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sábado, 18 de diciembre de 2010

Inyección Cíclica De Vapor

 

La inyección cíclica de vapor es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo durante un tiempo determinado, generalmente de 1 a 3 semanas, cerrar el pozo por corto periodo de tiempo, normalmente  de 3 a 5 días, y luego ponerlo de nuevo en producción. El pozo producirá durante una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que generalmente puede ser del orden de los 4 a 6 meses y luego declinara. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor. Aunque se han reportado casos de hasta 22 ciclos, se duda que más de 3 ciclos resulten comercialmente atractivos.

 

Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizados para petróleos pesados (8 – 15 ºAPI), aunque pueden utilizarse para yacimientos de cualquier tipo de crudo.

 

Existe poca duda en cuanto al hecho que la inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción, aunque sea por un corto periodo de tiempo, sin embargo no esta claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación utiliza del yacimiento. Además se cree que la aplicación intensa de este proceso en el yacimiento, podría ser imposible o ineficiente el uso del petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión en situ, desplazamiento miscibles, entre otros.

 

Mecanismos De Recuperación En Inyección Cíclica De Vapor.

 

El mecanismo principal que hace el proceso de inyección cíclica de vapor efectivo, varía de un yacimiento a otro. En general puede considerarse dos casos extremos: yacimientos con presión moderadamente alta y yacimientos con presión inicial cercana a cero, como lo es generalmente, el caso de yacimiento de crudo pesado este es el mecanismo principal que hace que el petróleo se produzca.

 

Una vez lograda la mejora en la movilidad, la fuerza expulsiva que hace que el petróleo fluya hacia el hoyo del pozo puede ser unas de las siguientes:

 

1.      Presión Del Yacimiento En Caso De Que Exista.

2.      Drenaje Por Gravedad.

3.      Compactación De La Roca Yacimiento.

4.      Vapor No Condensado

 

Otros factores que contribuyen a la recuperación del petróleo en inyección cíclica de vapor son, la combustión térmica del petróleo, el efecto de las temperaturas sobre las permeabilidades relativas, efecto del calentamiento mas allá de la zona contactada por el vapor, y la compactación de la roca yacimiento de caso de existir.

 

Calculo De La Recuperación De Petróleo En Inyección Cíclica De Vapor.

 

Existen varios modelos matemáticos para predecir el comportamiento de un pozo sometido a inyección cíclica de vapor. Cada uno de estos modelos se basa en una u otros posibles mecanismos  que hacen que el pozo produzca luego de la inyección. El caso mas frecuente es aquel cuando el pozo se encuentra en un yacimiento con cierta energía (presión) pero que produce a una tasa muy baja debido a la alta viscosidad del petróleo.

 

 La manera mas simple de calculara el recobro del petróleo mediante la estimulación con vapor, consisten calcular el radio calentado para una determinada tasa de inyección, calidad y presión del vapor, espesor de la formación y propiedades de las rocas y de los fluido, utilizando algún modelo matemático para el calentamiento de la formación, el modelo de  marx y langemhein por ejemplo, y luego suponer que ocurre flujo radial a través de un sistema radial compuesto de sus elementos de flujo de serie.

 

El primer elemento de flujo se extiende desde el radio del pozo (rw) hasta el radio calentado por el vapor (rh), y la viscosidad del petróleo (uh), la viscosidad del petróleo a la temperatura del vapor en la zona calentada, el otro elemento de flujo se extiende desde radio calentado hasta el radio del drenaje del pozo, y la viscosidad del petróleo existente en ella es la viscosidad del petróleo y la temperatura original del yacimiento.

 

Luego utilizando el principio de conductividades en serie, la tasa de flujo estimulada puede relacionarse con la tasa de flujo original mediante la ecuación:

 

 

 

La ecuación anterior solo dará la razón ( qh/q), para un instante dado, presión de rh, el radio calentado al igual que la temperatura y por lo tanto la viscosidad del petróleo caliente cambian con el tiempo.

 Desventajas De La Estimulación Con  Vapor 

 

La inyección cíclica de vapor es básicamente un proceso de estimulación y como tal, no conduce a un gran incremento en la recuperación ultima, en general se cree que los yacimientos de crudos pesados, donde la recuperación primaria es del orden del 10Z de petróleo en situ, la recuperación por estimulación con vapor, incluyendo la primaria, será del orden del 15 al 20Z.

 

Tal vez una de las principales desventajas de la estimulación con vapor es que solo una parte (30 – 50Z) del agua inyectada como vapor es producida cuando el pozo se abre a producción. Esto implica que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el yacimiento en la forma de zonas de alta saturación de agua alrededor de los pozos productores. Tales regiones de altas agua pueden hacer que las aplicaciones futuras de procesos de recuperación del tipo de desplazamiento  resulten difíciles o ineficientes, ya que la eficiencia areal del barrido será afectada adversamente.

 la estimulación con vapor puede ser indeseable en áreas donde ocurra un hundimiento activo de la tierra. En algunos yacimientos alrededor del 35Z de petróleo producido ha sido distribuido a la compactación de la roca yacimiento y al hundimiento de la superficie que la acompaña. La compactación de la roca yacimiento se puede prevenir mediante la aplicación  de procesos de recuperación del tipo desplazamiento, donde el yacimiento se mantiene a una alta presión. Además la compactación podría causar cambios en la estructura y propiedades de la roca, los cuales serán desfavorables desde el punto de vista de recuperación.

 Otra consideración en la estimulación con vapor es la expansión con arcillas sensibles al agua fresca, puesto que al ponerse en contacto con el vapor puede dañar la permeabilidad del yacimiento.

 En resumen se puede decir que aunque la inyección cíclica de vapor es económicamente atractiva, es importante estudiar cuidadosamente los diferentes aspectos del proceso, desde el punto de vista de recuperación última. Mientras que en muchos yacimientos la inyección cíclica de vapor puede ser un método de recuperación efectivo, en algunos casos puede ser más ventajoso usar procesos de recuperación del tipo desplazamiento.

 

Criterio De Diseño Para La Estimulación Con Vapor.

 

La mayoría de los criterios de diseño corrientemente conocidos para proyectos de estimulación con vapor, están basados en experiencias ganadas en el campo. Existen pocos casos donde se utilizo la teoría para diseñar el proyecto. 

Se cree comúnmente que el petróleo en situ debe dar en el orden de 1.200 Bbls/acre-pie o más, con la finalidad de que el proyecto resulte económicamente exitoso. La permeabilidad debe ser suficientemente alta para permitir una inyección rápida de vapor y una tasa alta de flujo de petróleo hacia el pozo.

Las temperaturas optimas son 160º a 400º F. presiones de yacimientos mayores a 700 lpc, requerirán temperaturas de 500 ºF o mayores. 

El mayor éxito se obtiene cuando la viscosidad del petróleo es del petróleo es del orden de 4.00 cp a condiciones de yacimiento, aunque existen proyectos exitosos donde la viscosidad es baja, del orden de 200 cp. La gravedad del petróleo es conveniente en rango de 0º a 15º API. 

La máxima profundidad práctica es de 3.000 pies. Valores de profundidad menores son deseables ya que las pérdidas en el pozo son menores a las presiones de inyección requerida serán también menores. 

La tasa de inyección de vapor debe ser tan alta como sea posible, con la finalidad de inyectar el calor requerido del orden de 10 – 50 BTU/pie de espesor por ciclo en el menor tiempo posible. De esta forma se disipa menos el calor. 

El espesor de la arena neta debe ser mayor a 20 pies y es conveniente que la presión del yacimiento sea moderadamente alta, aunque existen procesos exitosos dond e la presión del yacimiento es baja, del orden de 40 lpc. 

El tiempo de remojo es de 1 a 4 días, aunque se han realizado periodos mas largos la producción estimada puede extenderse hasta por 6 meses aunque en algunos casos dura muy poco. El tiempo de inyección dura normalmente 3 semanas y el número de ciclo es normalmente 3, aunque se han reportado caso de hasta 22 ciclos.

 

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