República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental

Politécnica de la Fuerza Armada Bolivariana

Núcleo Anzoátegui – Ambiente Pariaguán

Inyección de Agua Caliente

Profesora: Bachilleres:

Ing. Balza Nathaly Amparan Andrés C.I. 23.512.426

Fernández Danielys C.I. 25.313.385

Gámez Luis C.I. 24.512.134

Higuera Evelin C.I. 24.610.001

López Darwin C.I. 20.073.687

Medina Yosmar C.I. 24.609.785

Pinto Yaismar C.I. 22.856.143

Romero Milagros C.I. 24.577.749

VII Semestre. Sección PG1

Pariaguán, Abril de 2015

Índice

Pág.

Introducción…………………………………………………………………….…….3Marco Teórico………………………………………………………………….……..4

1. Inyección de agua caliente.………………………………………...…………42. Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente.…………..…….53. Calculo de la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente. …......74. Predicción del comportamiento.……………….………………………..….....95. Perdidas de calor en líneas de superficie y en el hoyo del pozo……... …….10

5.1. Perdidas de calor en las líneas de superficie.… ……………………….11 5.2. Perdidas de calor en el pozo.…………………... …….……………..13

6. Estimación por agua caliente.…………………………………..…………....147. Ventajas y desventajas de la inyección de agua caliente. ……..………….....15

Conclusión…………………………………………………………………………...18Bibliografía……………………………………………………………………….….19

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Introducción

Al agotarse la energía propia del yacimiento y disminuir consecuentemente la producción hasta hacerse incosteable o poco atractiva, se inyecta aire, gas natural o agua para represionarlos y aumentar la producción, así como la recuperación final de los hidrocarburos. A estos métodos para explotar un yacimiento proporcionando energía adicional después del agotamiento natural de la propia, se le conoce como recuperación secundaria.

Los métodos de recuperación térmica buscan disminuir la viscosidad de los fluidos, disminuyendo así, la resistencia al flujo y, por ende, permiten que las fuerzas desplazantes presentes en el yacimiento aumenten la producción de crudo. En la estimulación térmica, la reducción de la resistencia al flujo se logra mediante el calentamiento del pozo y del área del yacimiento a su alrededor, la reducción de la viscosidad reduce la resistencia al flujo. Un segundo mecanismo presente es el de la limpieza del pozo, mediante el cual podría ocurrir lo siguiente: los sólidos orgánicos cercanos al pozo pueden ser derretidos o disueltos, las arcillas podrían ser estabilizadas, la permeabilidad absoluta podría aumentar por las altas temperaturas, o las partículas finas que pudieran reducir el flujo a través del empaque de grava pueden, ser desalojadas. Generalmente, la limpieza del pozo tiene un efecto relativamente bajo luego del primer ciclo de estimulación.

La inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de dos fases, agua y petróleo. Los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se trata básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente, tanto por agua caliente, como por agua fría.

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Marco Teórico

1. Inyección de agua caliente.

Es un proceso de recuperación térmica el cual consiste en el desplazamiento inmiscible del petróleo tanto por agua caliente como agua fría. Se asumen solo dos fases presentes (petróleo y agua), ya que el gas si afecta el desplazamiento al igual que en la inyección convencional de agua pero estos factores son despreciados en la predicción de este método.

Figura 1. El petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría.

Cuando se inyecta agua caliente a través del pozo es calentada, al mismo tiempo que parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible, y como resultado su temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo de inyección y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la temperatura original del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector. Esta distancia y por lo tanto el tamaño de la zona calentada por agua, aumenta a medida que aumenta el tiempo de inyección.

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Figura 2. Inyección de agua caliente.

El agua caliente tiene una viscosidad menor que el agua cuando es inyectada en el método convencional, sin embargo, la relación de movilidad de los fluidos presentes es más favorable para la inyección de agua caliente ya que estamos reduciendo la viscosidad del petróleo, de esta manera obtendremos un menor valor de Sor y por tanto un mayor desplazamiento del hidrocarburo en un tiempo menor comparado con el método convencional.

Aun y cuando obtenemos una mayor cantidad de petróleo, este método no es muy aplicado ya que como dijimos anteriormente el agua inyectada va perdiendo calor a medida que se va desplazando dentro del yacimiento, por lo que aumentaríamos la Sw y esto es un factor desfavorable que se observa a largo plazo.

2. Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente.

Cuando se inyecta agua caliente a través de un pozo, la formación en la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor necesario a expensas de su calor sensible (el cual aproximadamente es, directamente proporcional a la temperatura), y como resultado temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo de inyección, esta se mezcla con los fluidos de yacimientos formados así una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector.

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Hasta la temperatura original del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector, a diferencia de la inyección de vapor, donde la zona formada por el vapor permanece aproximadamente a una temperatura constante.

Los experimentos de Willman demuestran que la mejora en la extracción de crudos viscosos mediante este método se debe principalmente al mejoramiento de la movilidad del petróleo como resultado de la reducción de su viscosidad y a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas.

El efecto de la disminución en viscosidad es causar una disminución en el flujo fraccional de agua (fw) para una saturación de agua (Sw) dada. Como resultado, la saturación de agua promedia detrás del frente, calculado según Buckley – Leverett, es mayor y por lo tanto la recuperación es mayor.

Otro factor envuelto en la recuperación por inyección de agua caliente, es el efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo. Hasta ahora no está claro cuál es el mecanismo que conduce a estos cambios, sin embargo, en base a ciertas investigaciones se puede decir que estos cambios son de forma tal q fw disminuye con temperatura y como resultado, la recuperación de petróleo aumenta.

La mejor manera de obtener datos sobre el comportamiento de los desplazamientos con agua caliente es comparando los resultados obtenidos de la inyección de agua caliente y la de inyección convencional de agua. Como lo hacen Combarnous y Pavan luego de aplicar las ecuaciones de flujo fraccional para tres casos distintos, suponiendo que la temperatura es conocida como función de la distancia y el tiempo, además que las movilidades de los fluidos cambian con la saturación y además con la temperatura.

Figura 3. Distribuciones calculadas de saturación de agua y temperaturas resultantes del desplazamiento de petróleo por agua a varias temperaturas de inyección e

iniciales.

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3. Calculo de la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente.

En la aplicación de este procedimiento, los principales elementos requeridos son: la relación de viscosidad petróleo – agua en función de la temperatura promedio del yacimiento en función del tiempo.

El procedimiento de van heinigen y schwarez es fácil de aplicar, pero es válido solamente cuando las curvas de extracción tales como las que se muestran en la figura son representativas de la formación.

Van heiningen y Schwarz utilizan el efecto de la viscosidad del petróleo sobre los procesos isotérmicos se ignoran los efectos de la temperatura sobre la expansión térmica, como también sobre los cambios en las fuerzas de superficie. El método presentado por van heiningen y Schwarz requiere el cambio de una curva de relación de viscosidad por otra de más bajo valor de una manera que corresponda a los cambios en la temperatura promedio del yacimiento (la cual aumenta con el tiempo).

Una forma de determinar la recuperación de petróleo en un proceso de inyección de agua caliente, consiste en utilizar la teoría de desplazamiento de Buckley – Leverett para determinar la distribución de saturación, luego de determinar la distribución de temperatura al tiempo de interés mediante un modelo adecuado para el calentamiento de la formación.

Las viscosidades deben evaluarse a las condiciones de temperatura existentes, y las saturaciones deben corregirse por expansión térmico. Luego, la distribución de saturación resultante es utilizada para predecir la recuperación de petróleo en función del tiempo.

Fournier ha presentado un método de cálculo para predecir la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente, basado en el procedimiento previamente descrito. En particular ha limitado su estudio a un sistema radial.

Las ecuaciones del modelo de Fournier son las siguientes:

Ecuación de Buckley – Leverett para flujo radial,

( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h ( ∂ fw

∂ Sw )t

(1)

la cual describe la tasa de avance ( ∂ r2

∂ t ), para plano de saturación constante Sw, al

tiempo t.

Dado que fw como Sw son funciones de r2, la ecuación (1) se puede escribir como,

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( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h

(∂ fw /∂r 2) t( ∂ Sw /∂ r2 ) t

(2)

La ecuación anterior aplica para el caso isotérmico, todo el yacimiento está a la misma temperatura; pero si se está inyectando agua caliente a una temperatura mayor que a la temperatura de yacimiento Tr, el flujo fraccional de agua fw, será función de Sw y T, ya que μo y μw variaran con temperatura T, y kro y krw son función de saturación de agua, Sw. Luego puede escribirse:

fw=fw (Sw , T ) (3)

Tomando la derivada total de fw con respecto a r2 se obtiene:

( ∂ fw

∂ r2 )t

=( ∂ fw∂ Sw )

T

.( ∂ Sw

∂r 2 )t

+( ∂ fw∂ T )

Sw

.( ∂ T

∂r 2)T

(4)

Reemplazando la ecuación (4) en la ecuación (2) y simplificado se obtiene:

( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h [ ( ∂ fw

∂ Sw )T

.( ∂ Sw∂ r2 )

t

+( ∂ fw∂T )

Sw

.( ∂ T∂ r2 )

T

(∂ Sw /∂ r2 ) t ]

( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h [ ( ∂ fw

∂ Sw )T

.( ∂ Sw∂ r2 )

t

(∂ Sw /∂ r2 ) t

+( ∂ fw

∂T )Sw

.( ∂T∂ r2 )

T

(∂ Sw /∂ r2 )t ]

( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h [( ∂ fw

∂ Sw )T

+( ∂ fw

∂ T )Sw

.( ∂ T∂ r2 )

T

( ∂ Sw /∂r2) t ]

( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h [( ∂ fw

∂ Sw )T

+( ∂ fw∂ T )

Sw

.( ∂T∂ r2 )

T

.( ∂ Sw∂ r2 )

t

−1]( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h [( ∂ fw

∂ Sw )T

+( ∂ fw∂ T )

Sw

.( ∂T∂ r2 )

T

.( ∂ r2

∂ Sw )t ] (5)

La ecuación (5) es la ecuación básica Fournier. En esta ecuación es necesario conocer previamente la distribución de temperatura en el yacimiento en función de tiempo y distancia.

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Finalmente la ecuación (5) también se puede escribir en la forma:

( ∂ r2

∂ t )Sw

=5,615 qwπ .∅ . h [ f 1 (Sw ,T )+ f 2 ( Sw , t ) . f 3(r , T ) .( ∂ r2

∂ Sw )t] (6)

dónde f 1,f 2y f 3 son funciones conocidas.

Figura 4. El comportamiento de la saturación del agua y temperatura en una dimensión durante el desplazamiento del aceite por el agua caliente sin vaporización

de las fracciones ligeras del aceite.

Zona 3. Esta zona representa las condiciones de yacimiento tal como existían antes de la inyección del fluido caliente.

Zona 2. En esta zona, el aceite caliente está siendo desplazado por el agua que se enfría esencialmente hasta la temperatura de la formación; la saturación de aceite en cualquier punto en esta zona fue decreciendo con el tiempo bajo ciertas condiciones pudiendo llegar hasta la saturación residual correspondiente a la temperatura prevaleciente en esta zona.

Zona 1. Para cada punto en esta zona la temperatura incrementa con el tiempo, que generalmente induce una reducción en la saturación de aceite residual. Además, conduce a la expansión de los fluidos y de la matriz de la roca, debido a la misma saturación, para una reducción del peso del aceite en el espacio poroso. Si el aceite es muy volátil con algunos componentes ligeros será desplazado por un proceso de vaporización-condensación, generando una saturación de fase de gas pudiendo existir en una pequeña parte de esta zona.

4. Predicción del comportamiento.

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A pesar de que existen tres enfoques para determinar la predicción, la teoría de Buckley – Leverett es la más aplicable ya que como hemos venido diciendo, suele compararse con la inyección de agua convencional para determinar qué tan eficientes son los datos arrojados por mecanismo de recuperación.

Por lo que para la predicción se aplicaron las ecuaciones de Buckley – Leverett, pero esta vez considerando que el flujo fraccional de agua iba a estar afectado no solo por la saturación sino también por la temperatura.

(7)

Dónde:

Fμ=( μo

μw)

T i

( μo

μw)T

(8)

5. Perdidas de calor en líneas de superficie y en el hoyo del pozo.

Mecanismos básicos de transferencia de calor:

a. Conducción: Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura, a otra parte del mismo, a menor temperatura, o de un cuerpo a alta temperatura a otro cuerpo a menor temperatura, en contacto físico con él.Si las temperaturas de los cuerpos no cambian con el tiempo, el proceso ocurre bajo condiciones de flujo continuo, y esta descrito microscópicamente por la ecuación de Fourier:

q / A=−kdtdx

(9)

Dónde: q = Es el flujo de calor en BTU/hr A = Es el área a través de la cual ocurre el flujo en pies² dt/dx = Es el gradiente de temperatura en ºF/pie k = La conductividad térmica en BTU/hr-pie-ºF

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b. Radiación: Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagnéticas. La radiación térmica, es la radiación electromagnética emitida por un cuerpo en virtud de su temperatura. Es evaluada de acuerdo a la Ley de Stefan-Boltzman:

(10) Dónde:

q = Es la tasa de flujo de calor en BTU/hr A = Es el área a través de la cual ocurre el flujo en pies² 0.1714 x 10-8 = Es la constante de Stefan-Boltzman T1 = Es la temperatura del cuerpo a mayor temperatura en ºR Ff = Es un factor de forma que depende de la geometría de los cuerpos

y que relaciona la radiación emitida por un cuerpo que es interceptada por otro cuerpo, y viceversa.

Fe = Es un factor de emisividad, el cual depende de la naturaleza de los cuerpos.

c. Convección: Es la transferencia de calor desde una superficie hacia un fluido en movimiento (o del fluido en movimiento hacia la superficie) en contacto con ella, además también se define como la transferencia de calor de una parte de un fluido en movimiento a mayor temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura. Si el movimiento del fluido se debe a la aplicación de alguna fuerza (bomba, abanico, etc.) se dice que existe convección forzada. Si el fluido se mueve por diferencia de densidades, debido a diferencias de temperaturas, se dice que hay convección libre. En ambos casos la transferencia de calor viene dada por la Ley de enfriamiento de Newton:

q/A= hc/(Tf - Ts) (11)Dónde:

q = Es la transferencia de calor en BTU/hr A = Es el área a través de la cual ocurre el flujo de calor en pies² hc = Es el coeficiente de transferencia de calor por convección en

BTU/hr-pie²-ºF Tf y Ts = Las temperaturas del fluido y de la superficie en ºF

respectivamente. (Se toma el valor absoluto para tomar en cuenta el fluido hacia la superficie o de la superficie hacia el fluido, según Tf sea mayor o menor que Ts.

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5.1. Perdidas de calor en las líneas de superficie.

Estas son las que se encuentran en las líneas de transmisión de calor del generador al cabezal de inyección del pozo. En este tipo de pérdidas están incluidos los tres mecanismos de transferencia de calor: conducción, convección y radiación. Su magnitud depende de la longitud de la tubería y su diámetro, de la naturaleza y espesor del aislante, y de la temperatura del fluido caliente en la línea y del medio ambiente que la rodea. Normalmente, se pueden encontrar temperaturas ambientes en el orden de –120 ºF a +120 ºF y velocidades del viento de 0 a 50 millas/h.

Para calcular estas pérdidas de calor tenemos varias ecuaciones:

Considerando transferencias de calor bajo condiciones de flujo continuo:

Q=A∗U∗(Ts−Ta) (12)

Dónde:

Q = Tasas de pérdidas de calor, BTU/h. U = coeficiente de transferencia de calor total referido a un área característica,

BTU/h-pie2-°F. A = Área característica que coincide con una de las superficies a través de la

cual se determinan las pérdidas de calor, pie2. Ts = temperatura del fluido fluyendo en la tubería, °F. Ta = temperatura ambiente a la que se encuentra la línea, °F

Si se utiliza el área interior de la tubería la ecuación de las tasas de pérdidas de calor viene dado por:

Q=2 π rti U ti ( T s−T a ) ∆ L (13)

Si las pérdidas de calor se hallan por la unidad de longitud de la tubería, Qls, la ecuación seria la siguiente:

Qls=(T b−T a )

Rh

(14)

Dónde:

Rh = Resistencia térmica especificada (resistencia térmica por la unidad de longitud de la tubería), (Btu/pie-d-ºF)-1.

Tb = Temperatura promedio del fluido en la tubería, ºF. TA = es la temperatura ambiental de la atmosfera en ºF.

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Qls = es la tasa de pérdida de calor por unidad de longitud de la tubería, expresada en Btu/pie-d.

Para obtener las perdidas debemos hallar U y a su vez para hallar U debemos hallar las transferencias de calor de acuerdo a varias consideraciones, acá les presentaremos las ecuaciones únicamente.

El coeficiente de la transferencia de calor (hce) por convección libre se obtiene:

hce=0.53 .Ka

D. [ D3 (T e−T amb) ]

14 .[ g βa

V a2 .

C pa . μa

K a ]14 (15)

Dónde:

D = diámetro exterior de la tubería o del aislante en caso que exista, pies. Ka = conductividad térmica del aire, BTU/hr-pie - ºF. βa = coeficiente térmica del aire, pie3/pie3-ºF. Va = viscosidad cinemática del aire, pie2/seg. µa = viscosidad dinámica, lb/pie-hr. g = constante de gravedad, 4.17 x 108 pie/hr2. Cpa = capacidad calorífica de aire a presión constante, BTU/lb-ºF.

El coeficiente de transferencia de calor (hce) por convección forzada se obtiene:

hce=19.3∗C pa∗( ρa∗V

D0.4 )0.6

(16)

si1.000 ≤ 8.800 DV ≤ 50.000

hce=0.0239∗Ka

D∗( 5.280∗ρa∗V∗D

μa)

0.805

(17)

si8.800 DV >50.000

Dónde:

V = velocidad del viento, millas/hr. ρa = densidad del aire, lb/pie3.

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El coeficiente de transferencia de calor por radiación.

hr=0.1714∗C pa∗( ρa∗V

D0.4 )0.6

(18)

5.2. Perdidas de calor en el pozo.

Estas pérdidas se ven afectadas por los siguientes factores. El tiempo de inyección. La tasa de inyección. La profundidad del pozo. La presión de inyección en el caso de vapor saturado, y la presión y

temperatura de inyección en el caso de vapor sobrecalentado.

Cálculos de las pérdidas de calor en el pozo:

Existen varios procedimientos para calcular las pérdidas de calor en un pozo de inyección, la mayoría de los cuales se basan en las siguientes suposiciones:

El vapor se inyecta por la tubería de producción o inyección a temperatura, presión, tasa y calidad constantes.

El espacio anular (tubería de inyección- revestidor) se considera lleno de aire a baja presión.

La transferencia de calor en el pozo se realiza bajo condiciones de flujo continuo, mientras que la transferencia del calor en la formación es por conducción radial en flujo no continuo.

Dentro de la tubería de inyección, los cambios de energía cinética así como cualquier variación en la presión del vapor debido a efectos hidrostáticos y a pérdidas por fricción son despreciables.

Se desprecia la variación de la conductividad y difusividad térmica de la tierra con profundidad.

6. Estimación por agua caliente.

La estimulación de pozos mediante la inyección de fluidos calientes ha recibido una gran atención en años recientes, en particular estimulación con vapor de yacimientos de crudo pesados ha resultado en muchos casos en un extraordinario incremento en las tasas de producción de petróleo.

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Otro método de estimulación térmica que ha sido utilizado en algunos casos es la inyección alterna de agua caliente. Este tratamiento puede ser más aconsejable que inyección de vapor si la condición mecánica de los pozos no es adecuada para vapor o si los pozos son muy profundos.

Debido a la desventaja con respecto a vapor como agente transformador de calor, la estimulación con agua caliente ha sido reportada en muy pocos casos. Solo se conoce de un proyecto en gran escala, el reportado por Socorro Reíd en el campo Morichal en el Oriente de Venezuela, donde se estimularon 31 pozos, de los cuales solo 9 resultaron ser exitosos en el sentido de que la tasa de producción incremento sustancialmente.

Los resultados de campo de este proyecto sugieren que la limpieza o el hoyo del pozo juega un papel posiblemente más importante que la estimulación misma. Además se piensa que la inyección de agua puede causar dalo a la formación debido al incremento en saturación de agua alrededor del pozo y a la formación de emulsiones que pueden reducir su capacidad productiva luego que se disipan los efectos térmicos.

La vista de la poca aplicabilidad de la estimulación con agua caliente, son pocos los trabajos experimentales y teóricos realizados al respecto. Socorro y Reid utilizaron el método de Boberg y Lantz para producir el comportamiento de los 31 pozos estimuladores en el proyecto Morichal. La correspondencia entre los resultados obtenidos y observados fue pobre; debido probablemente a lo inadecuado del módulo de Boberg y Lantz para el caso de inyección de agua caliente. Uno de los estudios más completos sobre la estimulación con agua caliente es el presentado por Diaz, quien desarrollo un modelo numérico para estudiar la efectividad de la estimulación con agua caliente.

7. Ventajas y desventajas de la inyección de agua caliente.

Aunque el agua caliente es capaz de transportar una mayor cantidad de calor que el vapor, en base volumétrica, en general la inyectividad del vapor es mucho mayor que la del agua caliente.

Parece ser que la inyección de agua caliente será ventajosa donde las perforaciones tengan una alta permeabilidad, suficiente para mantener una tasa de inyección alta, con el objeto de minimizar las pérdidas de calor.

Aunque el agua caliente debe tener una razón de movilidad respecto al petróleo, más favorable que el vapor, los datos de campo tienden a demostrar que el agua caliente es susceptible a formar canales y a digitarse. Esto se debe en parte a los efectos de gravedad.

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La inyección de agua caliente puede ser deseable en el caso de formaciones que contengan arcillas sensitivas al agua, puesto que el vapor podría dañar la formación en tales circunstancias.

Los problemas de equipos en inyección de agua caliente, en general serán menos severos que en inyección de vapor. Sin embargo, la cantidad invertida en generadores y equipo de superficie y para el pozo, es comparable a la del caso de inyección de vapor. Las pérdidas de calor en líneas de superficie y en el pozo, pueden causar una seria disminución en la temperatura del agua, mientras que en el caso de vapor solo habrá una reducción de calidad.

En el caso de petróleos livianos, donde la destilación con vapor contribuye en una alta proporción a la recuperación total, la inyección de agua podría no ser efectiva, ya que la destilación no se hará efectiva debido a la ausencia de la fase gaseosa.

Como conclusiones importantes sobre la inyección de agua caliente, podemos decir:

a) Existen 2 frentes de desplazamiento reconocibles: El borde del frente está a la temperatura inicial del yacimiento. El frente de agua caliente esta substancialmente rezagado con respecto al

frente de agua fría.b) El petróleo es desplazado en cada punto de la zona barrida por el agua

inyectada.c) El efecto de inestabilidades parece ser bastante importante incluso en las

formaciones homogéneas.d) Se pueden requerir grandes volúmenes de agua inyectada para alcanzar la

cifra residual de la saturación de petróleo aun en la vecindad del pozo productor

En resumen, existen áreas donde definitivamente la inyección de agua caliente podría ser utilizada económica y eficientemente como un proceso de recuperación. Sin embargo, todos los factores antes mencionados deben ser cuidadosamente analizados y comparados en relación con la alternativa de inyectar vapor, antes de iniciar la inyección de agua.

La presencia de la fase gaseosa afecta el comportamiento del proceso de la inyección de agua caliente, como son:

Los gases disueltos en los crudos, tienden a desprenderse de la solución a medida que aumenta la temperatura. Esto resulta en una aparente expansión

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inicial de la fase del petróleo donde se forman burbujas de gas, pero sólo hasta que estas burbujas se integran a una fase continúa de gas.

El segundo se refiere a la de la fase de gas residual atrapada, en los procesos de inyección de agua caliente, es considerado análogo al que se encuentra en la inyección convencional de agua.

El tercero es que el petróleo desplazado tiende a llenar el espacio inicialmente ocupado por el gas, lo cual retarda la producción de petróleo.

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Conclusión

Los procesos térmicos son métodos en los que se inyecta u origina energía térmica (calor) con el fin de aumentar la recuperación de petróleo. Los procesos de recuperación térmica surgen de la necesidad de reducir la resistencia al flujo en el yacimiento, a través de la reducción de la viscosidad de los fluidos, aumentando su movilidad y facilitando su salida del subsuelo.

Los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la inyección de agua caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la formación.

La inyección de agua caliente al igual que la inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección continua de vapor.

El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en donde la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado.

Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua fría, lo cual provoca una irrupción más

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temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura.

Bibliografía

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