Inyeccion continua de vapor , metodos de levantamiento artificial

4. Inyección Continua de vapor

La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento y como tal más eficiente, desde el punto de vista de recuperación final, que la estimulación con vapor. Consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua  . Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente. En la figura N o 2.2 se muestran un esquema del proceso de Inyección Continua de Vapor:

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Inyección Continua de Vapor [8, 12, 13, 14]

La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal, será más eficiente desde el punto de vista de recuperación final, que la estimulación con vapor. Este proceso consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua. En la figura 2.8 se muestra el proceso de inyección continua de vapor.

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En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continua en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% para continua. La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en lo que se refiere a su comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportados como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa. Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente. Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres (3) mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efectos de la destilación por vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular. Los mecanismos de recuperación por inyección continua de vapor pueden visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata. El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente, el cual va desplazando petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura original del yacimiento. Desde este punto y en adelante, el proceso de desplazamiento prosigue tal como en la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres (3) zonas diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los mecanismos que operan en cada una de estas zonas. La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional, excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo que se inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor. En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo está gobernada básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad del petróleo exhibe una drástica disminución, a causa del aumento de la temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con el aumento de la temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua caliente serán solo ligeramente mayores que los obtenidos con inyección de agua fría convencional. Sin embargo, la expansión térmica del petróleo aún será responsable de una recuperación del orden del 3% al 5% del petróleo in situ. En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este fenómeno básicamente consiste en la destilación a causa del vapor de los componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y agua caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la fase gaseosa y la alta temperatura originan la vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportados hacia adelante por el vapor, hasta que se logra condensar en la porción más fría del yacimiento. La recuperación por la destilación con vapor depende de la composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el 20% del petróleo en situ. El petróleo al frente de la zona de vapor se hace cada vez más rico en componentes livianos, lo cual causa efectos de extracción por solventes y desplazamientos miscibles en el petróleo original del yacimiento, aumentando así la recuperación. La magnitud de estos efectos señalados aún no ha sido posible de evaluar cuantitativamente. Otro mecanismo adicional que opera en la zona de vapor es el empuje por el gas en solución, ya que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por este factor puede ser del orden del 3% de la recuperación total.

Inyección Continua de Vapor La inyección continua de vapor es otro proceso térmico utilizado para incrementar la temperatura en el yacimiento y desplazar petróleo. [6] Además de involucrar los mecanismos de desplazamiento y los fenómenos térmicos presentes en la inyección de agua caliente (mejora en la eficiencia de desplazamiento como resultado de la disminución de la viscosidad del crudo por el calor, reducción de las fuerzas capilares, y la expansión del crudo por calor), los desplazamientos con vapor también causan destilación de los componentes livianos del crudo mediante vapor, promueven la formación de un banco de petróleo de baja viscosidad cerca del frente de condensación, generan muy bajas saturaciones de petróleo residual y mejoran la relación de movilidad efectiva con respecto al petróleo, dentro del proceso de desplazamiento. [6]

[pic 3]

En la parte inferior de la Figura 1, se muestran las diferentes zonas de desplazamiento originadas por la inyección de vapor. La zona 1 es el área más cercana al pozo inyector y es la zona barrida por el vapor. En ella el petróleo se ha reducido a su saturación residual. Delante de la zona 1 se presenta una región donde ocurre la condensación del vapor y corresponde a la zona 2, donde el agua caliente desplaza el petróleo hacia la zona 3, la cual constituye un banco de petróleo a la temperatura del yacimiento, pero con una saturación de petróleo mayor que la inicial debido al desplazamiento ocurrido en la zona de vapor y en la zona de agua caliente. [6]

En la parte superior de la misma figura, se muestra la distribución de la temperatura a la que el vapor entra a la formación petrolífera a una determinada presión de inyección. A medida que el vapor se aleja del pozo inyector, la temperatura decrece gradualmente hasta alcanzar la temperatura del yacimiento en el frente de vapor, debido a la disminución de la presión en la formación. Al llegar aquí, la temperatura disminuye repentinamente hasta alcanzar la temperatura del yacimiento. [6]

Inyección continúa de vapor 

La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidadas. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido. Los factores que favorecen la aplicación de este mecanismo son crudos con altas viscosidades, alta gravedad específica y espesores de arena gruesos. Se deben diseñar cuidadosamente los planes de inyección para disminuir al máximo las pérdidas de calor desde superficie hasta yacimientos adyacentes, principal falla de operación. Aunque existen parámetros que limitan la aplicación del método, han sido implementados planes pilotos en campos con condiciones muy adversas donde se ha podido incrementar el recobro utilizando la inyección continua de vapor, un ejemplo es el Campo Emeraude en la República Democrática del Congo, donde fue probado con éxito este mecanismo.

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