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Mónica Andrea MoralesDiego Giovani OrtizLuis Alberto Cárdenas

INYECCIÓN DE VAPOR

CRUDOS PESADOS

Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a la del petróleo crudo ligero.

Debido a su baja °API y elevada viscosidad, su producción, transporte y refinación presenta problemas especiales en comparación a la del crudo ligero

La Importancia De Los Crudos Pesados

RECOBRO MEJORADO

Recuperación No Convencional, se define como: “La Extracción de Petróleo por Inyección de Materiales que Originalmente

no Están Presentes En El Yacimiento”.

Optimización De La Elección En La Técnica De Recobro

Mejorado La selección del mejor proceso

requiere de un estudio de:

1. Comportamiento primario,2. Fuente del fluido de inyección,3. Costos para diferentes fluidos de inyección.4. Eficiencia de desplazamiento de los diferentes fluidos.

La selección de la mejor manera de llevar a cabo la operación requiere de un estudio de:

1. El tiempo para iniciar la operación,2. Mantenimiento de presión,3. Mantenimiento de presión parcial,4. Estimulación a los pozos,5. Perforación adicional.

INYECCION DE VAPOR

Recuperación Térmica

Proceso por el cual intencionalmente se produce calor dentro de acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos (generalmente crudos pesados)

Se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción

El incremento en la temperatura reduce la viscosidad, permitiendo una mejor movilidad

INYECCION DE VAPOR

Método de recuperación mejorada de petróleo

Principal tipo de estimulación térmica de los yacimientos de petróleo

Aplicado para yacimiento de petróleo pesado, aunque pueden ser aplicados a crudos de gravedad mediana, en yacimientos muy fríos de bajas temperaturas

El vapor reduce la viscosidad del petróleo pesado, provocando una energía en el yacimiento que sea capaz de desplazar el petróleo hacia los pozos productores

Hay cuatro factores clave para una operación efectiva y eficiente de recuperación mejorada:

Generación eficiente de vapor.Distribución efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo.Monitoreo efectivo de la producción.Monitoreo efectivo del calor y la saturación en el yacimiento.

Generación eficiente de vapor

El vapor se produce por medio de generadores de vapor convencionales de un paso o mediante instalaciones de cogeneración, que producen vapor y energía eléctrica. Parámetros críticos, como el flujo de gas combustible y aire para la combustión, el exceso de oxígeno y la calidad del vapor son constantemente medidos y controlados; así mismo, todos los datos se registran.

Los generadores de vapor tienen una configuración altamente eficiente con recirculación de gases de escape y con quemadores de combustión escalonados para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno.

Monitoreo efectivo de la producción

La optimización de procesos costosos de recuperación mejorada demanda un excelente monitoreo de producción. Estos datos son utilizados para optimizar el tiempo de las operaciones de remediación en los pozos y analizar el desempeño del yacimiento.

Distribución efectiva de vapor

El vapor que se inyecta en los campos petroleros es saturado (húmedo) y tiene dos fases –líquido y vapor–, lo que lo hace difícil de medir y controlar.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, tanto en la superficie como en el subsuelo, y la calidad del vapor (cociente de masa de fase vapor sobre fase líquida) también debe ser medida y controlada conforme el vapor se distribuye a través del campo.

Monitoreo en el yacimiento

La identificación del vapor, la saturación de crudo y los registros de temperatura provenientes de pozos de observación se utilizan para desarrollar geomodelos de variaciones temporales de saturación de petróleo y temperatura.

Esta información se utiliza posteriormente para identificar las áreas que necesitan vapor adicional o las que han alcanzado un estado de maduración de la inyección de vapor. En otros campos, donde resulta apropiado, se han utilizado métodos de monitoreo indirecto. Estos incluyen medidores de inclinación, sensores remotos por satélite y monitoreo de sísmica 4D.

Los procesos de vapor incluyen desplazamiento continuo o inyección cíclica de vapor (huff and puff)

Inyección Cíclica

También se conoce como el método de Huff y Puff

Consta de 3 etapas: Inyección, Inmersión y Producción

Este proceso puede ser muy eficaz, especialmente en los primeros ciclos

Son capaces de recuperar aproximadamente el 20% del petróleo original en su lugar

Procedimiento

1. Inyección: El vapor se inyecta por primera vez en un pozo para calentar el aceite en el depósito que se encuentra a la temperatura que fluye

2. Inmersión: El vapor se suele dejar a “absorber” durante algún tiempo después (cierra el pozo)

3. Producción: El aceite se produce a partir del mismo pozo, al principio por flujo natural y luego por levantamiento artificial

El vapor no es inyectado cíclicamente, involucra la inyección separada en un pozo distinto a los productores

Ni los pozos inyectores y productores requieren un ciclo o flujo reverse

El vapor inyectado debe tener un 80% de calidad, donde el 20% remanente es agua que no ha sido convertido en vapor

Inyección Continua de Vapor

La temperatura de los fluidos producidos en estos procesos puede ser solo ligeramente más alto que la temperatura original de la formación

Pueden experimentar cambios significantes en salinidad, dureza y pH

Se puede presentar corrosión debido al ataque del H2S y el CO2 presentes en los gases húmedos producidos que pasan a través del anular

Estimulación Cíclica Por Vapor De Agua (CSS)

También conocida como impregnación con vapor o inyección intermitente de vapor

Es un método consistente en un solo pozo que se aplica en etapas

Permite obtener factores de recuperación de hasta 30%

Posee regímenes de producción iniciales altos

Funciona bien en yacimientos apilados o estratificados

Procedimiento

1. Se inyecta vapor

2. El vapor y el agua condensada calientan el petróleo viscoso

3. El petróleo y el agua calentados son bombeados a la superficie

4. El proceso se repite

El Método De Drenaje Gravitacional Asistido Por Vapor (SAGD)

Tecnología de recuperación mejorada de petróleo

Se utiliza para la producción de crudo extra-pesado y bitumen

Forma avanzada de la estimulación continua de vapor

Dos horizontales paralelas de pozos petroleros se perforan en la formación , uno de 4 a 6 metros por encima de la otra.

El factor de recuperación estimado para este método oscila entre 50 y 70%.

La estratificación de la formación puede incidir significativamente en la recuperación SAGD.

Método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Se perfora un par de pozos horizontales paralelos, uno por encima del otro. Se inyecta vapor en el pozo superior para calentar el petróleo pesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo fluya hacia abajo, en dirección hacia el pozo productor.

Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:

Variaciones del GOR (Relación Gas-Petróleo) con la estructura.

Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.

Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

Parte Operacional Del Sistema De Inyección De Vapor

La completación tradicional de vapor en pozos verticales a sido utilizada para llegar al fondo con la mayor calidad de vapor y mejorar y acelerar la productividad de los pozos.

En caso de pozos con buena calidad de cemento hasta superficie, el uso de nitrógeno como un aislante para reducir las perdidas de calor.

En cualquier caso, el uso de empacadura de inyección para alta temperatura siempre esta ubicada sobre el colgador del empaque con grava o tubería ranurada.

El objetivo de esta tecnología es asegurar la transferencia de calor del vapor al crudo pesado-extrapesado con alta calidad, en toda la sección horizontal o en el caso de pozos verticales o inclinados.

Consideraciones Para El Nuevo Completammiento

Bajar la sarta de inyección en un solo viaje. Que los equipos debían ser fáciles de extraer. Que puedan ser reutilizados. Que las salidas del vapor sean ajustables para

controlar la cantidad a inyectar. Que los puntos de salida no causen impacto

directo al ranurado.

Equipos Utilizados En La Completación:

Tapón ciego de 3-1/2”.

Válvula de inyección alta temperatura c/junta de expansión y c/salida ajustable.

Empacadura separadora c/junta de expansión de3-1/2”.

Empacadura CB-TIET HIDRAULICA de 9-5/8”x3-1/2” o 4-1/2” c/junta de expansión.

Evaluación de Completación

Se inyectó 5500 toneladas de vapor se estimuló

Las condiciones de inyección y se estima 74% de calidad y una temperatura de inyección de 520°F

La completación se recupero en su totalidad sin necesidad de sobre tensionar la sarta.

Las pruebas de producción con Bombeomecánico fueron :

Se estableció esta completación como estándar para la inyección de vapor en los pozos horizontales dela faja.

Comparado su éxito volumétrico fue de 219% , sobre el mejor pozo horizontal inyectado de manera convencional.

Importancia para Suramérica la faja del Orinoco

Una de las acumulaciones de crudo extra pesado más extensas del mundo; sobre el trillón de barriles en sitio.

Yacimientos complejos; tienden a mejorar hacia el Este.

<10 API; alto contenido de metales (620 ppm). La calidad del crudo se deteriora hacia el © Chevron 2005 DOC ID Sur.

Los intervalos productivos más someros son más profundos que el 96% de la producción mundial por vapor actual.

Todos los intervalos son más profundos que la reportada en aplicaciones de SAGD.

El intervalo de menor viscosidad es más viscoso que el 97% de la producción mundial por vapor actual.

Las viscosidades están en el área de incertidumbre entre inyección continua de vapor convencional y SAGD.

¿Por qué utilizar la Inyección Continua de Vapor?

Aumenta las reservas en un factor de 2 -10 veces comparado con la recuperación primaria de crudo pesado.

Se obtienen ambas producciones, incremental y acelerada.

Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.

El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85%

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En El Corazón Del Magdalena

Hasta la fecha, se estima que en Colombia se han encontrado entre 7.000 y 8.000 millones de (POES) de crudos pesados. De este potencial, entre el 70% y 75% (5.000 a 6.000 millones de barriles) se concentra en tres campos de la cuenca de los Llanos Orientales: Castilla y Chichimene, operados directamente por Ecopetrol; y campo Rubiales en el contrato de asociación con la compañía Meta Petroleum. El restante 20% y 25% del potencial de POES se localiza en el Magdalena Medio, es decir unos 2.000 millones de barriles.

A través de generadores especiales alimentados por cerca de 3,5 millones de pies cúbicos de gas diarios, se inyecta vapor caliente (500º F) a cada pozo por espacio de ocho a quince días continuos. Luego de este período se deja el pozo en remojo tres o cuatro días para permitir que el vapor ceda el calor hacia el yacimiento.

Posteriormente, el pozo entra a producción a través de bombeo mecánico durante un espacio de seis meses hasta que se enfríe nuevamente el yacimiento.

Se lleva a los separadores normales y de allí es conducido a los separadores electroestáticos.

Se hace mediante su dilución con crudos de un API más alto, provenientes del sur del país, hasta quedar en una mezcla de unos 22 API.

Campo Santa Clara Un proceso de inyección cíclica fue simulada para los

campos Santa Clara y Palermo, en busca de la evaluación de la respuesta del yacimiento a este proceso de recuperación. 30 pozos se estimularon con operaciones secuenciales, comenzando en el sector sur del campo. Las condiciones iniciales para el proceso de inyección se esquematiza a partir de proyectos térmicos, realizadas en campos similares, con el apoyo del software "analogy application for improved recovery processes" (Soto, 2005).

presión de inyección: 1250 psi temperatura de inyección: 572 º F (573,15) calidad del vapor: 0,8 Tiempo de inyección: 15 días El remojo de las actividades: 3 días tasa de inyección: 1200 barriles / día

BIBLIOGRAFÍAhttp://www.ctg21.com/

documents/multifásicohttp://www.monografías.comhttp://ingenieria-de-

yacimientos.blogspot.comhttp://www.miliarium.comhttp://ingenieria-de-

petroleo.blogspot.com