Métodos Térmicos

INYECCIÓN DE VAPOR

Alvarado, D. (1993), dice que durante el proceso de inyección de vapor se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada.

INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR (ICV)

ANTECEDENTES DEL PROCESO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

El uso de la inyección continua de vapor comienza en los años 1931-1932, cuando se inyectó vapor por 265 días en una arena de 18 pies de espesor, a una profundidad de 380 pies, en la parcela de Wilson y Swain, cerca de Woodson, Texas. En los siguientes 20 años no hubo registro aparente del uso de la inyección de vapor, hasta el proyecto piloto de inyección de vapor que funcionó en Yorba Linda, California.

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

PROCESO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR 

Según Alvarado, D. (1993), la inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento (figura N°2), el cual consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros.

 

Figura N°2. Proceso de Inyección Continua de Vapor (Martins 2001)

El vapor inyectado no solo lleva la energía calorífica (térmica) sino también la energía mecánica necesaria para ayudar en el desplazamiento del petróleo. Desde el punto de vista de recuperación es un proceso que presenta mejores perspectivas de recobro (40-50 %) en relación con la inyección cíclica (5-15 %).

MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN LA 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 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 con vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular.

INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR (IAV)

DESCUBRIMIENTO DEL PROCESO DE INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR

En octubre de 1959, la compañía Shell de Venezuela suspendió una prueba piloto de inyección continua de vapor en las arenas bituminosas del Campo Mene Grande,  Edo. Zulia. Durante la inyección de vapor, a una profundidad alrededor de 550 pies, la presión de sobrecarga fue excedida. Alrededor de los pozos se produjeron cráteres acompañados por erupciones de vapor, agua y petróleo. Cuando se discontinuó la prueba se decidió aliviar la presión de los inyectores. Sorpresivamente, produjeron pequeñas cantidades de vapor y cantidades de petróleo (100 a 200 BNPD) aunque nunca antes habían producido petróleo. Este descubrimiento accidental dio pie al desarrollo de una nueva metodología para ejecutar la inyección de vapor, la inyección alternada de vapor (Rincón 2002).

PROCESO DE INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR

También conocida como inyección cíclica de vapor, remojo con vapor y estimulación con vapor. Básicamente consiste en inyectar vapor de agua en un pozo productor por cierto período de tiempo para que el vapor caliente la zona cercana al pozo hasta un radio determinado el cual es aproximadamente ¼ del radio de drenaje del pozo, posteriormente se cierra el pozo (período de remojo) por uno o varios días para permitir que el vapor ceda su calor a la formación y una vez que termina el período de remojo el pozo se abre nuevamente a producción. Como producto del proceso, el pozo producirá a una tasa aumentada durante un cierto tiempo, y luego su producción disminuye para alcanzar la tasa de producción original. La figura N°3 muestra las etapas del proceso.

Figura N°3. Proceso de Inyección Alterna de Vapor (Rincón 2002)

Después del primer ciclo, un segundo ciclo de inyección hace que parte del petróleo de las regiones exteriores o zona fría que se ha movido a las vecindades del pozo sea producido junto con el petróleo remanente del final del primer ciclo. Si se utilizan varios ciclos de inyección, entra en juego un efecto importante denominado conducción radial. Este efecto se presenta en los alrededores del pozo, cerca del radio exterior de drenaje, a pesar de que los fluidos se están moviendo hacia el pozo durante la etapa de producción. Tal situación se obtiene si la tasa de producción es inferior a la crítica. Sin embargo, en un gran número de situaciones prácticas, se presenta este caso. Cuando se utilizan varios ciclos, las partes exteriores se van calentando aún más y da como resultado que más petróleo se mueva de las partes exteriores del yacimiento hacia las vecindades del pozo. Es importante tomar en cuenta el incremento de la razón agua-petróleo, como consecuencia del aumento en la saturación de agua y en la permeabilidad relativa de la misma, por lo que, el recobro de petróleo durante tales ciclos será cada vez menor, como se muestra en la  figura N°4.

 

Figura N° 4. Respuestas típicas de producción en un proceso de I.A.V (Rojas 1998)

MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN LA INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR

De acuerdo a Farouq, A. (2006), el mecanismo principal responsable del éxito de la inyección alternada o cíclica de vapor de agua, varía de un yacimiento a otro. En general pueden considerarse dos casos extremos; yacimientos con presión inicial moderadamente alta y yacimientos con presión inicial cercana a cero, como lo es generalmente el caso de yacimientos de crudos pesados y de arenas bituminosas. Sin embargo, el elemento común a todo el yacimiento, en mayor o menor magnitud, es la mejora en la razón de movilidad   agua-petróleo debido a la disminución de la viscosidad del petróleo como efecto resultante del aumento de temperatura. En el caso de crudos pesados, la disminución de viscosidad es el mecanismo principal que hace que el petróleo se produzca sumado a la remoción del daño de la formación en la vecindad del pozo.

Una vez mejorada la movilidad, la fuerza expulsiva que hace que el petróleo fluya hacia el pozo puede ser atribuida a uno de los siguientes mecanismos:               
a) presión del yacimiento en caso de que exista, 
b) drenaje por gravedad,                      
c) compactación de la roca yacimiento, 
d) vapor no condensado, 
e) expansión térmica del petróleo, 
f) efecto de la temperatura sobre permeabilidades relativas y 
g) calentamiento más allá de la zona contactada por el vapor. 

Sin embargo, el mecanismo de producción más conveniente será aquel que trata de conservar tanto calor dentro del yacimiento como sea posible. Esto bien podría lograrse permitiendo al vapor remojar la formación por cierto tiempo, manteniendo una contrapresión sobre los pozos durante la producción, a fin de evitar la evaporación del agua y limitando la producción de la misma, ya que esta tiene un calor específico que es el doble que el del petróleo.

  

CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL YACIMIENTO PARA APLICAR INYECCIÓN DE VAPOR

En la siguiente tabla se muestran las características del yacimiento para los procesos de inyección de vapor, según Thakur.

Tabla Nº 1. Criterios de selección para aplicar procesos de Inyección de Vapor.

PARÁMETRO	Inyección Continua de Vapor	Inyección Alterna de Vapor
Viscosidad (cps)	> 20	> 400
Gravedad (º API)	< 25	< 16
Saturación de Petróleo (%)	> 50	> 50
Profundidad  (Pies)	> 4.000	< 3.000
Temperatura (º F)	NO CRÍTICO	NO CRÎTICO
Arena Neta (Pies)	> 50	> 30
Permeabilidad (md)	NO CRÍTICO	> 100
Fracturas	NINGUNA A MENOR	NINGUNA A MENOR
Capa de Gas	NINGUNA A MENOR	NINGUNA A MENOR
Empuje Natural por Agua	NINGUNA A SUAVE	NINGUNA A SUAVE
Litología	Arenisca o Arena con alta porosidad	Bajo Arcilla

FACTORES DE YACIMIENTO QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DEL PROCESO DE IAV

La mayoría de los parámetros de yacimiento y su efecto en el proceso de inyección alternada de vapor han sido estudiados mediante el método de cálculo de Boberg y Lantz, entre ellos están:

¨      Daño de 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

.

¨      Viscosidad del petróleo: A mayor cambio de la viscosidad corresponde mayor cambio en la tasa de producción caliente en relación con la tasa previa a la inyección de vapor.

¨      Presión del Yacimiento, Mecanismo de Producción y Saturación de Petróleo: La respuesta de producción será mejor en un yacimiento con alta presión que en uno con baja presión y será posible hacer mayor número de ciclos en un yacimiento con una tasa de declinación de presión baja que en uno con una tasa de declinación alta. Pozos que presentan  zonas parcialmente agotadas no son buenos candidatos para la inyección alternada de vapor, a menos que se pueda efectuar con anterioridad a la inyección un trabajo de reparación para evitar que dichas zonas actúen como zonas “ladronas” del vapor.

Yacimientos con alta saturación de petróleo y porosidad son mejores candidatos para inyección cíclica que los yacimientos que poseen valores bajos. Las arenas altamente saturadas, de espesor mayor a 200 pies y con buena permeabilidad vertical pueden ser buenos candidatos, aunque tengan baja presión, debido a su potencial de drenaje por gravedad.

¨      Tasa de producción Fría, Relación Agua/Petróleo y Relación Gas/Petróleo: La tasa de producción fría antes de la inyección de vapor puede tener mucho efecto sobre la relación petróleo extra/vapor, es decir, yacimientos con altas tasa de petróleo frío pueden no ser buenos candidatos para inyección alternada de vapor, probablemente sería un gasto innecesario. Es mejor tener como criterio alta presión y transmisibilidad de yacimiento que alta tasa de producción fría, debido a que al escoger los candidatos con el primer criterio mencionado se incluirán los pozos con daño en la formación aún cuando sus tasas frías fueren bajas. Una alta relación agua/petróleo influye negativamente en la respuesta a la inyección alternada, pues la producción de grandes volúmenes de agua a través de la zona calentada  acelera el enfriamiento, debido a la capacidad calorífica del agua, la cual es aproximadamente el doble de la del petróleo. Además, si el pozo se produce a presiones de fondo demasiado bajas al comienzo de la fase de reproducción del ciclo, parte del agua se vaporizará, con lo cual se aumentará grandemente la tasa de remoción del calor, debido a lo alto del calor de vaporización del agua. 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 de aún más calor.

¨      Profundidad de la Formación Productora: La profundidad de la formación petrolífera limita la aplicación extensiva de la inyección alternada de vapor, debido a las pérdidas excesivas de calor y las fallas de los revestidores observados en pozos profundos. Sin embargo, la tecnología de inyección de vapor progresa rápidamente, de tal modo que es posible inyectar vapor  a profundidades mayores de 5.000 pies mediante el uso de tubería aislada. Las pérdidas de calor en el pozo se traducirán sólo en baja calidad del vapor, o en el peor de los casos en agua caliente en el fondo del pozo, con dependencia de la profundidad y la tasa de inyección; a menos que se utilice una sarta aislada para inyección en pozos profundos.

¨      Producción de Agua después de inyección: Se ha dicho en varias oportunidades que las altas saturaciones de agua alrededor de los pozos afectarían un proceso posterior de inyección continua de vapor, en  tal sentido se disminuye la eficiencia de barrido. Con respecto a esto, se debe considerar lo siguiente:

-          Que no exista evidencias de campo que respalden lo anteriormente dicho.

-          Basado en una investigación experimental, FaroukAlí concluyó que:

1.      La disminución en el recobro de petróleo por inyección continua de vapor debido a saturaciones altas de agua depende de la viscosidad; dicha disminución es apreciable en el caso de crudos poco viscosos, pero es insignificante en el caso de crudos muy viscosos.

2.      La presencia de zonas de alta saturación de agua es más perjudicial cuando la saturación inicial de petróleo es alta que en el caso de medios porosos invadidos por agua.

3.      El aumento de la temperatura de la formación, como resultado de la inyección alternada, tiene un efecto positivo valioso en relación con una inyección continua de vapor posterior.

FACTORES OPERACIONALES QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL PROCESO DE IAV

Los siguientes factores operacionales influyen en le comportamiento de producción de un pozo inyectado con vapor en forma alternada:

¨      Tasa de inyección: Esta debe ser la máxima posible a fin de que la cantidad de calor que se pierda en las paredes del pozo sea mínima y que sean máximos el radio y la temperatura de la zona calentada. Cuando la arena petrolífera es de mucho espesor, el vapor tiende a pasar por la parte más alta debido a la segregación por gravedad, por lo que se suele llevar el extremo de la tubería de inyección hasta el fondo para forzar el paso del vapor por toda la arena, aún cuando su tendencia es entrar por la parte superior de la misma.

¨      Tiempo de remojo: Un tiempo de remojo en el proceso de inyección alternada de vapor es recomendable, aunque no debe ser muy prolongado porque se puede disipar toda la energía del vapor inyectado. Es recomendable que se conozca la presión del cabezal durante este período, ya que ella indicará el mejor momento para poner el pozo en producción. Este momento sería durante el período de declinación rápida de la presión, o muy poco después del mismo.

¨      Cantidad de vapor inyectado: El aumento de la tasa de producción después de inyección, comparada con la tasa previa, y la producción acumulada durante un ciclo son directamente proporcionales a la cantidad de vapor inyectado. Al aumentar la cantidad de vapor inyectado se aumenta la relación petróleo/vapor hasta un valor máximo, después la misma disminuye.

¨      Etapa de producción de un ciclo: La etapa de producción de un pozo durante un ciclo de inyección alternada de vapor  debe finalizar cuando la tasa de producción llegue a valores cercanos a los de la tasa previa a la inyección.

¨      Número de Ciclos: Este factor va a depender del recobro máximo esperado y el aspecto económico.

¨      Efectos de un lapso de Cierre durante la Etapa de Producción: En algunos proyectos se ha observado que después de interrupciones largas (3-6 meses) en la etapa de producción de un ciclo, la tasa de producción del pozo ha sido durante varios días mayor que la tasa previa a la interrupción (en ciertos casos hasta tres veces).

PROCESO DE COMBUTIÓN EN SITIO.

De acuerdo a Rincón, A. (2002), la combustión en sitioimplica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo.

PROCESO CONVENCIONAL DE COMBUSTIÓN EN SITIO.

En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, del pozo inyector hacia los pozos productores, como se muestra en la figura N°5.

 

  Figura N°5.  Proceso convencional de combustión en sitio (Rincón 2002)

MECANISMOS DEL PROCESO CONVENCIONAL DE COMBUSTIÓN EN SITIO

Los mecanismos que actúan durante este proceso son muy variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la vaporización y condensación. Tales mecanismos son auxiliados por importantes reacciones, como la oxidación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión, coque y desintegración catalítica. En estas zonas ocurre también un incremento en la presión debido principalmente al aumento en el volumen de los fluidos por expansión térmica, lo cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores

PROCESOS TÉRMICOS DE DESPLAZAMIENTO DE PETRÓLEO A CORTA DISTANCIA

Farouq, A. (2006), dice que los procesos de desplazamiento de petróleo a corta distancia pertenecen a una categoría distinta de tecnologías de desplazamiento de crudos pesados y extrapesados. Estos procesos están dirigidos a la movilización del petróleo y la producción inmediata, por el camino más corto, hacia el productor horizontal (Figura N° 6). El proceso SAGD. “Steam Assisted Gravity Drainage”, VAPEX. “Vapor Petroleum Extraction”, THAI. “Toe-to-Heel Air Injection”, y CAPRI. “Versión Catalítica del THAI.” son  procesos de desplazamiento pertenecientes a esta categoría.

    Figura N°6. Proceso de desplazamiento a corta y larga distancia (Martins 2001)

SAGD. – STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE

Butler, R. (2002), dice que la intención en el desarrollo del SAGD fue desarrollar un método que permitiera que el petróleo pesado o bitumen pudiera ser removido en una manera sistemática con el objeto de obtener un mayor recobro de lo que es posible en procesos convencionales de inyección de vapor, donde el petróleo se mueve desplazado por los fluidos inyectados. 

En este proceso el movimiento de petróleo al pozo productor es causado por la fuerza de gravedad, y la geometría es de tal forma que el petróleo se mueve, aproximadamente, en dirección paralela a la interfase que forma la frontera de una zona saturada de vapor, creciendo continuamente, lo que se conoce como cámara de vapor (“SteamChamber”). El diagrama del proceso se presenta en la figura N°7.

 

Figura N°7. Proceso de Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (Castro 2000)

PROCESO TÉRMICO THAI.- TOE TO HEEL AIR INJECTIÓN

Greaves, M. (2005), dice que THAI es un nuevo proceso para el recobro y mejoramiento de crudo pesado/mediano y bitumen, el cual integra los conceptos de la combustión in situ y la tecnología del pozo horizontal. El proceso THAI. consisteen inyectar aire en la parte superior del yacimiento, cercano al comienzo de la sección horizontal del pozo productor, mediante un pozo vertical, como se muestra en la figura N° 8. Adicional a la reducción de la viscosidad del crudo, ocurre craqueo térmico lo cual mejora el crudo hasta en 8 ºAPI, el drenaje hacia el pozo horizontal productor, que se encuentra cerca de la base de la arena, ocurre por gravedad y por diferencial de presión.

Figura N°8. Diagrama esquemático del Proceso Térmico T.H.A.I (Dandina 2004)

NUEVO PROCESO DE INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNADA DE VAPOR (HASD)

De acuerdo a Edgar, A. (2008), la Faja Petrolífera del Orinoco ha sido explotada mayormente mediante las técnicas de recuperación primaria, utilizando principalmente pozos horizontales, espina de pescado y multilaterales. Este desarrollo puede sólo recuperar en frío entre 6% y 9% del petróleo original in situ. Debido a la alta viscosidad, espesores de formación muy diferente y heterogeneidades encontradas, la aplicación de diferentes métodos de recuperación térmica es necesaria.

Este proyecto abarca un estudio de viabilidad considerando la inyección horizontal alterna de vapor (HASD) como un proceso orientado a aumentar la eficiencia de recuperación de petróleo pesado en la Faja. El proceso se basa en el patrón repetitivo usando pozos horizontales que actúan bien como los productores de petróleo e inyectores de vapor. El mecanismo de recuperación es una combinación de la inyección de vapor horizontal entre los pozos y la estimulación cíclica de vapor de cada uno de los pozos horizontales en el patrón. Si se aplica adecuadamente, HASD podría ser más eficaz que la clásica inyección cíclica de vapor y más eficaz que la inyección continua de vapor.

En contraste con la segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD), HASD utiliza solo pozos horizontales en paralelo que trabajan en ciclo bajo la inyección y la fase de producción. La cámara de vapor es generada mientras que cada pozo de inyección es lateralmente impulsado por las diferencias de presión creada por los productores adyacentes, formando un frente entre los pozos. Los inyectores son convertidos en productores (y viceversa) proporcionando calor directamente a las zonas donde se extraerá la producción con una extensión progresiva de las cámaras de vapor a la formación entera. Así, el impacto de vapor de agua no es la de una estimulación simple, sino que también logra un barrido eficaz en las proximidades de los productores mientras que disminuye la viscosidad y mejora el drenaje de petróleo.

Esta técnica es una combinación de las inundaciones de vapor y la estimulación cíclica de vapor donde el vapor se inyecta en un único conjunto de pozos horizontales colocados paralelos entre sí en el mismo nivel de la arena del yacimiento. Como se inyecta vapor en algunos de los pozos de la matriz, la cámara de vapor que se crea alrededor de los inyectores es lateralmente arrastrada por las diferencias de presión que se crea entre los inyectores y los productores horizontales adyacentes. Este mecanismo funcionaría en la mayoría de los yacimientos de petróleo pesado de la faja, porque su petróleo es móvil a la temperatura del yacimiento.

El vapor se inyecta continuamente durante un período que puede durar desde días hasta meses después de lo cual, viene un corto período de inactividad durante el cual la presión dentro del yacimiento tienden a estabilizarse, mientras que los pozos están preparados para ser cambiados en torno a sus funciones. El ciclo se completa con la conversión de los inyectores originales a los productores, y viceversa, la activación de ellos por un período igual de tiempo que en la primera mitad del ciclo. En ese momento, el calor ha sido proporcionado directamente a las zonas productoras y la viscosidad del petróleo en esas zonas se ha reducido en gran medida lo que incrementará la producción de petróleo.

Después de un segundo período de inactividad, seguido por otro cambio en las funciones, las cámaras de vapor  se van formado y ampliando sucesivamente con cada ciclo para cubrir toda la región del yacimiento. Así, el impacto de vapor de agua adquiere una doble función de estimular y limpiar los productores y que efectivamente barre la formación, mientras disminuye la viscosidad y aumentando el drenaje de petróleo.

En la figura N° 9 se presenta la primera parte del ciclo (de uno de las dos posibles alternativas analizadas) en la que se realiza la inyección a través de los pozos impares y la producción de los pozos pares. Figura N° 10 muestra la parte complementaria del ciclo en el que se invierten así los flujos.

 

Figura N° 9. Primera fase del proceso HASD (Bruzual 2008).

Figura N° 10. Segunda fase del proceso HASD (Bruzual 2008).

Los períodos de reposo antes de cada cambio permiten que funcione correctamente la dirección alterna del flujo en cada pozo en el campo. Así mismo, permite que el vapor sólo se inyecte a los pozos, a ceder parte de su calor latente a la formación, y así disminuir la cantidad de vapor que se produce innecesariamente a la superficie, aumentando así la eficiencia de los procesos térmicos. El período de reposo es equivalente al tiempo de inmersión prevista para cualquier proceso cíclico típico de vapor de estimulación. Para este análisis, la duración de todos los períodos de inactividad se ha fijado en 3 días.

Las fuerzas gravitacionales también desempeñan un papel importante en el proceso HASD como lo demuestra la sensibilidad de la recuperación de petróleo a la colocación de los pozos dentro de la formación (parte baja, media o alta del espesor productor de la arena), como se verá más adelante. Si se  aplica adecuadamente HASD, muestra el potencial de ser más eficiente que la clásica inyección cíclica de vapor.

HASD utiliza un único pozo horizontal en un plano perpendicular a la formación, en contraste con SAGD que exige dos. Por lo tanto, el reto operacional que representa la perforación de dos pozos paralelos, uno de los productores por debajo de su pozo de inyección no es un problema de esta metodología. La colocación correcta, la cual debe ser ayudada por una herramienta que permite una buena tolerancia a la navegación, especialmente en lo que respecta a la parte inferior de la formación, es crítica y no debe pasarse por alto.

Esta característica señala una ventaja económica obvia de HASD el cual requiere para el desarrollo de un campo medio plan de perforación que si se ejecutará bajo el proceso SAGD, por lo que reduce a la mitad los gastos de capital de perforación. Las ventajas operativas de HASD, especialmente en los órganos de arena más fina, también son una cuestión importante a considerar ya que este proceso no requiere la perforación de dos pozos críticamente espaciados en el mismo plano vertical como lo exige SAGD.

Por el contrario, la inyección repetida y los ciclos de producción en un proceso HASD generan considerables tensiones térmicas en los pozos, por tal razón hay que tener atención especial del cemento y las terminaciones, por lo tanto deben tomarse de manera adecuada el diseño y proteger los pozos para garantizar una larga vida productiva.

FACTORES QUE AFECTAN EL PROCESOS DE INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNA DE VAPOR

Existen varios factores que afectan significativamente el proceso de inyección horizontal alterna de vapor, por tal razón es necesario analizar cada unos de estos factores a fin de buscar el camino hacia la optimización del proceso.

UBICACIÓN DE LOS POZOS HORIZONTALES BAJO EL PROCESO HASD

El objetivo es encontrar el lugar adecuado para optimizar la interacción entre la gravedad y las fuerzas viscosas dentro de la formación, en el que cada uno de los pozos sirve como productor e inyector. A medida que se va profundizando con la ubicación de los pozos desde el tope hasta la base de la formación se va obteniendo mejores resultados en cuanto a la recuperación de petróleo  (incremento del factor de recuperación), destacando la importancia del componente de la gravedad en el proceso HASD, donde el vapor sube hacia el tope cediendo calor y el crudo menos viscoso que fluye hacia la base (pozo productor).  Hay que tomar en cuenta que existe una profundidad que resultara el punto de inflexión entre la producción óptima y la disminución de la recuperación debido a que esta posición muy baja del pozo horizontal limita su caudal dos quintas partes de su periferia y las perdidas de calor debido a la proximidad con la base, contrarrestan el aporte de producción por parte del componente de la gravedad. Este tipo de sensibilidad ayuda también al análisis del comportamiento de la relación vapor-petróleo producido con respecto a la ubicación relativa de los pozos, logrando establecer que a menor relación vapor petróleo producido, mayor es la recuperación.

SECUENCIA DE INYECCIÓN DE VAPOR

Existen dos secuencias para suministrar calor a las formaciones mediante el esquema de pozos planteados para el desarrollo de la técnica HASD, bien se a través de los pozos impares o a través de los pozos pares. (Ver figuras N° 9 y N° 10).  De acuerdo a Bashbus, L. (2008), iniciar la inyección de vapor mediante los pozos impares trae consigo mayor recuperación final de petróleo, esto producto de la cantidad de área alcanzada inicialmente con el suministro de calor a la formación, ya que no existe sector preferencial a flujo por efecto de la disminución de presión (diferencial de presión), si no que el frente de vapor es capaz de avanzar de manera uniforme en forma de media elipse, mientras al iniciar la inyección a través de los pozos pares, ocurre, que debido a la posterior secuencia de producción se genera un vacio que limita el crecimiento de la cámara de vapor en los pozos impares una vez que se ha iniciado la inyección en los mismos debido a que ya existe una preferencia al flujo de vapor producto de la diferencia de presión originada por la producción, disminuyendo el área de vapor calentada.

TASA DE INYECCIÓN DE VAPOR

 La tasa de inyección de vapor en un proyecto de recuperación térmica no solo controla la cantidad de energía prevista para el yacimiento, si no que también influye en la calidad del vapor entregado a la cara de la arena y mas importante aun, altera en el yacimiento la balanza de la viscosidad y las fuerzas gravitatorias, así como  la distribución de la temperatura, que a su vez, controla la velocidad de condensación del vapor de agua. Por todo lo antes expuesto, es necesario sensibilizar los modelos en función de las variaciones de la tasa de inyección para de esta forma ubicar el caudal de inyección óptimo, logrando obtener mejores resultados de recuperación bajo el modelo HASD. 

Cuando las tasas de inyección son muy elevadas se contribuye a la canalización del vapor, lo que origina que no exista una distribución adecuada del calor cedido a la formación, y por ende se pierde calor en ciertos sectores del yacimiento que presentan preferencia al flujo, dejando así de ceder en otros sectores que fueron levemente influenciados por el calor suministrado.

Caso contrario cuando las tasas de inyección son muy bajas, que durante su trayectoria van cediendo calor, lo que trae consigo que al llegar al objetivo planteado presenta menos cantidad de calor para suministrar a la formación.

LONGITUD HORIZONTAL DE LOS POZOS

 A medida que se tiene mayores longitudes en los pozos horizontales sometidos  a inyección de vapor se incrementa la producción acumulada, esto en vista de que se dispone de mayor área de contacto vapor-crudo (mayor cantidad de volumen de hidrocarburo sometido a inyección de vapor), lo que trae consigo mayor recuperación de petróleo hasta llegar a una determinada longitud donde la recuperación de petróleo se mantendrá constante aún así se siga incrementando la longitud del pozo productor, todo esto será influenciado por las características del yacimiento y las tasas de inyección de vapor.

En vista de las diferencias roca-fluidos que existen en cada yacimiento se tendrán como resultado distancia de pozos horizontales diferentes, pero en algunos casos  se presentarán aspectos muy similares de distancia.

SIMULACIÓN  NUMÉRICA DE YACIMIENTO

De acuerdo a Llinas, E. (2006), en la actualidad es una de las herramientas más utilizadas para estimar las reservas de hidrocarburos y determinar los métodos a usar para optimizar el recobro de hidrocarburos de un yacimiento.

En un estudio de simulación de yacimiento, el ingeniero con ayuda de un modelo matemático, incluyen un conjunto de factores que permiten describir con cierta precisión el comportamiento de procesos físicos que ocurren en un yacimiento integrándolos simultáneamente. Los objetivos de los estudios de simulación deben ser claramente definidos, planificados y organizados para asegurar la obtención de resultados útiles.

El modelo matemático posee un conjunto de ecuaciones diferenciales parciales para los balances de masa y energía, las cuales son resueltas usando diferencias finitas, transformando la ecuación diferencial continua a una forma discreta para tiempo y espacio. La región del yacimiento es subdividida en elementos o bloque mallado y la solución del sistema de ecuaciones de flujo es obtenida en cada nodo del mallado. Los parámetros dependientes obtenidos para cada nodo representan el valor promedio para el elemento. Se debe decidir cuando es preciso utilizar un modelo y que tipo de estos es el más conveniente en cada caso. La selección del modelo, además del aspecto económico, está en función de lo que se desea simular y de la disponibilidad de herramientas con que se cuenten para realizar la simulación, siendo preferible utilizar el más sencillo, capaz de resolver el problema. Se pueden tener varios modelos matemáticos para un mismo sistema, cada uno de ellos permitirá simular un problema en particular y su grado de precisión dependerá del problema y los datos disponibles para el estudio.

 TIPOS  DE  SIMULADORES  DE YACIMIENTO

LIinas, E. (2006), dice que Los simuladores de yacimiento son generalmente clasificados en petróleo negro, composicional, térmico y químico, dependiendo de las características de flujo de los fluidos y el comportamiento en la transferencia de masa y calor. La selección del simulador apropiado para representar un yacimiento en particular requiere del entendimiento cabal del yacimiento y del proceso de recuperación a que va a ser sometido, así como también, de un cuidadoso examen de los datos disponibles. Un modelo que se ajusta a un yacimiento “X” no necesariamente es apropiado para modelar un yacimiento “Y”.

SIMULADORES DE PETRÓLEO NEGRO

LIinas, E. (2006), dice que son frecuentemente utilizados para simular procesos isotérmicos, de flujo simultáneo de petróleo, gas y agua debido a las fuerzas gravitacionales, viscosas y capilares. El término petróleo negro es usado cuando se señala que la fase hidrocarburo se considera como un líquido único y gas, y no hay cambio en la composición química, por lo tanto, la composición de las fases permanece constante aunque la solubilidad del gas en el petróleo y agua se toma en cuenta.

SIMULADORES  COMPOSICIONALES

Según Fernández, J. (2007), los simuladores composiciónales considera la variación de la composición de las fases con la presión, estos son utilizados para desarrollar estudios en yacimientos de gas condensado y petróleo volátil.

SIMULADORES TERMICOS

Tiene en cuenta el flujo de fluidos y transferencia de calor, y cambios de fases. Son usados para la simulación de inyección de vapor y procesos de combustión en sitio.

SIMULADORES QUIMICOS.

Consideran el flujo de fluidos, el transporte de masa debido a adsorción, filtración, cinética de reacción y cambio de comportamiento de las fases, son usados en procesos de inyección de surfactantes, polímeros, emulsiones, sistemas gelificantes y flujo de compuestos alcalinos.

FASES  DE LA  SIMULACIÓN  DE  YACIMIENTO.

De acuerdo a Rojas, J. (2007), una vez que los objetivos y alcances están claros, un estudio de la simulación de yacimientos involucran las siguientes fases:

·           RECOLECCIÓN  DE  DATOS.

Estos pueden ser agrupados de la siguiente manera:

·          GEOMETRIA DEL  YACIMIENTO

Describe el tamaño, forma, borde interno y externo del yacimiento. Se debe realizar un estudio geológico que proporcione un conocimiento estratigráfico, estructural y petrográfico, que permita realizar una caracterización al yacimiento, así como también, se deben elaborar los mapas estructurales e isópacos.

·          PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Estas afectan la dinámica del flujo de fluidos en el medio poroso.

·          MECANISMOS  DE  PRODUCCIÓN  y DATOS DEL  POZO

 Describe la localización del pozo, intervalos de perforación, índice de productividad del pozo, factor de daño, tasa de flujo y los trabajos realizados a lo largo de la vida productiva del mismo. Se debe tener muy en cuenta los mecanismos de desplazamiento para la recuperación de hidrocarburos en el yacimiento.

·          DISEÑO DEL  MODELO  DE  MALLADO DEL  YACIMIENTO.

De acuerdo a Llinas, E. (2006), un yacimiento puede modelarse con los siguientes sistemas de mallado:

·          MODELO  DE CERO DIMENSIONES

 A este se le conoce como modelo de tanque o balance de materia. Las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y los valores de presión no varían de punto a punto, sino que se consideran valores promedios de estos parámetros a lo largo de todo el yacimiento. Este es la base de todos los modelos existentes (figura. N°11).

·          MODELO  DE  UNA DIMENSÓN.

 Se considera un yacimiento que varía en litología y el modelo consiste en más de un bloque o celdas divididos debido a esta variación. Se toma en cuenta la transferencia de fluidos entre ambas celdas (transmisibilidad), se evalúa con la ecuación de Darcy (Diaz 2006).

Este modelo puede ser horizontal, vertical, inclinado o radial. Este fue generado por Buckley – Leverett para dar una solución analítica al comportamiento de los yacimientos sujetos a recuperación secundaria (Figura. 12).

Figura. Nº 11. Modelo de cero dimensiones (Diaz 2006).

Figura. Nº  12.  Modelo de una dimensión (Diaz 2006).

·          MODELO  DE  DOS  DIMENSIONES

Se analiza de igual forma que el modelo 1D. La ecuación de balance de materiales describe el comportamiento de cada celda y la ecuación de Darcy el flujo entre los bloques, con la única diferencia que la interacción de flujo en las celdas serán de dos dimensiones. Este simulador puede ser areal, de sección transversal o de forma radial (figura. 13).

Figura. Nº  13.  Modelo de dos dimensiones (Díaz 2006).

·          MODELO  DE TRES  DIMNSIONES.

Son usados para estudiar numerosos yacimientos de pozos múltiples con secciones rentables de yacimientos de capas gruesas, variación vertical significativa en las propiedades de las rocas y los fluidos, fallas y comunicación parcial entre las capas. Los modelos 3D son también usados para estudiar grandes yacimientos con varios horizontes de producción no registrada, completaciones múltiples con o sin producción mezclada, influjo de acuíferos y desarrollo de pozo horizontal (figura. 14).

Figura. Nº 14.   Modelo de tres dimensiones (Valbuena 2008).
 

MODELAJE E  INICIALIZACIÓN DEL  MODELO.

Vaca, P. (2001), en esta etapa se integra el modelo geológico (estático) con el de fluido (dinámico) en el simulador, con la finalidad de definir parámetros fundamentales antes de iniciar las corridas del simulador, tales como:

·          Petróleo Original en Sitio (POES).

·          Gas Original En Sitio (GOES).

·          Volumen de agua en sitio.

·          Presión y permeabilidades promedios del yacimiento.

·          Volumen poroso.

COTEJO  HISTÓRICO

Esta fase consiste en reproducir la historia de producción y presiones del yacimiento mediante corridas de simulación, para de esta forma garantizar que el modelo reproduce el comportamiento del yacimiento adecuadamente. Este se divide por lo general en dos partes:

COTEJO DE PRODUCCIÓN

 En este el parámetro de mayor importancia es la producción de petróleo, ya que, representa el factor preponderante en el estudio de simulación. Para esto se requiere fijar la tasa de petróleo simulada a la real y obteniendo en función de esta condición las respectivas producciones de agua y gas, según las propiedades de las rocas y de los fluidos definidos. Al tiempo que el simulador es capaz de reproducir la producción de petróleo, las producciones de agua y gas pasan a ser variables que requieren ajustarse a fin de reproducir el comportamiento del yacimiento.

COTEJO DE PRESIÓN

Consiste en reproducir el comportamiento de presión del yacimiento a lo largo de la vida productiva del mismo. La presión es un parámetro importante en la fase de cotejo histórico, ya que, esta va a definir el vaciamiento en el yacimiento, garantizando un balance adecuado de los fluidos inyectados y producidos. En el caso que exista incertidumbre en las mediciones de campo de los fluidos producidos es indispensable el cotejo de presión.

PREDICCIONES

Una vez obtenido el cotejo histórico se tiene la seguridad de que el modelo es capaz de reproducir el comportamiento futuro del yacimiento, es decir, que el cotejo va a representar el punto de partida para las diferentes corridas que permiten evaluar distintos esquemas de explotación para el proyecto en estudio.

COMPARACIÓN DE RESULTADOS

En estas se comparan los resultados obtenidos durante la fase de predicción, para así seleccionar los casos que presenten mejor aplicabilidad y posteriormente someterlos a estudios económicos para luego poder fijar el esquema de explotación adecuado para el proyecto. Para esta comparación usualmente se observan las presiones, producciones acumuladas, razón gas-petróleo y razón agua-petróleo.

Referencia Bibliográfica:

Castillo, R. (2014). Modelo de Inyección de Vapor para un patrón de 2 pozos horizontales y 1 pozo inyector (caso Yacimiento U1,3 MFC-15 Campo Cariña FPO. Tesis de Maestría. UNEFA, Caracas.