Inyección continúa de vapor La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a

crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio

desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su

viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en

yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidadas. El objetivo principal

del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual

de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje 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. Aunque existen parámetros que limitan la

aplicación del método, han sido implementados planes pilotos en campos con condiciones muy

adversas donde se ha podido incrementar el recobro utilizando la inyección continua de vapor.

Los métodos térmicos de recuperación mejorada son un subgrupo de estos métodos de

recobro mejorado y engloban los procesos de inyección de agua caliente, vapor y combustión

in situ. La inyección de vapor es el método más utilizado a nivel mundial y el que más altos

recobros reporta (50 – 60 por ciento). Su mayor efecto es la reducción de la viscosidad del

crudo para promover su flujo. Existen dos maneras de realizar la inyección de vapor a los

reservorios, como inyección continua de vapor y como inyección cíclica, la mayor diferencia

entre ambos radica en el tiempo de exposición al calor del crudo y el área de aplicación. La

inyección continua de vapor implica el uso de dos pozos, uno inyector y otro productor, el

yacimiento es enfrentado a un frente continuo de vapor que entra en él y propicia el cambio en

propiedades tanto de los fluidos como de la roca. La inyección cíclica es un mecanismo de

estimulación a pozos, donde el vapor se inyecta por el mismo pozo productor, el cual es luego

cerrado por un período de tiempo suficiente para que las propiedades del fluido cambien y sea

más fácil su producción. Es importante conocer las tecnologías aplicadas al recobro mejorado

para implementarlas de manera eficiente y rentable para así obtener mayores tasas de

producción y cubrir la creciente demanda mundial de energía.

. 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.

El proceso consiste en lo siguiente, se cuenta con un pozo inyector y un pozo productor, desde

el pozo inyector se le inyecta a la formación vapor que ha sido generado bien sea en superficie

con equipos destinados a esta labor (generadores de vapor) o con el uso de generadores

especiales en el hoyo, que mediante combustión calientan el agua suministrada y proveen el

vapor para la técnica. 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 esta zona ocurre un empuje por gas. Se estima que se puede

aumentar en 20 por ciento el recobro debido a esta zona y se logra enriquecer el crudo.

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.

Luego se presenta la 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%.En las figuras siguientes se muestran un esquema del proceso de Inyección Continua de Vapor:

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 continua 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 lo que se refiere a 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. Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación

petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres (3) 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. Los mecanismos de recuperación

por inyección continua de vapor pueden visualizarse considerando inyección de vapor en un

medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata. El

petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante.

Una cierta fracción 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 y en adelante, el proceso de desplazamiento prosigue tal como

en la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres (3) 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 que operan 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. 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, a causa del 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 el aumento de la 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 a causa del vapor de los componentes relativamente livianos del

petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y agua 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 adelante por el

vapor, hasta que se logra condensar 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 al frente 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 señalados aún no ha sido posible de evaluar

cuantitativamente. Otro mecanismo adicional que opera en la zona de vapor es el empuje por

el 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.

Ventana de aplicación

Se prefiere a los yacimientos someros debido a que se minimizan las pérdidas de calor a través

del pozo; formaciones más profundas poseen mayor temperatura y no se aprovecha del todo el

calor del vapor. La presión es mayor en yacimientos más profundos por lo que se necesita

suministrar más calor y se aumentan el riesgo de fallas operacionales. De acuerdo a Abdus y

Thaker (1994) el rango de profundidades que en las que se utiliza la técnica varía entre 300 y

5000 pies. Aunque la temperatura no limita al proceso, es deseable que se encuentre entre 300

a 400 °F.

Debido a la diferencia de densidad entre el crudo y el vapor se observa una segregación del

vapor lo que causa la invasión de los pozos productores por el vapor y genera que solo 1/3 del

yacimiento sea barrido. Una recomendación importante para evitar esto es la inyección en el

fondo del pozo. Cerca de dos tercios del calor del vapor se utiliza para calentar a la formación,

por lo que gran parte del calor no se utiliza para el desplazamiento de fluidos

El agua es escogida por poseer una alta capacidad de transporte de calor frente a otras

sustancias, bien sea en su fase líquida o de vapor, por poseer el calor latente más alto y estar

disponible fácilmente. El generador de vapor provee vapor cuya presión está entre 2000 a 2500

libras por pulgada cuadrada (lpc), con calidad de entre 80 a 85 por ciento. El agua utilizada

debe ser limpia para evitarla corrosión del equipo y partículas sólidas suspendidas en el vapor.

Debe ser de dureza menor a 1 parte por millón (ppm), sólidos totales disueltos menores a 20

por ciento y menos de 5 ppm de sólidos suspendidos, con un pH entre 7 y 12.

Espesor

Esto influye en la pérdida de calor a las formaciones adyacentes, por lo tanto mientras más

gruesa la formación, mejor el desempeño del proceso. Por lo general es recomendable que el

espesor de la formación se encuentre entre 20 y 400 pies.

Permeabilidad

Debe ser lo suficientemente alta para permitir la inyección de vapor y el flujo de crudo hacia los

pozos productores. Se estima que el rango deseable abarca entre 100 y 4000 milidarcys (md).

Saturación de petróleo residual original

Se sugiere que sea mayor al 40%. Las porosidades esperadas deberían ubicarse sobre el 20

por ciento para hacer del método rentable económicamente

Viscosidad del crudo

Los rangos estándares de aplicación reportan viscosidades entre 1000 a 4000 centipoises (cp),

aunque autores coinciden en que para viscosidades menores el método es también aplicable.

Gravedad API

Entre 10 y 36°API.

En general se espera que la saturación de crudo sea alta y su viscosidad también. Es aplicable

a crudos livianos, aunque el empuje por agua es un mejor método para producirlos. Se

presentan problemas técnicos al usar yacimientos heterogéneos o con alto contenido de

arcillas hinchables, que comprometen la permeabilidad. No es recomendado en yacimientos

carbonáticos.

Pérdida de calor

En este proceso el vapor es el medio que se utiliza para transmitir el calor a la formación. Solo

una parte del calor que se le transmite al vapor en el generador llega a la formación.

Zonas de pérdida de calor

1. Superficie: generador y tuberías. Cerca del 20 por ciento del calor se pierde en el generador y de

3-5 por ciento en las tuberías que llevan el calor hacia el pozo inyector, aún estando bien

aisladas.

2. Pozo, tubería de inyección y revestimiento: a medida que el vapor se desplaza a través del pozo

existe pérdida de calor debido a la diferencia entre la temperatura del vapor y las formaciones

que atraviesa el pozo. Es significativa en pozos muy profundos o con tasa de inyección baja, es

por esto que las tuberías de inyección son bien aisladas. Existen maneras de evitar las

pérdidas, por ejemplo, rellenar el espacio anular con crudo, gas presurizado o series de

tuberías de aislamiento concéntricas.

3. Pérdida a las formaciones adyacentes.

Los generadores de vapor en el fondo del hoyo evitan las pérdidas de calor en superficie y en

el pozo. Utilizan combustible y aire, que son inyectados por separado, creando una cámara de

combustión en el pozo frente a la formación de interés; el combustible es encendido por una

chispa eléctrica y calienta al agua que es inyectada en la cámara de combustión y se vaporiza.

Entre sus ventajas se encuentran la disminución de las pérdidas de calor, menos

contaminación, mayor temperatura del vapor, presurización del reservorio y facilidades de

operación costa afuera.

Recobros esperados

El recobro generado por esta técnica se ubica entre 50-60 por ciento, con valores que pueden

llegar al 75 por ciento.

Costos asociados

La implementación de estos planes de manera económicamente rentable depende

principalmente de la relación vapor-crudo durante el proceso, la cual puede ser estimada con

anticipación. Un proyecto de inyección de vapor debe ser capaz de pagar por su inversión y

generar un retorno aceptable de la inversión. En la actualidad estos proyectos resultan ser

costosos debido a un tercio crudo recuparado es utilizado para generar el vapor necesario.

La inyección continua de vapor permite aumentar la tasa de producción de los reservorios

donde se implementa y por lo general arroja resultados satisfactorios y los mayores recobros

en métodos probados de recobro mejorado. Es importante el conocimiento de las condiciones

geológicas de las formaciones y de las propiedades de los fluidos para el diseño del mejor

programa de inyección.

Debido a su impacto en la reducción de la viscosidad, esta técnica emplea como buenos

candidatos a reservorios con crudos pesados y extrapesados, muy abundantes en Venezuela y

futuros contenedores de las mayores reservas a ser explotadas.

5 . SAGD (Segregación Gravitacional Asistida por Vapor)Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (SAGD) [15] SAGD es un proceso de recuperación térmica para crudos pesados y extrapesados. Este procedimiento es aplicado a pares de pozos múltiples. Los pares de pozos son perforados en forma horizontal, paralela y verticalmente alineados uno con el otro; su longitud y separación vertical se encuentran en el orden de un (1) kilómetro y cinco (5) metros, respectivamente. El pozo superior es conocido como “pozo inyector” y el pozo inferior es conocido como “pozo productor”. El proceso comienza con la circulación de vapor en ambos pozos de manera que el bitumen entre el par de pozos es calentado lo suficiente para fluir hacia el pozo productor más bajo. El espacio poroso libre es

continuamente llenado con el vapor formando una “cámara de vapor”. La cámara de vapor calienta y llena cada vez más bitumen hasta que adelanta a los poros petrolíferos entre el par de pozos. La circulación de vapor en el pozo productor es luego detenida e inyectada solamente en el pozo inyector superior. La cámara de vapor de forma cónica, anclada al pozo productor, ahora comienza a desplegarse hacia arriba desde el pozo inyector.

Como el nuevo bitumen superficial es calentado, el crudo disminuye en viscosidad y fluye hacia abajo a lo largo del límite de la cámara de vapor en el pozo productor por gravedad. La figura 2.9 ilustra el concepto con un par de pozos típicos.

El vapor es siempre inyectado por debajo de la presión de fractura de la roca. También, el pozo productor es a menudo regulado para mantener la temperatura del petróleo producido justo por debajo de las condiciones de vapor saturado para prevenir que el vapor entre en el agujero perforado y diluya el petróleo producido (esto es conocido como la “trampa de vapor” de SAGD). El proceso SAGD es capaz de lograr un recobro del 55% del petróleo originalmente en sitio. Existen muchas otras consideraciones para SAGD tales como la tasa de recobro, la eficiencia térmica, la capacidad y la economía de perforación de pares de pozos horizontales, la calidad del vapor, la tasa de inyección de vapor, la presión de vapor, el mantenimiento de la presión de yacimiento y, finalmente, el influjo de agua. SAGD ofrece un gran número de ventajas en comparación con las técnicas de extracción convencionales y métodos de recuperación térmica. Por ejemplo, ofrece significativamente tasas de producción por pozos más altas, se obtienen factores de recobro mayores, y los costos de tratamientos de agua son reducidos y como consiguiente unas disminuciones dramáticas en la relación vapor-petróleo.

Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (SAGD), mediante el cual, aprovechando la fuerza de gravedad se puede obtener un mayor recobro con respecto a aquellos obtenidos con los métodos convencionales de inyección de vapor, IAV (Inyección Alternada de Vapor) e ICV (Inyección Continua de Vapor). El proceso de SAGD es una modalidad de Inyección Continua de Vapor, que permite reducir los problemas de adedamiento y segregación de vapor hacia el tope de la formación, “steam-override”, considerando como principal mecanismo los efectos gravitacionales, con la consecuente mejora en la recuperación del crudo [12] . El proceso de SAGD consiste en colocar un pozo horizontal productor cerca de la base del yacimiento, distanciado por varios metros de longitud del pozo inyector de vapor que puede ser de forma vertical u horizontal. Esta inyección creará una cámara de vapor que calentará el crudo, disminuirá su viscosidad y aumentará la movilidad del mismo haciéndolo fluir por la interfase de la cámara de vapor que, junto al condensado del vapor fluirá a los pozos productores. En la figura No 2.3 se muestra un esquema del proceso de drenaje gravitacional asistido por vapor: