Inyección Continua de Vapor

Resumen

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.

Introducción

Los métodos de recobro mejorado son técnicas aplicadas a yacimientos cuyos mecanismos

primarios de producción han sido agotados, por lo que es necesario suministrarles energía

para recuperar las reservas remanentes, más allá de procedimientos de mantenimiento de

presión. Esta es una situación común en la actualidad; los grandes yacimientos típicamente

desarrollados están agotando su energía y disminuyendo su producción. Los métodos

térmicos de recuperación mejorada son un subgrupo de estos métodos de recobro mejorado y

engloban los procesos de inyección de agua caliente, vapor y combustión in situ. La inyección

de vapor es el método más utilizado a nivel mundial y el que más altos recobros reporta (50 –

60 por ciento). Su mayor efecto es la reducción de la viscosidad del crudo para promover su

flujo. Existen dos maneras de realizar la inyección de vapor a los reservorios, como inyección

continua de vapor y como inyección cíclica, la mayor diferencia entre ambos radica en el

tiempo de exposición al calor del crudo y el área de aplicación. La inyección continua de vapor

implica el uso de dos pozos, uno inyector y otro productor, el yacimiento es enfrentado a un

frente continuo de vapor que entra en él y propicia el cambio en propiedades tanto de los

fluidos como de la roca. La inyección cíclica es un mecanismo de estimulación a pozos, donde

el vapor se inyecta por el mismo pozo productor, el cual es luego cerrado por un período de

tiempo suficiente para que las propiedades del fluido cambien y sea más fácil su producción.

Es importante conocer las tecnologías aplicadas al recobro mejorado para implementarlas de

manera eficiente y rentable para así obtener mayores tasas de producción y cubrir la creciente

demanda mundial de energía.

Fundamentos de la tecnología

La inyección continua de vapor es un proceso por el cual se suministra calor al yacimiento

para incrementar su temperatura y aumentar la energía necesariapara desplazar el crudo. El

vapor inyectado al yacimiento transmite calor a la formación y a los fluidos que esta contiene.

La inyección de vapor es el método de recobro terciario mas utilizado actualmente. El proceso

involucra la inyección de vapor generado en superficie o en el fondo de pozo. Su principal

objetivo es mejorar el factor de recobro. El primer reporte que se tiene de inyección de vapor

ocurrió en 1934 en el Campo Woodson- Texas en Estados Unidos, donde se realizó una

prueba piloto por 235 días, durante los cuales se inyectó vapor a una formación cuyo espesor

eran 18 pies y estaba a 380 pies de profundidad, resultando en el aumento en ocho veces de

la tasa de producción.

El éxito de la tecnología se logra mediante la reducción de la viscosidad del crudo, lo que

permite mejor flujo del crudo a través del aumento de la relación de movilidad, hacia los pozos

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.

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.

El proceso consiste en lo siguiente, se cuenta con un pozo inyector y un pozo productor,

desde el pozo inyector se le inyecta a la formación vapor que ha sido generado bien sea en

superficie con equipos destinados a esta labor (generadores de vapor) o con el uso de

generadores especiales en el hoyo, que mediante combustión calientan el agua suministrada

y proveen el vapor para la técnica. Al llegar a la formación el vapor se mueve a través de los

poros interconectados y en las zonas más cercanas al pozo el crudo se vaporiza y es

empujado hacia adelante; parte del crudo no es removido, sin embargo el crudo remanente

estará a mayor temperatura. A medida que avanza el frente de crudo también avanza el frente

de vapor, parte del cual eventualmente se condensará debido a las pérdidas de calor hacia las

formaciones adyacentes. El agua condensada se encontrará a la misma temperatura del

vapor y generará un banco de condensado caliente, que permite el empuje de parte del crudo

a medida que se enfría y llega a la temperatura de yacimiento, punto desde el cual se

incorpora como influjo de agua. Esto define 3 zonas principales en el área de influencia del

vapor. La zona de vapor donde predomina el efecto de la destilación. La temperatura del

yacimiento es casi igual a la del vapor y solo se mueve el petróleo gaseoso que ha sido

vaporizado y el agua, el líquido permanece inmóvil. La temperatura del vapor permanece casi

constante, disminuyendo en la dirección del flujo. La temperatura y la presencia de la fase de

vapor permite que las fracciones más livianas se vaporicen y muevan hasta el banco frio de

crudo, dejando atrás a las fracciones más pesadas, cuya saturación puede quedar en 15 por

ciento, dependiendo de su viscosidad y de la temperatura del vapor. En esta zona ocurre un

empuje por gas. Se estima que se puede aumentar en 20 por ciento el recobro debido a esta

zona y se logra enriquecer el crudo.

En la zona de agua caliente la expansión térmica del petróleo toma lugar, haciendo que el

crudo se expanda y se mueva, disminuyendo la saturación residual. Si la viscosidad del crudo

disminuye con la temperatura, el influjo de agua caliente será un método eficiente de

recuperación.

Luego se presenta la zona de agua fría, el recobro de esta zona está determinado

principalmente por las propiedades térmicas del crudo. La expansión térmica del crudo se

encarga de aportar entre el 3 y 5 por ciento del recobro; el desplazamiento del crudo depende

básicamente de la reducción de la saturación residual con la temperatura, esto puede traer

entre 10 y 20 por ciento del recobro en las zonas no barridas por vapor, aquí también se

condensa las fracciones vaporizadas anteriormente. En la zona fría el recobro es similar al

influjo de agua y la saturación residual de hidrocarburo queda entre 20 y 25%.

Ventana de aplicación

Se prefiere a los yacimientos someros debido a que se minimizan las pérdidas de calor a

través del pozo; formaciones más profundas poseen mayor temperatura y no se aprovecha del

todo el calor del vapor. La presión es mayor en yacimientos más profundos por lo que se

necesita suministrar más calor y se aumentan el riesgo de fallas operacionales. De acuerdo a

Abdus y Thaker (1994) el rango de profundidades que en las que se utiliza la técnica varía

entre 300 y 5000 pies. Aunque la temperatura no limita al proceso, es deseable que se

encuentre entre 300 a 400 °F.

Debido a la diferencia de densidad entre el crudo y el vapor se observa una segregación del

vapor lo que causa la invasión de los pozos productores por el vapor y genera que solo 1/3 del

yacimiento sea barrido. Una recomendación importante para evitar esto es la inyección en el

fondo del pozo. Cerca de dos tercios del calor del vapor se utiliza para calentar a la formación,

por lo que gran parte del calor no se utiliza para el desplazamiento de fluidos

El agua es escogida por poseer una alta capacidad de transporte de calor frente a otras

sustancias, bien sea en su fase líquida o de vapor, por poseer el calor latente más alto y estar

disponible fácilmente. El generador de vapor provee vapor cuya presión está entre 2000 a

2500 libras por pulgada cuadrada (lpc), con calidad de entre 80 a 85 por ciento. El agua

utilizada debe ser limpia para evitarla corrosión del equipo y partículas sólidas suspendidas en

el vapor. Debe ser de dureza menor a 1 parte por millón (ppm), sólidos totales disueltos

menores a 20 por ciento y menos de 5 ppm de sólidos suspendidos, con un pH entre 7 y 12.

Espesor

Esto influye en la pérdida de calor a las formaciones adyacentes, por lo tanto mientras más

gruesa la formación, mejor el desempeño del proceso. Por lo general es recomendable que el

espesor de la formación se encuentre entre 20 y 400 pies.

Permeabilidad

Debe ser lo suficientemente alta para permitir la inyección de vapor y el flujo de crudo hacia

los pozos productores. Se estima que el rango deseable abarca entre 100 y 4000 milidarcys

(md).

Saturación de petróleo residual original

Se sugiere que sea mayor al 40%. Las porosidades esperadas deberían ubicarse sobre el 20

por ciento para hacer del método rentable económicamente

Viscosidad del crudo

Los rangos estándares de aplicación reportan viscosidades entre 1000 a 4000 centipoises

(cp), aunque autores coinciden en que para viscosidades menores el método es también

aplicable.

Gravedad API

Entre 10 y 36°API.

En general se espera que la saturación de crudo sea alta y su viscosidad también. Es

aplicable a crudos livianos, aunque el empuje por agua es un mejor método para producirlos.

Se presentan problemas técnicos al usar yacimientos heterogéneos o con alto contenido de

arcillas hinchables, que comprometen la permeabilidad. No es recomendado en yacimientos

carbonáticos.

Pérdida de calor

En este proceso el vapor es el medio que se utiliza para transmitir el calor a la formación. Solo

una parte del calor que se le transmite al vapor en el generador llega a la formación.

Zonas de pérdida de calor

1. Superficie: generador y tuberías. Cerca del 20 por ciento del calor se pierde en el generador

y de 3-5 por ciento en las tuberías que llevan el calor hacia el pozo inyector, aún estando

bien aisladas.

2. Pozo, tubería de inyección y revestimiento: a medida que el vapor se desplaza a través del

pozo existe pérdida de calor debido a la diferencia entre la temperatura del vapor y las

formaciones que atraviesa el pozo. Es significativa en pozos muy profundos o con tasa de

inyección baja, es por esto que las tuberías de inyección son bien aisladas. Existen

maneras de evitar las pérdidas, por ejemplo, rellenar el espacio anular con crudo, gas

presurizado o series de tuberías de aislamiento concéntricas.

3. Pérdida a las formaciones adyacentes.

Los generadores de vapor en el fondo del hoyo evitan las pérdidas de calor en superficie y en

el pozo. Utilizan combustible y aire, que son inyectados por separado, creando una cámara de

combustión en el pozo frente a la formación de interés; el combustible es encendido por una

chispa eléctrica y calienta al agua que es inyectada en la cámara de combustión y se

vaporiza. Entre sus ventajas se encuentran la disminución de las pérdidas de calor, menos

contaminación, mayor temperatura del vapor, presurización del reservorio y facilidades de

operación costa afuera.

Eficiencia del barrido

El barrido depende de la relación de movilidad, debido a que por lo general la Kro es

independiente de la viscosidad, entonces este parámetro esta dado por la relación de

viscosidad entre el crudo y el agua; mientras menor sea este valor, menor será el barrido.

El espaciamiento de los pozos depende de las características del yacimiento y de parámetros

económicos. Es común que el plan de explotación contemple un espaciamiento mínimo que

permita la aplicabilidad de recobro secundario y terciario, lo que evita la perforación a futuro

para implementar estas prácticas.

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.

Recobros esperados

El recobro generado por esta técnica se ubica entre 50-60 por ciento, con valores que pueden

llegar al 75 por ciento.

Costos asociados

La implementación de estos planes de manera económicamente rentable depende

principalmente de la relación vapor-crudo durante el proceso, la cual puede ser estimada con

anticipación. Un proyecto de inyección de vapor debe ser capaz de pagar por su inversión y

generar un retorno aceptable de la inversión. En la actualidad estos proyectos resultan ser

costosos debido a un tercio crudo recuparado es utilizado para generar el vapor necesario.

Conclusiones

El uso de métodos térmicos de recobro mejorado es un opción común en campos donde los

yacimientos han agotado su energía y necesitan ser estimulados para recuperar las reservas

restantes que poseen. Debido a la facilidad de la técnica y a su amplia aplicación resulta en un

mecanismo aprovechable frente a otras metodologías. La inyección continua de vapor permite

aumentar la tasa de producción de los reservorios donde se implementa y por lo general arroja

resultados satisfactorios y los mayores recobros en métodos probados de recobro mejorado.

Es importante el conocimiento de las condiciones geológicas de las formaciones y de las

propiedades de los fluidos para el diseño del mejor programa de inyección.

Debido a su impacto en la reducción de la viscosidad, esta técnica emplea como buenos

candidatos a reservorios con crudos pesados y extrapesados, muy abundantes en Venezuela

y futuros contenedores de las mayores reservas a ser explotadas.

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