RECUPERACION TERMICA

La recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos (normalmente crudos pesados) con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos.

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.

Clasificación de los Procesos de Recuperación TérmicaLos procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como “Procesos In Situ”, entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ. También se pueden clasificar como Desplazamientos Térmicos o Tratamientos de Estimulación Térmica.

Calentadores de FondoEs el método más antiguo conocido para introducir calor en los yacimientos es el de los calentadores de fondo. El propósito primario de los calentadores de fondo, es reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de producción de crudos pesados, aunque ocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo por encima del punto de fluidez durante su movimiento hasta la superficie, y para remover o inhibir la formación y depositación de sólidos orgánicos, tales como parafinas y asfaltenos. Con este metodo solamente se afecta la parte productora del hoyo y su vecindad inmediata, en la práctica, tales aplicaciones están consideradas como tratamientos de estimulación y prevención.

A) Combustión en SITULa Combustión In Situ, tal como es conocida en la actualidad, se desarrolló rápidamente en EE.UU, a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch publicados en 1953 y las de Grant y SAS, publicados al año siguiente. Estos investigadores visualizaron una onda de calor móvil (i.e el calor dejado atrás en la zona quemada sería llevado corriente abajo por el aire inyectado a temperatura ambiente). Inmediatamente, una sucesión de artículos técnicos siguió a estas primeras publicaciones. De los últimos artículos, el de Wilson12 introdujo el concepto de zonas secuenciales de petróleo y vapor y el de Dietz y Weijdema13, muestra cómo los aspectos de recuperación de calor de la Combustión In Situ reconocidos por Grant y SAS, podrían ser mejorados significativamente añadiendo agua al aire.

La Combustión In Situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por este método da a lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensación, empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos productores.

El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno y los fluidos desplazados atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a través de la zona caliente hacia los pozos productores por drenaje por gravedad y por empuje por gas. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado delante de ella, pero sí parte de los componentes medianos y livianos del petróleo in situ.

En los Desplazamientos Térmicos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. En consecuencia, el desplazamiento térmico no

solamente reduce la resistencia al flujo, sino que además, añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo.

En los Tratamientos de Estimulación Térmica, solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solución y el desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de extracción, una vez que se reduce la resistencia al flujo. En este tipo de tratamientos, la reducción de la resistencia al flujo, también puede resultar en la remoción de sólidos orgánicos o de otro tipo, de los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y aún de poros de la roca que forma el yacimiento.

El proceso de combustión in situ es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para segur recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria .Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%.

En el siguiente grafico se puede apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en el yacimiento, posteriormente se explicará brevemente en que consiste cada uno.

Procedimiento generalGeneralmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

CLASIFICASIÓN

1. Combustión convencional o "hacia adelante"

Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

Como se observa en la imagen anterior, se inyecta aire, esto se hace con la finalidad de oxidar el petróleo, si embargo, se producen grandes volúmenes de gases residuales los cuales causan problemas mecánicos. El calor se va generando a medida que el proceso de combustión avanza dentro de una zona de combustión muy estrecha hasta una temperatura alrededor de 1200° F. Inmediatamente delante de la zona de combustión ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito del coque que se quemará para mantener la combustión. La zona de combustión actúa como un pistón y desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance.

2. Combustión en reversoEn este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.

Combustión húmedaConsiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente.

B) Inyección de Vapor

Los primeros proyectos de Inyección Continua de Vapor en gran escala se realizaron en Schoonebeek, Holanda15 y Tía Juana, Estado Zulia, en Venezuela16.

La Inyección Alternada de Vapor se descubrió accidentalmente en 1959, durante la prueba piloto de Inyección Continua de Vapor que se estaba llevando a cabo en Mene Grande, Estado Zulia, en Venezuela17. Hoy en día, la Inyección Alternada de Vapor (también conocida como Inyección Cíclica de Vapor, Remojo con Vapor, Estimulación con Vapor) es un método de recuperación térmica muy utilizado.

La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy viscosos. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de petróleo viscoso.

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 costos adicionales de tratamiento esta limitados por aquellos asociados con el agua de reemplazo, es decir, las operaciones petroleras de campo requieren grandes cantidades de vapor para la inyección continua y por largo tiempo en 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 sistema de generación de vapor consiste de dos partes esenciales:

1.  la cámara de destilación o evaporador, donde el agua es calentada y convertida en vapor. 2.      el condensador, en el cual el vapor es convertido en líquido.

La fuente de calor empleada 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 fuentes de 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 calderas convencionales.

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 calidad máxima 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 sistemas de 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.

CalderasLas 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 diseño es 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 calderas debe 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 mencionó el objetivo fundamental 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 agua normalmente 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 proceso de 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 Termo circulador.

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 oxígeno disuelto 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:        

a) 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.

b) 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.

c) 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.

Inyección continúa 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 vaporEl 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 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 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.

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