima utilizada es el vapor la cual afecta a las propiedades de la roca y del fluido, tiene efectos de:

Aumentar el recobro de crudo mediante la reducción de la saturación de petróleo residual Mejorar la movilidad del crudo mediante la reducción de su viscosidad. Aumentar la permeabilidad relativa al petróleo. Generar una alta eficiencia de barrido de fluidos. Provee un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza y lleva

al crudo hacia los pozos productores.

Es el método más utilizado a nivel mundial y el que más altos recobros reporta con un 50 – 60 % de recobro.

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.

Existen dos aplicaciones de esta tecnología: Inyección alternada o cíclica e inyección continua, la mayor diferencia entre ambos radica en el tiempo de exposición al calor del crudo y el área de aplicación.

La inyección continua

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

La inyección cíclica es un mecanismo de estimulación a pozos, donde el vapor se inyecta por el mismo pozo productor, el cual es luego cerrado por un período de tiempo suficiente para que las propiedades del fluido cambien y sea más fácil su producción.

1.2.-Fundamentos de la tecnología

El éxito 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:

1. Reduce la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al petróleo (Kro).

2. Incrementa la eficiencia del barrido de fluidos.3. Permite la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de hidrocarburo, que

luego se convierten en condensados y pueden ser producidos.4. Provee un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza y lleva

al crudo hacia los pozos productores.

El proceso depende de los siguientes parámetros:

1. Cambio de las propiedades, a condiciones de yacimiento, del crudo. Se observa el cambio de comportamiento de fases, densidad, viscosidad, compresibilidad, composición y propiedades PVT de los fluidos presentes.

2. Propiedades de la roca tales como permeabilidad absoluta, porosidad y compresibilidad.3. Propiedades de interacción roca fluido, afectadas por el incremento de la temperatura,

como tensión interfacial (disminuye), permeabilidad relativa (Kro aumenta), presión capilar (disminuye para sistemas agua- petróleo), mojabilidad (el agua moja más a la roca debido el descenso entre el ángulo de contacto crudo-agua).

4. Propiedades térmicas de la formación y los fluidos que contiene como calor específico, conductividad térmica, coeficiente de expansión térmica y los cambios que se producen con el incremento de la temperatura.

5. Condiciones del yacimiento y sus alrededores, como saturación inicial de crudo, formaciones adyacentes, heterogeneidad, presión y temperatura del mismo.

6. Geometría del flujo, patrones de flujo, espaciamiento, localización y espesor inyección-producción.

7. Condiciones relacionados al programa implementado como tasa de inyección de vapor, presión y calidad del vapor, cantidad acumulada de vapor, etc.

1.3.- Factores Clave para una Operación Efectiva y Eficiente de Recuperacion Mejorada

Generación eficiente de vapor Distribución efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo. Monitoreo efectivo de la producción. Monitoreo efectivo del calor y la saturación en el yacimiento.

2.- Inyección de Vapor Continua

El proceso consiste en un las siguientes operaciones y procedimientos, 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. Al llegar a la formación el vapor se mueve a través de los poros interconectados y en las zonas más

cercanas al pozo el crudo se vaporiza y es empujado hacia adelante; parte del crudo no es removido, sin

embargo el crudo remanente estará a mayor temperatura. A medida que avanza el frente de crudo también

avanza el frente de vapor, parte del cual eventualmente se condensará debido a las pérdidas de calor hacia

las formaciones adyacentes.

El agua condensada se encontrará a la misma temperatura del vapor y generará 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 3 zonas principales en el área 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 más livianas se vaporicen y muevan hasta el banco frio de crudo, dejando

atrás a las fracciones más pesadas, cuya saturación puede quedar en 15 por ciento, dependiendo de su

viscosidad y de la temperatura del vapor.

En la zona de agua caliente

la expansión térmica del petróleo toma lugar, haciendo que el crudo se expanda y se mueva,

disminuyendo la saturación residual. Si la viscosidad del crudo disminuye con la temperatura, el influjo de

agua caliente será un método eficiente de recuperación.

zona de agua fría

El recobro de esta zona está determinado principalmente por las propiedades térmicas del crudo. La

expansión térmica del crudo se encarga de aportar entre el 3 y 5 por ciento del recobro; el

desplazamiento del crudo depende básicamente de la reducción de la saturación residual con la

temperatura, esto puede traer entre 10 y 20 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 20 y 25%.

2.1) Características de la inyección continúa de Vapor

Espaciamiento entre pozo es menor que para una inyección de agua. Los costos de capital son mayores que la inyección cíclica pero la recuperación de petróleo

es mayor. Si la viscosidad es alta puede ser necesario precalentar el pozo con vapor antes de iniciar

la inyección. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de vapor

continua. Se debe tener en cuenta para el diseño de un proyecto optimar la calidad de vapor y la

tasa de inyección.

2.2) Criterios para un proceso de inyección continúa de vapor

Petroleo

o Viscosidad : 20 – 1000 Cpo Gravedad : <25º APIo Composicion : Critica

Yacimiento

o Espesor : > 20 pieso Profundidad : 300 – 3300 Pieso Saturacion de Petroleo : > 500 bbls (acre – pie)o Transmisibilidad : kh/vis > 100 md-pies/Cpo Permeabilidad : > 200 md

Agua

o Las propiedades del agua de formación son criticas, el agua para la generación del vapor deberia ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxigeno, de solidos, de petróleo, de H2S y de hierro disuelto.

Litologia

o Contenido de arcillas bajo

Factores favorables

o Bajo costo de los combustibleso Disponiblidad de pozos que puedan ser utilizadoso Alta calidad del aguao Alta densidad de pozoso Alto espesor neto con relación al total

Factores Desfavorables

o Fuente empuje de aguao Capa grande de gaso Fracturas extensivas

2.3) Ventajas y Desventajas del Proceso de Inyeccion directa

Ventajas DesventajasAumenta el factor de recobro de 2 a 10 veces comparado con la recuperación primaria de

crudo pesado.

Depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las perdidas de calor hacia las rocas

adyacentes pueden consumir una gran porción del calor inyectado

Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.

La inyección continua de vapor es de gran costo a nivel mundial

El rango de la eficiencia térmica esta entre el 75%-85%

No es recomendable utilizar en pozos con viscosidad baja

Se puede utilizar en medio poroso suficientemente largo inicialmente saturado

con petróleo y agua connata

Puede no ser factible usar inyección continua de vapor en formaciones que contienen arcillas

que son sensibles al agua fresca.

3.1) Inyeccion ciclica de Vapor

El principio de calentar el fluido a recuperar y por ello disminuir su viscosidad y que este sea más fácil de recuperar es el mismo que el de inyección continua de vapor solo que es realizada de una manera distinta.

El proceso consta de tres etapas:

Etapa de inyección Etapa de remojo Etapa de producción

Un ciclo completo de estimulación consiste de la inyección de una cantidad de vapor el cuales subsecuentemente seguido por la producción de aceite. La producción de aceite para cada ciclo es determinada hasta el límite económico y cuando este se alcanza otra cantidad de vapor es inyectada nuevamente. El proceso se repite hasta alcanzar el límite de recobro del yacimiento

3.1.1) Etapa de inyección

En esta etapa, se suministra calor en forma de vapor húmedo a la formación productora por varios días o semanas según los requerimientos estimados, dicho tiempo dependerá de la cantidad de vapor a inyectar y de la capacidad de los equipos destinados al proyecto.

Durante este periodo se recomienda que la tasa de inyección de vapor sea lo más alta posible, con el propósito de reducir las pérdidas de calor

Básicamente, existen tres formas de inyectar vapor en el yacimiento:

inyección convencional

Se inyectan por la tubería de producción, aproximadamente, entre 25200 a 31500 Bls de vapor equivalente en todas las arenas del yacimiento, durante un periodo de 15 días, seguidamente el pozo es puesto en remojo durante 3 días y se puede llegar a obtener un periodo de producción de hasta 2 años.

inyección por el anular

Se levanta la bomba unos 25 pies por encima de la zapata y se inyecta vapor por el espacio anular casing-tubing, al terminar la inyección se deja el pozo en remojo por unos 3 días. Seguidamente, el pozo es puesto en producción y cuando la presión y temperatura declinan se asienta la bomba. Este tipo de inyección exige que el pozo esté totalmente bien cementado hasta superficie y tiene como ventaja que no se requiere retirar el equipo del pozo.

inyección selectiva

Se acondiciona el pozo para que aporte vapor a una arena específica. Puede ser para una sola arena o puede ser selectiva consecutiva. Cuando el vapor se inyecta a una sola arena, se estimulan primero las mejores arenas (de mejor permeabilidad y porosidad). Si es consecutiva, se estimulan primero las arenas inferiores y luego las superiores.

3.1.2) Periodo de Remojo

Después del periodo de inyección, se cierra el pozo con el fin de estabilizar la presión del sistema para que la zona de vapor se expanda, logrando con ello la homogenización de la zona caliente alrededor del pozo.

En este periodo algo del vapor inyectado se condensa cerca de la cara del pozo y en su mayor parte esta zona es de agua saturada. Por ello se prevé que el pozo producirá gran cantidad de agua al inicio de la etapa de producción.

A medida que se condensa el vapor y debido a la alta temperatura del mismo, se estima que se producen cambios en las permeabilidades relativas al agua y al aceite, y en la presión capilar, lográndose de este modo, junto con la reducción de la viscosidad del crudo, un aumento en la permeabilidad relativa al crudo lo que se traduce en un incremento en la movilidad del aceite.

3.1.3) Periodo de Remojo

En este periodo el pozo es abierto y empieza a producir una gran cantidad de agua a alta temperatura, debido a la condensación del vapor inyectado, la tasa de agua irá disminuyendo poco a poco, originándose un aumento en la tasa de producción de crudo y por lo tanto, también en la permeabilidad relativa del aceite. Por este motivo la respuesta del pozo a la estimulación, dependerá principalmente:

o la viscosidad del petróleoo la permeabilidad existenteo el radio calentadoo la presión inicial del yacimientoo daño removido con el calor

4) Factores que deben tenerse en cuenta en la inyección cíclica de vapor

Para lograr el desempeño óptimo de un proyecto de recobro térmico, se deben tener en cuenta varios factores

4.1) Parámetros básicos del proceso

Parámetros básicos del proceso Parámetros del generador de vapor Parámetros de operación Parámetros de mantenimiento Parámetros del pozo Parámetros del agua para la generación del vapor Parámetros del suministro del combustible para el generador Parámetros del sistema de producción Parámetros adicionales del yacimiento

4.2) Factores de yacimiento y de los fluidos

Para evaluar el efecto de los parámetros de yacimiento sobre la estimulación con vapor se debe considerar como cada uno de estos parámetros modifica la relación Aceite Incremental-Vapor Inyectado (RAV, Bls/Bls).

Petroleo

o Viscosidad : > 400 cp en condiciones de yacimientoo Gravedad : < 16º API

Yacimiento

o Profundida : < 3000 pieso Espesor : > 50 pieso Porosidad : > 25 %o Petroleo in situ : > 1000 bbls (acre-pie)o Permeabilidad : >100 md o Temperatura : No es critica

Agua

o Las propiedades del agua connata del yacimiento no son criticas, el agua del generador de vapor deberá ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxige, de solidos, de petróleo, de H2S y de hieroo disuelto.

Litologia

o Contendio de arcilla bajo

Factores Favorables

o Pozo s existentes adaptables a la inyección de vaporo Disponibilidad de combustibleo Disponibilidad de agua que sea barata y ligeramene alcalinao Libre de H2S, petróleo hierro disuelto y turbidezo Presion de yacimiento adecuada en arenas mas finas.o Formacion Homogenea

Factores desfaviorables

o Fuerte empuje de aguao Capa de gaso Fracción de arena total bala

Ventajas DesventajasIncluye el bajo costo de probar el proceso en el campo

Riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing mientras el vapor esta siendo

inyectado.costos de desarrollo son menores que los

procesos termales alternativos.Recuperación del 15% al 20% de petróleo

La expansión de arcilla sensible puede ocasionar daños al caising durante la inyección.

La recuperación de petróleo por inyección alterna de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua

de vapor.