Inyeccion De Vapor

Inyección de vapor

La inyección de vapor es un método que se emplea para estimular pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. El vapor es generado en la superficie e inyectado por la cañería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías laterales y emerja a la superficie. Este método se basa en una combinación de condiciones térmicas, que contienen petróleos muy viscosos. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada.

Los métodos de recobro mejorado son técnicas aplicadas a yacimientos cuyos mecanismos primarios de producción han sido agotados, por lo que es necesario suministrarles energía para recuperar las reservas remanentes, más allá de procedimientos de mantenimiento de presión. Esta es una situación común en la actualidad; los grandes yacimientos típicamente desarrollados están agotando su energía y disminuyendo su producción. 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.

Fundamentos de la tecnología

La inyección continua de vapor es un proceso por el cual se suministra calor al yacimiento para incrementar su temperatura y aumentar la energía necesaria para desplazar el crudo. El vapor inyectado al yacimiento transmite calor a la formación y a los fluidos que esta contiene. La inyección de vapor es el método de recobro terciario más utilizado actualmente. El proceso involucra la inyección de vapor generado en superficie o en el fondo de pozo. Su principal objetivo es mejorar el factor de recobro. El primer reporte que se tiene de inyección de vapor ocurrió en 1934 en el Campo Woodson- Texas en Estados Unidos, donde se realizó una prueba piloto por 235 días, durante los cuales se inyectó vapor a una formación cuyo espesor eran 18 pies y estaba a 380 pies de profundidad, resultando en el aumento en ocho veces de la tasa de producción.

El éxito de la tecnología se logra mediante la reducción de la viscosidad del crudo, lo que permite mejor flujo del crudo a través del aumento de la relación de movilidad, hacia los pozos productores. 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

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