Recuperación térmica

CAPÍTULO II

Marco Teórico

2.1. RECUPERACIÓN TÉRMICA

La recuperación térmica, se define como un proceso por el cuál, intencionalmente, se introduce calor dentro del yacimiento, con el propósito de aumentar el recobro de petróleo. En el caso de petróleos viscosos, los cuales para este estudio son los de mayor interés, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y del levantamiento. La reducción de la viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite que el petróleo fluya más fácilmente [12].

2.1.1. Procesos de Recuperación Térmica

Existen diferentes procesos de recuperación térmica, a continuación se presentará una clasificación general de los procesos térmicos asociados con operaciones de producción de petróleo y gas [13].

A. Aplicables a la formación:

1. Fuente externa de calor:

a. Inyección de agua caliente o de vapor: continúa o alterna.

b. Explosiones nucleares.

c. Inyección de electricidad (resistivo o inducido).

2. Fuente interna de calor:

a. Combustión en el yacimiento: Convencional (seca y húmeda) y en reverso.

b. Calor geotérmico.

B. Aplicables en la vecindad del hoyo del pozo:

1. Fuente externa de calor:

a. Inyección de agua caliente o vapor.

b. Inyección de aceite caliente.

c. Inyección gases caliente.

d. Calentadores en el fondo del pozo.

2. Fuente interna de calor:

a. Combustión directa limitada.

C. Aplicables al hoyo del pozo:

a. Vapor para remover depósitos de parafinas.

b. Acidificación.

2.1.2. Inyección de Vapor

La inyección de vapor es uno de los métodos de recuperación con mayor eficiencia tanto térmica como económica en la explotación de crudos pesados y extra-pesados, por lo que dicha técnica es ampliamente usada en el campo. El proceso consiste en suministrar energía térmica al yacimiento mediante la inyección de vapor de agua, que puede ser aplicada en forma continua o alterna. Los principales mecanismos que intervienen en la recuperación de crudo, mediante la aplicación de un proceso de inyección de vapor, son los siguientes:

Reducción de la viscosidad, lo cual disminuye la razón de movilidad, el flujo fraccional de agua y por lo tanto se aumenta la eficiencia volumétrica de barrido y la eficiencia de desplazamiento.

Expansión del petróleo, disminuyendo la saturación residual de petróleo.

Destilación con vapor. Debido a las altas temperaturas se produce vaporización de las fracciones más livianas del crudo.

Estas fracciones vaporizadas mezcladas con el vapor hacen un desplazamiento inmiscible del petróleo.

Al condensarse en la zona fría, las fracciones livianas del petróleo se mezclan con el crudo y producen un desplazamiento miscible del mismo.

El vapor condensado produce un desplazamiento inmiscible en el frente de invasión, esta condensación estabiliza dicho frente.

Ocurre un efecto positivo de la temperatura sobre la permeabilidad relativa al petróleo y a la del agua [14].

2.1.2.1. Inyección Continua de Vapor

Es un proceso de desplazamiento de pozo a pozo. El vapor se inyecta en forma continua por un pozo, con el fin de reducir la viscosidad del crudo y desplazar el hidrocarburo hacia los pozos productores.

En este proceso hay que seleccionar el arreglo de pozos inyección/producción. El vapor forma una zona saturada alrededor del pozo de inyección, concentrada en la parte superior de la formación debido al efecto de la gravedad. La temperatura de esta zona es aproximadamente igual a la del vapor inyectado. A medida que el vapor se aleja del pozo inyector, su temperatura disminuye debido a la disminución de presión, a la expansión del vapor y a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. A cierta distancia del pozo inyector, el vapor se condensa en un frente de agua caliente.

En la zona de vapor, el petróleo es desplazado debido a destilación, empuje por expansión y por los efectos de “aquatermolisis” (reacciones químicas). En el caso de la inyección continua de vapor, el petróleo es producido debido a tres mecanismos básicos: Reducción de viscosidad, destilación por vapor y expansión térmica. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son empuje por gas en solución, desplazamiento miscible por efecto de la destilación con vapor y cambios en la humectabilidad de la roca [14].

2.1.2.2. Inyección Cíclica o Alterna de Vapor

2.1.2.2.1. Antecedentes

Desde 1865 se han publicado numerosos trabajos y artículos referentes a la adición de calor a yacimientos de hidrocarburos. El primer método y el más conocido fue el implementado por Perry y Warner en 1865, el cual consistía en bajar calentadores de fondo hasta el yacimiento, con el fin de reducir la viscosidad y de esta manera hacer que el petróleo fluyera fácilmente [15].

El primer Proyecto de Inyección de Vapor en Venezuela, se inició en Marzo de 1957, en las arenas de brea del Campo Mene Grande.

Las características de la formación y del crudo, son las siguientes:

Profundidad 550 Pies.

Porosidad 33 %.

Permeabilidad 2 Darcys.

Saturación Inicial del Petróleo 60 %.

Saturación Inicial de Agua 40 %.

Gravedad del Crudo 10.5 ºAPI.

Viscosidad del Crudo 2500 – 5000 cps.

Se utilizó un pozo para inyectar vapor y uno para producción, distanciados 130 pies y un pozo de observación, situado entre ambos y a 50 pies del inyector.

Se comenzó con una inyección de 30-35 Tons/día. Pruebas de producción, efectuadas en el pozo de observación, indicaron 300 BPD con 33% de agua en Junio de 1957 y 300 BPD con 67% de agua en Julio del mismo año.

El pozo de producción comenzó a reaccionar al vapor en Agosto de 1957, después de haberse inyectado 3500 Tons. En Septiembre, la tasa de producción se estabilizó entre 350 y 400 BPD, con una producción neta de 127 BPD.

El proyecto piloto de Inyección de Vapor, en las arenas de brea del Campo Mene Grande, fue posteriormente extendido; pero como se produjeron erupciones de vapor, petróleo y agua, en cráteres cercanos a uno de los pozos inyectores, la prueba tuvo que abandonarse sin llegar a conclusiones de importancia. Sin embargo, esto produjo un resultado inesperadamente satisfactorio, cuando, en un intento de reducir la presión en el yacimiento, se abrieron a producción los pozos inyectores, los mismos fluyeron a tasas entre 100 y 200 BPD, cuando los pozos de este yacimiento no eran capaces de producir más allá de 5 BPD, por métodos primarios. Este comportamiento trajo consigo la idea de la Inyección Alterna de Vapor [16].

En Mayo de 1974, se inició un proyecto de inyección alterna de vapor en el Campo Jobo, a cargo de Amoco Venezuela Oil Company. Los resultados obtenidos indicaron la alta efectividad de este tipo de proceso, debido al incremento apreciable en la tasa de producción, asimismo en los años 1998–2004 también fue evaluado por Córdova, un proyecto de inyección alterna de vapor en el yacimiento S5,T MM 412, Campo Melones Pesado-Oeste, a fin de solucionar problemas operacionales en el yacimiento y su vez promover el desarrollo del área estudiada dando muy buenos resultados 17.

Actualmente, existe una gran variedad de procesos térmicos aplicables en la industria petrolera; y en nuestro país es necesario manejar estos métodos debido a que la mayoría de nuestras reservas son de crudos pesados y extrapesados, lo cual obliga al uso de la recuperación térmica.

2.1.2.2.2. Generalidades

Durante la inyección de vapor de una formación se crea un frente de condensación, el cual coincide con un frente de desplazamiento de gran estabilidad, originándose en éste un cambio abrupto de saturación de petróleo y una baja saturación de petróleo en la zona de vapor. Esta estabilidad, es función del gradiente de potencial, el cual depende básicamente del producto de la velocidad y viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. Este gradiente es mayor detrás del frente de desplazamiento que delante de dicho frente, debido a que el fluido desplazante, a pesar de tener baja viscosidad tiene muy alta velocidad, en consecuencia, este proceso de desplazamiento de petróleo es estable.

A medida que el vapor se inyecta a la formación, parte de su calor se transfiere a la roca y a los fluidos contenidos en ella, la cual al calentarse transfiere calor a los formaciones adyacentes. Los fluidos se calientan por convección forzada y por conducción, mientras que las rocas lo hacen por conducción. A medida que el vapor se mueve dentro de la formación, va perdiendo calor hasta llegar un momento en que el vapor se condensa totalmente. Debido a que el agua resultante de la condensación del vapor y el petróleo son desplazados dentro de la formación, ellos transfieren calor a la formación, por lo tanto, se van enfriando hasta que finalmente el sistema roca-fluido se encuentra a la temperatura original del yacimiento. Se nota por lo tanto que la temperatura deformación disminuye con distancia desde el pozo de inyección, y que esta distribución de temperatura con distancia cambia con el tiempo (Figura 2.1). En consecuencia, el frente de vapor es precedido por un banco de agua caliente y de agua fría [18].

Fig. Nº 2.1. Distribución de la Temperatura Durante la Inyección de Vapor [18]

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