RECUPERACIÓN TÉRMICA PARA CRUDOS PESADOS A TRAVÉS DE PROCESOS DE ESTIMULACIÓN (IAV/CEFP)

INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR 

Es un proceso térmico de recobro el cual consiste en la estimulación individual de cada pozo productor mediante la inyección intermitente de vapor. En forma simple, el proceso consiste en inyectar vapor en una formación productora a través de un pozo productor por un periodo de tiempo determinado, luego el pozo es cerrado por un cierto tiempo permitiendo la transferencia de calor del vapor a la formación para luego ser abierto nuevamente a producción.

 

Figura. Proceso de Inyección Alternada de Vapor.

Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante inyección alterna de vapor son:

La disminución de la viscosidad del petróleo, la expansión térmica de los fluidos de la formación e incremento de los mecanismos de producción por compactación. Durante la inyección de vapor y los periodos de remojo, la viscosidad del petróleo es disminuida dentro de la zona de vapor, ocurriendo expansión térmica del petróleo y del agua.

 

Este método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo facilitando su movimiento través de la formación y aumentando la producción de los pozos.

El nombre del método se debe a la alternabilidad que existe entre las etapas de inyección de vapor y producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de inyección, remojo y producción, y el tiempo que duran constituyen un ciclo en el proceso, por lo que también se le denomina inyección cíclica de vapor o remojo con vapor. El ciclo, también conocido como huff and puff, puede repetirse hasta que la respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del yacimiento y al aumento de la producción de agua.

 Figura. Respuesta de producción de la inyección cíclica de vapor.

TIPOS DE INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR 

Existen diferentes tipos de inyección alterna de vapor las cuales son aplicadas según las siguientes condiciones o características: 

1. Conocimiento de la distribución vertical del vapor en el pozo o en el área.
2. Comportamiento de producción de pozos vecinos en condiciones similares. 
3. Número y tipos de ciclos anteriormente aplicado, como también el comportamiento de producción del pozo en los mismos. 

• INYECCIÓN CONVENCIONAL

Durante este tipo de inyección todas las arenas son sometidas a inyección al mismo tiempo. El vapor que entra a cada una de ellas va a depender de la resistencia al flujo que estas opongan. En la instalación convencional las arenas más profundas reciben relativamente un vapor más húmedo que las arenas más someras, así estas opongan la misma resistencia al flujo, ya que el agua líquida tiende a moverse hacia la parte más profunda del pozo. 

• INYECCIÓN SELECTIVA / SELECTIVA-CONSECUTIVA

Este tipo de inyección se utiliza cuando se desea inyectar por separado los intervalos de producción, como por ejemplo, cuando dos arenas tienen diferente presión. Se acondiciona el pozo para que aporte vapor a una arena especifica mediante la creación de un sello eficiente entre las zonas, el uso de niples selectivo en el forro y un agente sellante en el empaque de grava. Este tipo de inyección puede ser para una sola arena, o puede ser selectiva consecutiva. Si es consecutiva se estimulan primero las inferiores, las cuales usualmente son las menos depletadas, y por lo tanto las que oponen mayor resistencia al flujo.

FACTORES QUE AFECTAN LA INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR

El proceso de inyección alterna de vapor es afectado por ciertos factores los cuales pueden ser tanto a nivel de yacimiento como en el ámbito operacional:

 A NIVEL DE YACIMIENTO 

1. Daño a la formación: La magnitud del daño presente en la formación antes de que un pozo sea inyectado con vapor puede tener un efecto muy grande en la respuesta del mismo ante dicho proceso, el efecto se manifiesta aún cuando el daño no es removido por el vapor. 
2. Profundidad de la arena productora (formación): Este factor limita la aplicación extensiva de la inyección de vapor, debido a las pérdidas de calor y a las fallas de los revestidores observadas en pozos profundos, aunque se han realizado inyecciones a profundidades mayores a 5.000 pies utilizando nuevas tecnologías. 
3. Relación agua – petróleo (RAP) y relación gas – petróleo (RGP): Una alta relación agua-petróleo influye negativamente en la respuesta a la inyección alterna, pues la producción de grandes volúmenes de agua a través de la zona calentada acelera el enfriamiento del crudo. Una alta relación gas-petróleo también puede ser negativa, pues la producción de gas reducirá la presión parcial del vapor de agua en la zona calentada y dará lugar a la remoción de más calor. 
4. Presión en el yacimiento, mecanismos de producción y saturación de petróleo: La respuesta de producción será mejor en un yacimiento con alta presión que en uno de baja presión. Se obtiene una mejor ejecución de ciclos en un yacimiento con una tasa de declinación de presión baja que en uno con tasa de declinación alta. Yacimientos con altas saturaciones de petróleo y porosidad son mejores candidatos para inyección cíclica. Arenas altamente saturadas, de espesor mayor a 30 pies y con alta permeabilidad vertical pueden ser buenas candidatas, aunque tengan baja presión, debido a su potencial de drenaje por gravedad. 

EN EL ÁMBITO OPERACIONAL

Esta sección corresponde principalmente a los factores que son manejados por el personal técnico de acuerdo a experimentos y experiencia en el campo de los cuales el tiempo de inyección, remojo y de producción resultan los más importantes, los cuales fueron explicados anteriormente en las etapas de la inyección alternada de vapor; los demás factores son:

1. Cantidad de vapor inyectado: Se ha demostrado teóricamente que la producción acumulada de petróleo durante un ciclo es directamente proporcional a la cantidad de vapor inyectado. También está demostrado que al aumentar la cantidad de vapor inyectado se aumenta la relación petróleo-vapor hasta un valor considerado económicamente aceptable, después del cual disminuye el incremento por tonelada con el aumento de la cantidad de vapor. 
2. Número de ciclos: Depende principalmente de la respuesta que ofrece el pozo al cual ha sido aplicado el proceso en cuanto a la producción de petróleo, cuando se tienen elevadas tasas las cuales hacen rentable el proceso, el numero de ciclos puede repetirse hasta que la producción sea inferior a la producción reportada por producción en frío. Existen proyectos donde se han reportado más de 20 ciclos de forma exitosa. 

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE UN YACIMIENTO PARA UNA IAV 

Resulta difícil establecer criterios que garanticen que la aplicación de un proyecto de inyección alterna de vapor sea exitosa, debido que la mayoría de estos dependen de las características de cada campo siendo la experiencia la mejor guía para la selección de los criterios.

Generalmente los criterios mayormente conocidos y aplicados son: 

1. Se cree comúnmente que el petróleo en sitio debe ser del orden de 1.200 Bls/acre-pie o más, con la finalidad de que el proyecto resulte económicamente exitoso.
2. La permeabilidad debe ser lo suficientemente alta para permitir una inyección rápida del vapor y una alta tasa de flujo de petróleo hacia el pozo. 
3. El mayor éxito se obtiene cuando la viscosidad del petróleo es del orden de 4.000 cps a condiciones de yacimiento, pero puede ocurrir que en algunos casos se tenga una viscosidad menor. 
4. La gravedad del petróleo es conveniente que esté en el rango de 8 a 15 °API. 
5. La máxima profundidad práctica es 3.000 pies. Valores de profundidad menores son deseables ya que las pérdidas en el pozo son menores. 
6. El espesor de arena neta debe ser mayor de 30 pies y se considera conveniente que la presión del yacimiento sea moderadamente alta, sin embargo, existen proyectos exitosos donde la presión es baja, del orden de 40 Lpc. 
7. Porosidad alrededor de 25 % y saturación de petróleo de 60 %.

Tabla. Criterios para la aplicación de un proceso de inyección alterna de vapor en el yacimiento OFIM CN 

ETAPAS DE LA INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

1.-ETAPA DE INYECCIÓN

 Consiste en inyectar vapor durante 2 o 3 semanas a través del pozo inyector/productor. La tasa de inyección debe ser la máxima posible con el fin de evitar que la cantidad de calor que se pierden en las paredes del pozo sea elevada y minimizar el tiempo que el pozo está sin producir, también lograr el máximo radio calentado y la máxima temperatura en la zona calentada, igualmente se debe tener en cuenta que la presión de inyección no exceda la presión de fractura que presenta el yacimiento. Para determinar la cantidad óptima de vapor a inyectar por ciclos en los pozos de un proyecto, debe tenerse en cuenta todos los factores que intervienen en la respuesta a la inyección de vapor, como lo son la viscosidad del petróleo, espesor de las arenas, distribución vertical del vapor, presión del yacimiento, saturación de petróleo, saturación de agua.

 

Figura. Etapa de inyección de vapor 

2.-ETAPA DE REMOJO

Consiste en mantener el pozo cerrado por un determinado tiempo el cual va a depender de la experiencia del campo y del yacimiento a ser aplicado el proceso. En yacimientos donde se encuentran activos los mecanismos de producción primaria y presentan suficiente presión es recomendable que el tiempo de remojo sea algo prolongado de modo que el vapor se desplace a través del medio poroso y disipe el calor al yacimiento, aunque este periodo no debe ser demasiado prolongado ya que el vapor se condensaría y la saturación de agua aumentaría excesivamente; en cambio en yacimientos con poca presión, se recomienda dejar poco tiempo de remojo con el fin de utilizar el aumento de presión del yacimiento en las cercanías del pozo para desplazar el petróleo hacia los pozos.

Figura. Etapa de remojo 

3.-ETAPA DE PRODUCCIÓN

Consiste en abrir el pozo a producción una vez considerado que el yacimiento ha sido calentado y el petróleo se encuentra en mejores condiciones para ser producido. Al comienzo puede observarse una elevada tasa de agua debido a que mucho vapor se condensa en las cercanías del pozo, pero al cabo de un tiempo comienza la producción normal de petróleo. Esta etapa culmina cuando el pozo presente tasas similares a las presentadas por producción en frío o tasas no rentables. 

 

Figura. Etapa de producción

 

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, GRACIAS.!