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República Bolivariana de Venezuela Ministerio para el Poder Popular para la Educación Universidad Nacional Experimental de Los Llanos Ezequiel Zamora Programa de Ingeniería Arquitectura y Tecnología

INYECCIÓN DE VAPOR Profesor:

Bachilleres:

Ing. Javier Nieto

Betancourt Henyelys

Sub-Proyecto:

Rodríguez Ronald

Recuperación Mejorada de Petróleo

Silva Carlos

Barinas; Marzo del 2014

Los métodos térmicos de recobro mejorado engloban la inyección de vapor, agua caliente y la combustión in situ, siendo la inyección de vapor el método mas utilizado a nivel mundial y el que mayor factor de recobro reporta. INYECCIÒN DE VAPOR Fuè descubierta accidentalmente en Venezuela en el año 1957, cuando la empresa Shell Oíl Company desarrollaba una prueba de inyección continua de vapor en el campo Mene Grande. Existen dos métodos: *inyección continua de vapor *inyección cìclica de vapor

*INYECCION CONTINUA DE VAPOR Proceso por el cual se suministra energía térmica al yacimiento de manera continua a través de cierto numero de pozos (inyectores), mientras es producido a través de otros pozos adyacentes (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.

PROCESO DE INYECCION CONTINUA DE VAPOR Se definen tres zonas principales en el área de influencia de vapor:

Zona de vapor Zona de agua caliente Zona fría

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.

MECANISMOS DE LA INYECCION CONTINUA DE VAPOR Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: 1. destilación por vapor 2. reducción de la viscosidad 3. 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.

CRITERIOS DE DISEÑO EN EL PROCESO DE INYECCION CONTINUA DE VAPOR

Otras consideraciones adicionales importantes son: el tamaño del arreglo, así, éste podría determinar las pérdidas de calor vía el tiempo de flujo. La presión del yacimiento es un factor importante y significativo, ya que altas presiones del yacimiento requerirán altas presiones de inyección de vapor, lo cual se traduce en mayores temperaturas de inyección.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA INYECCION CONTINUA DE VAPOR

Ventajas  

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Altos recobros de petróleo por encima del 50%. La extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por la inyección de agua caliente. Los tipos de arreglos que más se han utilizado en la práctica son los de 7, 5 y 9 pozos. Ayuda aumentar el recobro en crudos muy viscosos en presencia de altas permeabilidades e incluso en arenas pocos consolidadas. La condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente, mejorando la eficiencia del barrido. Formación en forma no muy profunda para que no se canalice demasiado el vapor hacia los pozos de producción.

Desventajas  

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Altas pérdidas de calor. La saturación de petróleo debe ser grande y el espesor de la arena debe ser de 20 pies como mínimo, para minimizar las pérdidas de calor hacia las adyacencias. Debe mantenerse grandes tasas de inyección para compensar pérdidas de calor desde la superficie hasta el objetivo. No es aplicable en reservorios de carbón. Altos costos de la generación de vapor, diseño de líneas de superficie y diseño mecánico de pozos. Posible hinchamiento de las arcillas por parte del condensado de vapor. Fácil canalización del vapor en petróleos muy pesados y segregación del vapor en yacimientos horizontales. Producción de sulfuro de hidrógeno (H2S) en crudos con alto contenido de azufre. Producción de emulsiones que en algunos casos son difíciles de romper.

Caso de estudio Prueba piloto de Inyección de Vapor en el Campo Emeraude (costa afuera). El campo Emeraude contiene altas cantidades de reservas de crudo viscoso (100 cp, a condiciones de yacimiento). Fue explotado por 14 años antes de decidir implementar la inyección de vapor, recuperándose apenas el 3% de petróleo in situ, y quedando el reservorio agotado. De continuar con mecanismos de producción primarios solo se alcanzaría entre el 5 y el 10 por ciento de recobro en un plazo de 20 años. Se consideraron varios métodos de recobro mejorado, entre ellos la inyección de agua, que irrumpió rápidamente en los pozos productores; la combustión in situ fue probada en condiciones de laboratorio pero se desestimó debido a que la mayor parte del crudo quedaría como residuo en la formación. El suministro de agua alcalina también fue probado e igualmente reprobado debido a problemas de incompatibilidad entre el agua alcalina y el agua de formación. En pruebas de laboratorio la inyección continua de vapor arrojó resultados prometedores. Como consecuencia de esto se implementó en programa de inyección de vapor con los siguientes objetivos: 1. Probar la viabilidad de la técnica en condiciones adversas como perforación de pozos con taladros inclinados que utilizan bombas para producción, cementación de zonas fracturadas y generación de vapor con agua de mar. 2. Evaluar el comportamiento del reservorio frente al método, el tiempo de intrusión de vapor a los pozos, tasa de recobro y la relación crudo-vapor.

Características geológicas del reservorio y de los fluidos. El campo se encuentra 20 km hacia el sur, costa afuera de la Republica Democrática del Congo. La estructura es un anticlinal cortado por una falla. Los reservorios son someros (entre 200 a 500 metros de profundidad) y están compuestos por rocas como calizas limolíticas o dolomíticas. La prueba piloto para implementar la técnica se realizó en los yacimientos de calizas limolíticas, las cuales contienen la mayor cantidad de crudo y se poseen 50 metros de espesor. La estratigrafía del área seleccionada varía entre limolitas, desde poco consolidadas a muy compactas pero fracturadas y calizas compactas. La permeabilidad de los yacimientos considerados se ubica desde 0,1 a 5 md hasta 50 md. El crudo presente resulta ser subsaturado, cuyo punto de burbuja es 333,6 lpc. Relación gas petróleo disuelto (Rs) de 266 PCN/BN, viscosidad de 100 cp y de 22°API.

Con la aplicación del método desde marzo de 1985, se buscó aprovechar la inyección de vapor para la vaporización de las fracciones más livianas de crudo, la expansión térmica del crudo y la reducción de la viscosidad del crudo. En condiciones de laboratorio, utilizando núcleos limolíticos saturados a condiciones adiabáticas de yacimiento, se logró recuperar el 84,5 por ciento del crudo con una temperatura de inyección de 459°F y una presión de 450 lpc. Basándose en los resultados de esta prueba, se instalaron dos sistemas de inyección con cinco pozos cada uno (4 productores y 1 inyector), con un espaciamiento de 130 metros entre los pozos. Se esperaba que la zona calentada cubriera una vasta área, de manera de poder aprovechar al máximo los efectos de expansión, vaporización y el mantenimiento de presión. El área escogida tenía bajo buzamiento para evitar la segregación del vapor, bajas relaciones agua-crudo y gas-crudo y bajas tasas de recobro. Se construyeron dos plataformas para albergar los equipos de generación de vapor y de perforación.

Durante la aplicación de la prueba, la producción de crudo y su análisis, el corte de agua, temperatura y presión fueron medidas regularmente. La tasa de inyección de vapor fue de 513 bbl/d. En las primeras etapas no se notó cambio alguno en las condiciones del yacimiento, sin embargo el 70 por ciento del vapor inyectado era producido en pozos de formaciones adyacentes, evidenciado por el aumento en el corte de agua de esos pozos. Luego de 5 meses de implementación, se registró el incremento de la producción de 63 a 284 bbl/d, al mismo tiempo el corte de agua aumentó de 10 a 50 por ciento y la relación gas petróleo disminuyó, la temperatura de fondo de pozo aumentó de 30 a 90 °F y la salinidad del agua de formación disminuyó, lo que evidenció el desplazamiento del vapor dentro del yacimiento. Las conclusiones a las que se llegaron con el estudio fueron: La aplicación de la inyección continua de vapor es una solución original para aumentar la cantidad de crudo recuperado en lugar del uso del recobro primario, a pesar de las dificultades que presenta el yacimiento (yacimiento costa afuera, somero, heterogéneo y agotado). Los problemas técnicos (espaciamiento apropiado entre los pozos, perforación y cementación de zonas agotadas y fracturadas, unidades de bombeo adaptadas a pozos inclinados, producción de vapor con agua de mar) fueron solucionados. Como resultado final la inyección de vapor pudo ser implementada como mecanismo de recobro mejorado en los yacimientos del Campo Emeraude, ya que esta mejoró la tasa de producción de crudo, incrementándola casi cuatro veces. Actualmente empresas operadoras como Perenco Oil and Gas, continúan desarrollando esta tecnología para el aprovechamiento del campo.

*INYECCIÓN CÌCLICA DE VAPOR Consiste en inyectar vapor en una formación productora a través de un pozo productor por un periodo de tiempo determinado, luego el pozo es cerrado por un cierto tiempo permitiendo la transferencia de calor del vapor a la formación para luego ser abierto nuevamente a producción.

ETAPAS DE LA INYECCION CÌCLICA DE VAPOR

MECANISMOS DE INYECCION CÌCLICA DE VAPOR Dentro de los principales estan: 1. Mejoramiento de la movilidad del crudo. 2. Destilación de livianos Sin embargo se encuentran presentes mecanismos secundarios que también ayudan a la extracción del crudo, como lo son: expansión del crudo, agotamiento de presión y drenaje gravitacional.

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE UN YACIMIENTO POR INYECCION CÌCLICA DE VAPOR.

PARAMETRO

VALOR

VISCOSIDAD (CPS)

<4.000

ºAPI

<16

PROFUNDIDAD (PIES)

<3.000

ESPESOR (PIES)

>30

POROSIDAD (%)

>30

SATURACION DE PETROLEO (BLS/ACRES-PIES)

>1.200

PERMEABILIDAD (MD)

>1000

TRANSMICIBILIDAD ( MD-PIES/CPS)

>100

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA INYECCION CÌCLICA DE VAPOR

Ventajas 

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Se obtiene rápidamente elevadas tasas de producción de petróleo. La rentabilidad del proceso es alta y el tiempo de retorno de la inversión es pequeño. No es afectado grandemente por las heterogeneidades del yacimiento. Debido al poco de contacto del vapor con el crudo, ocurre menos producción de H2S que en el caso de ICV. La respuesta del yacimiento es inmediata.

Desventajas 

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Acelera el mecanismo de compactación lo cual puede generar subsidencia en la superficie. Se incrementa considerablemente la producción de agua si el pozo está cerca de un acuífero. Más del 50 % del agua inyectada en forma de vapor se queda en el yacimiento, creando una zona de alta saturación de agua. El condensado del vapor hidrata las arcillas y reduce la productividad de los pozos.

TIPOS DE INYECCION CÌCLICA DE VAPOR Existen diferentes tipos de inyección alterna de vapor las cuales son aplicadas según las siguientes condiciones o características: • Conocimiento de la distribución vertical del vapor en el pozo o en el área. • Comportamiento de producción de pozos vecinos en condiciones similares. • Número y tipos de ciclos anteriormente aplicado, como también el comportamiento de producción del pozo en los mismos.

a. Inyección convencional b. Inyección selectiva c. Inyección selectiva consecutiva

PARÀMETROS QUE AFECTAN LA INYECCION CÌCLICA DE VAPOR Parámetros de Yacimiento: * Daño a la formación. * Profundidad de la arena productora (formación). *Relación agua – petróleo (RAP) y relación gas – petróleo (RGP). *Presión en el yacimiento, mecanismos de producción y saturación de petróleo. Parámetros operacionales: *Cantidad de vapor inyectado * Números de ciclos.

Caso de estudio Prueba piloto, en el año 1966-1967 (Colombia) Se realizo en 11 pozos de los bloques 5 y 6, de los cuales 9 de estos pozos tuvieron un solo ciclo de inyección mientras que los otros dos pozos tuvieron dos ciclos, la inyección se caracterizo por periodos de inyección muy cortos y por la baja calidad del vapor en la cara de la formación. Se utilizo tubería normal sin aislante ni empaque térmico al fondo, adicionalmente la inyección no fue selectiva sino en todo el intervalo abierto, el cual es demasiado grande (entre 428 – 1.227 pies) para la aplicación optima del proceso. Algunos parámetros utilizados fueron: •Tasa inyección de vapor: (Bls equivalentes/dia 1.040 - 1.440 •Calor total en cabeza de pozo MMBTU 3.660 - 9.470 •Presiones de inyección (Psi) 897 - 1.800 •Temperatura de saturación (ºf) 531 - 622 •Calidad de vapor 47% - 77% •Tiempos de inyección (dias) 9 – 23 •Espesor total tratado (pies) 482 – 1.227 •Radio calentado (pies) 16 – 23 •SOR 1.32 •Producción incremental (Bls) 151.443

La falta de un complemento adecuado llevo a que se presentaran problemas de estabilidad (colapsos y arenamientos) que anularon el efecto de la estimulación en varios de los pozos tratados. Esto junto con la poco experiencia al momento de aplicar el proceso y los precios de crudo, llevaron a la cancelación del proyecto. Los resultados obtenidos en este piloto fueron positivos pese a los problemas operacionales presentados, lo que da idea de la convivencia del proceso en este campo. La producción incremental de petróleo fue de 151,443 Bls, logrando una relación vapor inyectadoaceite de apenas1.32. En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos, muchos de los cuales fueron inicialmente de inyección cíclica que luego se convirtieron en inyección continua en vista de mejores perspectivas de recuperación; 6% al 15% de recuperación por inyección cíclica de vapor versus 40-50%al 60% de recuperación por inyección continua de vapor.