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.
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.
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.
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.
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.
buen archivo
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