1.- SISTEMA SAGD

La segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD, por sus siglas en

inglés), es un mecanismo de recuperación térmica desarrollado por Roger

Butler que combina las bondades de la teoría de segregación gravitacional con

la inyección de vapor.

Tuvo su origen en Canadá por la necesidad de explotar sus yacimientos

de crudo extrapesado (hasta 3 millones de cP), petróleo que por otros

mecanismos es prácticamente imposible extraer. En Venezuela se presentan

casos como la Faja Petrolífera del Orinoco, en la cual se tiene un crudo pesado

con mayor movilidad en comparación al de Canadá. El factor de recobro en la

Faja está alrededor de 7%, mientras que en Canadá con SAGD se ha

alcanzado hasta un 70%, con lo cual se quiere tener una recuperación similar

en el Oriente del país con la aplicación del método.

Sin embargo, se presenta un problema a la hora de llevar a cabo una

tecnología que implica un gasto económico considerable: saber en qué casos y

bajo cuáles circunstancias es propicio aplicar SAGD con éxito.

Para el cálculo de reservas, se emplea el factor de recobro, mientras

mayor sea este valor, mayor es el volumen de hidrocarburo recuperable. En

búsqueda de aumentar este factor se han desarrollado diversos métodos, en el

caso de hidrocarburos pesados, la recuperación térmica.

Uno de los métodos con el cual se obtiene mayor factor de recobro es el

proceso de segregación gravitacional asistida por vapor. Sin embargo, para la

aplicación exitosa del proceso SAGD o cualquier otro método de recuperación

térmica debe tomarse en consideración diversos factores o propiedades que

favorezcan el proceso, para que este sea rentable.

Esta primera parte se enfoca en la identificación de las propiedades de

yacimiento y fluidos, característicos de localizaciones donde se ha aplicado el

proceso de segregación gravitacional asistida por vapor de manera exitosa.

Una segunda parte de esta investigación se apoya en el estudio de

pruebas piloto y diversos autores para establecer criterios de selección de

parámetros de yacimientos y fluidos para la aplicación exitosa de SAGD.

En base a la información obtenida, tanto de pruebas pilotos como

proyectos comerciales en curso se realizó un análisis estadístico de los

parámetros que tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de

petróleo y se determinó un modelo de yacimiento ideal para la aplicación de

SAGD, encontrándose que las propiedades recomendadas son coherentes con

los proyectos efectuados hasta el momento.

En líneas generales, SAGD o proceso de Segregación Gravitacional

Asistido por Vapor fue introducido conceptualmente por Roger Butler y sus

colegas a finales de 1970. La idea básica del proceso es la inyección de vapor

cerca del fondo del yacimiento, este vapor tiende a subir y el condensado

conjunto con el petróleo cae al fondo debido a la gravedad, estos fluidos son

producidos, mientras el petróleo es drenado, el espacio poroso que inicialmente

estaba saturado con petróleo es ocupado por el vapor, el diagrama de la

sección transversal de los pozos se muestra en la Figura 1.

En SAGD, la transferencia de energía a la formación y al petróleo ocurre

por la condensación del vapor en la periferia de la cámara de vapor. El calor

latente liberado por el vapor se transfiere a la formación principalmente por

conducción, por tal motivo el flujo de vapor condensado (agua caliente) y

petróleo ocurre en dirección perpendicular a la dirección del flujo de calor por

conducción.

Las investigaciones iniciales se enfocaron en predecir la tasa de

producción, la ecuación para predecir dicha tasa fue desarrollada por Butler, la

teoría original fue modificada posteriormente para tomar en cuenta aspectos no

considerados en la original.

Figura 1. Sección transversal de la cámara de vapor de SAGD

Mas allá de presentar un análisis matemático riguroso de las ecuaciones

que modelan el proceso de SAGD, se busca dar a conocer las propiedades o

variables y en que magnitud afectan la tasa de producción de petróleo. Además

de aprovechar las investigaciones realizadas por Roger Butler para entender el

proceso físico.

Posterior al modelo analítico desarrollado por Butler, nuevos modelos

han sido propuestos por otros autores, a partir de los cuales se pueden obtener

la relación de vapor/petróleo producido, parámetro que usualmente se toma en

cuenta como límite económico de cualquier proyecto de SAGD.

Es importante conocer la contribución relativa de los parámetros de

yacimiento sobre la decisión final de aplicar o no la tecnología en un área en

específico, un estudio previo considerando esta contribución fue realizado por

Llaguno, donde se estudio la contribución relativa de parámetros tanto de

fluidos como de yacimiento sobre el petróleo producido acumulado.

Debe tomarse en cuenta que este estudio fue realizado en base a

modelos analíticos y cuyos resultados están limitados por las mismas

limitaciones asociados a los modelos empleados.

Se puede observar que las propiedades de los fluidos tiene poca

contribución o efecto sobre la producción acumulada, este resultado concuerda

con el estudio de sensibilidad realizado por Yang empleando simulación

numérica donde la viscosidad no tiene una contribución significante en el

proceso, ya que tanto crudo liviano como pesado, y el bitumen presentan un

comportamiento similar a temperaturas de vapor.

Por otro lado las propiedades del crudo determinan la distancia entre el

inyector y el productor, Butler, en base a sus experimentos, sugiere un

espaciamiento entre pozos en relación a la viscosidad de los mismos como se

observa en la Figura 2, además presenta la opción de colocar el pozo inyector

cerca del tope del yacimiento.

Figura 2. Separación vertical entre pozo inyector y productor.

El efecto que tiene el distanciamiento horizontal entre los pozos en la

producción acumulada debe ser objeto de estudio, en el caso de los

yacimientos presentes en Venezuela, las condiciones a las cuales se encuentra

el crudo (movilidad dentro del yacimiento) nos proporciona libertad en el

distanciamiento entre los pozos, este es un efecto indirecto de las propiedades

de fluido en el proceso de SAGD.

1.1.- Variantes de SAGD: La optimización es parte fundamental de la

ingeniería, la función del ingeniero ha sido el diseño de sistemas más

económicos y eficientes, o mejorar el desempeño de sistemas ya existentes.

SAGD se ha probado a nivel de laboratorio y en campo mediante

pruebas pilotos, el éxito de este proceso ha hecho que sea aplicado en escala

comercial.

En el caso de SAGD la optimización se puede traducir en la reducción

de la cantidad de vapor inyectado por barril de petróleo producido (SOR),

aumentar la tasa de producción, y el recobro final.

1.2.- Criterios de Selección para la aplicación de SAGD: Desde el

éxito de la prueba piloto del proyecto UTF de AOSTRA, se han propuesto

criterios para seleccionar localizaciones en las cuales aplicar SAGD, para

identificar propiedades y valores numéricos que forman parte de estos criterios,

se emplean diversas fuentes de información, como lo son análisis de

simulaciones analíticas, numéricas, experimentos de laboratorio, y estadísticas

de proyectos pilotos exitosos.

Según Donnelly para poder aplicar SAGD, y hacer predicciones

analíticas confiables deben tomarse en cuenta para la formación McMurray los

parámetros mostrados en el Cuadro 1.

Parámetro Valor Condición

Sobrecarga 30 m

Espesor de Arena > 17.5 m con

Menos de 1.5 m continuos de lutita.

Menos de 1.5 m con Sw > 97%

Menos de 5 m con 3% < So < 6%

Cuadro 1: Parámetros para aplicar SAGD en la formación. McMurray

Idealmente el yacimiento debe ser homogéneo verticalmente para

aplicar el modelo analítico. Aunque simulaciones numéricas muestran que poca

variación vertical puede mejorar el desempeño del proceso SAGD.

Kasraie, sugiere que para aplicar SAGD de forma rentable, se debe

tener un mínimo de 10 metros de arena continua, y un mínimo de 100 md de

permeabilidad.

Según Singhal los criterios para aplicar SAGD, son:

Menos de 10 % de arcillas, debido a que estas se hinchan al absorber el

agua fresca que se condesa del vapor.

Acuíferos: Si la cámara de vapor entra en contacto con un acuífero,

parte del vapor inyectado es perdido debido a la alta permeabilidad al

agua.

Efecto de la capa de Gas: la presencia de una pequeña capa de gas

puede prevenir pérdidas de calor a supradyacencia del yacimiento

debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo

una capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la

aplicación de SAGD.

Fracturas: fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio al distribuir

el vapor en el petróleo viscoso, y agregar una transferencia de calor y de

masa.

Adicionalmente Singhal presenta prospectos para los cuales aplicar o no

SAGD.

1.2.1.- Prospecto Atractivo:

Arena fluvial que presenta una secuencia de afinamiento hacia arriba

(canales y depósitos de point bar o dique lateral). Este afinamiento hacia

arriba es importante para confinar el vapor inyectado dentro de la

cámara de vapor.

Stacked sandstone o Arena apilada (fluvial o marino) sin barreras

significativas de lutita entre la arena. La presencia de una buena roca

sello al tope de la arena es importante para el confinamiento del vapor.

Unidades de flujo amplias y continuas.

Arenas con altas razones de permeabilidad (kh/kv).

1.2.2.- Prospecto no atractivo: Con la tecnología actual no es posible

explotar los siguientes yacimientos:

Espesores de arena menores a 5 m.

Regiones con grandes capas de gas o agua de fondo.

Arenas con intercalaciones múltiples de lutitas.

Regiones con cambios significantes y no predecibles de facies entre

arena y lutita.

Regiones con fracturas comunicadas, fallas.

Zonas donde el confinamiento controlado de la cámara de vapor sea

difícil.

Simulaciones realizadas con PRI sugieren los siguientes criterios para

un proyecto exitoso:

Espesor de Arena mayor a 10 metros.

Capa de Gas/Agua de fondo menor a 1m. Si el espesor de arena es

mayor a 20 metros se pueden aceptar mayor espesor de capa de gas o

agua de fondo.

Permeabilidad mayor a 1 Darcy.

El contenido de petróleo móvil por unidad de volumen debe ser mayor

de 500 bbl/acre ft.

A pesar de que este proceso puede ser efectivo en una amplia gama de

viscosidad, una menor viscosidad conlleva a mayor tasa de producción.

Alberta Research Council, propuso como criterios de selección en el

simulador analítico PRIze los datos mostrados en el Cuadro 8.

Profundidad < 4593 pies

Presión Actual < 1530 pies

Viscosidad del Petróleo Vivo < 2000 cp

Permeabilidad Horizontal > 1000 mD

Permeabilidad Vertical > 100 mD

Capa de Gas Baja

Contenido de Arcilla Baja

Fracturamiento Ninguno

Relación Agua Petróleo >10 ft3/ ft3

Espesor de Arena > 49 ft

Porosidad > 0.26

Cuadro 2: Criterios de selección para aplicar SAGD.

1.2.3.- Análisis estadístico: En base a la información obtenida tanto de

pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizo un análisis

estadístico de los parámetros que según Llaguno tienen mayor influencia sobre

la producción acumulada de petróleo.

Figura 3: Histograma de espesores de proyectos SAGD.

Cuadro 3: Analisis Estadistico de espesores de proyectos SAGD

Figura 4: Histograma de Saturación Inicial de Petróleo de proyectos SAGD

Cuadro 4: Analisis Estadistico de saturación inicial de Petroleo de proyectos SAGD

Figura 5: Histograma de Porosidad de Proyectos SAGD.

Cuadro 5: Análisis Estadístico de Porosidad de proyectos SAGD

Figura 6: Histograma de Permeabilidad horizontal de proyectos de SAGD.

Cuadro 6: Análisis Estadístico de la permeabilidad horizontal de proyectos SAGD

Los criterios que han sido propuestos por diversos autores para la

aplicación de SAGD de forma exitosa, están basado en estudios estadísticos,

simulaciones analíticas y numéricas.

Entre los criterios propuestos están criterios cuantitativos que presentan

valores límites para determinadas propiedades, y criterios cualitativos como el

propuesto por Singhal que a pesar de no presentar valores numéricos límites,

presentan características atractivas para la aplicación de SAGD, mostrando

que el afinamiento hacia arriba es una característica de prospecto atractivo,

propiedad de ambiente sedimentario fluvial.

El éxito de un proyecto piloto esta relacionado principalmente con el

cumplimiento del objetivo inicial, el cual puede ser efecto de un parámetro en la

producción de petróleo. El éxito de las pruebas piloto identificadas está

relacionado con la rentabilidad del proyecto, que a su vez relaciona la tasa de

producción de petróleo con la cantidad de vapor inyectado, usualmente se

determina un valor máximo de relación vapor inyectado-petróleo producido

(SOR) como limite económico.

La temperatura inicial del yacimiento, no es un valor que usualmente se

considera en los criterios de selección, aunque mediante el modelo analítico se

sabe que la temperatura inicial del yacimiento es proporcional a la tasa de

producción de petróleo, se observa que el proyecto UTF es el que presenta

menor temperatura de yacimiento con un valor de 7º C.

Aunque no se tiene dato de la densidad de petróleo para el proyecto

UTF, se puede apreciar que la densidad en los proyectos Tangleflags, East

Senlac y de Saskatchewan son muy parecidas con un valor promedio de 11.71

º API.

En cuanto a la profundidad, sólo se dispone de este dato para el

proyecto East Senlac, por lo cual no es conveniente generalizar este valor de

profundidad. Sin embargo, debe tenerse en cuenta el efecto de perdidas de

calor con la profundidad en todo proyecto de recuperación térmica, las pérdidas

de calor disminuyen la calidad del vapor inyectado, inyectar vapor a menos de

100% es un efecto negativo ya que la fracción liquida de un vapor con menos

de 100% de calidad simplemente cae por gravedad y es producida.

Es importante recordar que las propiedades de la roca y fluidos

intervienen en conjunto en la tasa de producción de petróleo, la deficiencia en

una propiedad puede ser compensada por los atributos de otras, por esto

deben realizarse estudios de sensibilidad de cada parámetro de yacimiento y

fluidos en la rentabilidad de un proyecto de SAGD, los valores de los

parámetros identificados en los proyectos pilotos no deben ser usados como

restricción, más bien como guía.

El objetivo de este estudio es la identificación de parámetros tanto de

fluidos como de yacimiento de proyectos donde se ha aplicado exitosamente

SAGD para obtener un criterio de selección, en estos estudios es importante

tomar en cuenta factores de diseño como también económicos ya que éstos

también están relacionados con parámetros de yacimiento, como ejemplo la

influencia la presión inicial del yacimiento, parámetro de que no se toma en

cuenta o no se reporta en la información consultada.

La presión inicial esta relacionada con la presión de inyección, al tener

una presión inicial mayor, el costo asociado a la generación de vapor a una

calidad determinada es mayor al generar esa misma calidad con menor

presión.

1.2.4.- Yacimiento modelo para la aplicación exitosa de SAGD: En

base al estudio estadístico realizado, tomando en cuenta las propiedades

promedio más importantes de los proyectos pilotos se presenta el siguiente

escenario aceptable para el éxito

Figura 7: Modelo de Yacimiento propuesto para aplicación exitosa de SAGD.

1.2.5.- Saturación inicial de Petróleo: Al tener mayor saturación inicial

de petróleo, mayor es el recobro final del mismo, menor energía es perdida por

calentamiento del agua que satura inicialmente la formación, de la misma forma

que el agua es un buen medio para transferir calor por su alto calor especifico,

también es un medio para quitar el calor latente del vapor.

1.2.6.- Permeabilidad: Se recomienda una permeabilidad horizontal de

5.6 D, con una variación vertical de permeabilidad vertical, lo cual favorece el

desarrollo lateral de la cámara de vapor, y adicionalmente disminuye el tiempo

en el cual ésta llega al tope del yacimiento, momento a partir del cual

comienzan las pérdidas de calor a la sobrecarga (overburden), hay que

recordar que muchas variantes de SAGD busca disminuir estas pérdidas.

1.2.7.- Separación Vertical entre los Pozos: Las condiciones

encontradas en Venezuela son diferentes a las de Canadá, la movilidad inicial

de los fluidos dentro de yacimiento no hace necesario precalentamiento para

dar inicio al proceso de SAGD, por lo cual debe estudiarse el impacto que tiene

la separación en el desarrollo de la cámara de vapor y en el recobro final en

vez de la de dar movilidad a los fluidos entre ellos por calentamiento.

1.2.8.- Espesor de Arena: Se sugiere un espesor de arena igual a 20 m,

se observa que esta propiedad presenta una desviación estándar de 6.130, por

lo cual no deben hacerse una generalización en el espesor, aunque espesores

delgados generan mayores pérdidas de calor al aplicar el proceso, y a mayor

espesor mayor es la eficiencia térmica y la vida productiva del proceso.

Identificar las propiedades de yacimiento encontradas en localizaciones

donde se ha aplicado SAGD exitosamente es solo una parte y no asegura por

si misma el éxito del proyecto. Un correcto diseño operacional es igualmente

importante en el éxito del proyecto, se toma como ejemplo el proyecto de

SAGD realizado en Liaohe China [30], el cual fue suspendido debido a 1)

capacidad de levantamiento insuficiente del sistema de gas lift 2) dificultades

en la comunicación entre el pozo inyector y el productor debido al

espaciamiento entre el los mismos.

2.- VAPEX

La inyección de vapor de agua, o Vapex, fue propuesta en 1991 como

una alternativa eficiente y rentable para la producción de yacimientos de crudos

pesados y bitúmenes. Desde entonces se han estudiado varios factores que

determinan el proceso y deben ser tenidos en cuenta al momento de su

aplicación.

La disminución en la producción de crudo convencional y el aumento en

la demanda de combustible en Norte América, han hecho que los depósitos de

arenas petrolíferas in situ y crudos pesados canadienses se proyecten como

una importante alternativa en el suministro de energía fósil. En mayo de 2004,

el Departamento de Energía de Canadá estimó que las reservas remanentes

de bitumen, presentes en las arenas petrolíferas, son de 22,5 miles de millones

de metros cúbicos.

Este bitumen se caracteriza por su alta viscosidad, bajo contenido de

gas en solución y fluidez limitada a condiciones de yacimiento; por este motivo,

su producción es un reto para la industria petrolera en Canadá, enfocada en la

investigación y el desarrollo de tecnologías que permitan el recobro de estos

hidrocarburos en una forma eficiente y económicamente rentable.

En 1991, Roger Butler, de la Universidad de Calgary, propuso una

modificación al proceso SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), que consiste

en inyectar vapor de agua por medio de un pozo horizontal, a un pozo

productor también horizontal. La modificación consiste en inyectar

simultáneamente solvente con agua caliente para la recuperación de crudo

pesado. De esta forma se empezó a desarrollar el proceso conocido como

Vapex (Vapor Extraction), el cual requiere dos pozos horizontales; un pozo

inyector de solvente con agua caliente localizado en el tope de la formación y

un pozo horizontal de producción localizado en el fondo de la formación.

Una investigación realizada por Swapan Das, Ian Mokrys y Roger

Buttler, de la Universidad de Calgary, indica que los costos de operación,

completamiento y los requerimientos energéticos de Vapex son más bajos que

los de procesos de recobro térmico como SAGD e inyección de vapor. Lo

anterior ha permitido que Vapex llame la atención y gane importancia dentro de

la industria de las arenas petrolíferas y lo ha convertido en una tecnología con

gran potencial para ser aplicada exitosamente, incluso en los yacimientos que

tengan alta saturación de agua, baja porosidad y baja conductividad térmica.

Otra de las ventajas de este proceso es que el crudo producido se puede

transportar fácilmente y tiene una buena calidad para ser refinado, ya que el

solvente diluye el bitumen in situ. La popularidad de Vapex ha congregado a un

importante número de investigadores en la industria y en la academia, los

cuales han propuesto y desarrollado variaciones del concepto original como

nuevas alternativas. Por ejemplo, se puede citar a Tawfik Nasr, quien patentó el

proceso ES-SAGD (Expanding Solvent-SAGD), y S. Gupta y colaboradores,

quienes implementaron una prueba piloto del proceso SAP (Solvent Aided

Process) en el campo Christina Lake, de EnCana localizado en Alberta.

Figura 8: Inyección de Vapor mediante proceso VAPEX

2.1.- Factores que afectan el proceso de Vapex

El costo del solvente es el factor económico más importante en el diseño

de Vapex. Estudios experimentales desarrollados por Butler y colaboradores,

en 1995, determinaron que la relación óptima entre solvente y crudo debe estar

dentro de un intervalo de 0,12 m3 a 0,3 m3 de solvente por m3 de crudo pesado.

Los solventes más utilizados en Vapex son propano, butano o mezclas de

propano-butano. Sin embargo, en 1994, Lim G. y colaboradores utilizaron etano

como solvente para estimular la producción de crudo pesado en el campo Cold

Lake, de Imperial Oil.

Otro ejemplo de un solvente innovador se presentó en la Conferencia

Canadiense del Petróleo realizada entre el 7 y el 9 de junio de 2005 en

Calgary, donde A. Cavallaro y G. Galliano, de Repsol-YPF, presentaron

resultados de laboratorio utilizando crudo Llancanelo (campo ubicado en

Argentina, en la provincia de Mendoza) y un solvente con una composición

molar de 44,44% CO2, 2,84% C2, 19,67% C3 y 33,04% C4+. Ellos reportan un

excelente recobro de 82,9 %. Lo anterior es prueba de que el CO2 puede ser

usado efectivamente, al tiempo que reduce el costo del solvente y minimiza las

emisiones de este gas a la atmósfera.

El uso de solventes puede inducir precipitación de asfáltenos y en

algunos casos podría bloquear el flujo de crudo en la formación. No obstante,

este tema es controversial y requiere más investigación. Aunque la mayoría de

científicos coincide en reportar la ocurrencia de precipitación de asfáltenos,

todavía no hay suficiente evidencia para confirmar el bloqueo o la reducción

significativa de la producción de crudo en todos los yacimientos, ya que

depende de las propiedades químicas del solvente y del crudo pesado, y

también de variables como temperatura y presión de yacimiento. Por ejemplo,

en 1994, Das, de la Universidad de Calgary, realizó experimentos con Crudo

Peace River y reportó que el butano no causa precipitación de asfáltenos. Pero

cuando utilizó Crudo de Lloydminster, el butano precipitó un poco de

asfáltenos. Wu y colaboradores, de la Universidad de Alberta, utilizaron un

simulador composicional (Stars) para modelar la precipitación de asfáltenos y

en junio de 2005 reportaron inexistencia de evidencias para demostrar que los

asfáltenos impidan el flujo de crudo en yacimientos donde Vapex es utilizado.

Otros factores que afectan y determinan la eficiencia de Vapex son la

transferencia de masa, la difusión molecular, la dispersión mecánica, la altura

de drenaje, la heterogeneidad de yacimiento, la distancia entre pozos y la

humectabilidad del medio poroso. Aunque existen ecuaciones para modelar

algunos de estos factores individualmente, los modelos desarrollados en

laboratorio para el estudio y la simulación de Vapex aún no han sido

completamente correlacionados o ajustados a las condiciones en campo. Los

resultados obtenidos hasta ahora indican que Vapex es una tecnología apta

para ser implementada en yacimientos de crudos pesados y bitúmenes, no sólo

en Canadá sino que puede ser adaptada en otros países. La aplicación de

Vapex en la industria se encuentra en su etapa inicial y su optimización

depende fundamentalmente de la investigación de factores que hasta el

momento no han sido considerados y que son determinantes en la

implementación del proceso.

3.- INYECCION DE CO2

El Dióxido de Carbono aparece al ser más accesible y a un menor costo

comparado con el metano; y el criterio screening muestra que un importante

porcentaje de yacimientos profundos pueden conocer los requerimientos para

flujo miscible de CO2. La densidad así como la solubilidad del CO2 en petróleo

decrece con la temperatura, así que los MMP (Presión Mínima de Miscibilidad)

requeridos para un crudo dado debe incrementar con aumentos en la

temperatura. Como la temperatura de un yacimiento normalmente incrementa

con la profundidad, los MMP también deben incrementar con la profundidad.

Afortunadamente, la presión requerida para fracturar un yacimiento incrementa

mucho más rápido que la temperatura con la profundidad.

La inyección de CO2 es muy utilizada en la industria petrolera como otro

tipo de recuperación asistida de reservorio saturado, este proceso consiste en

inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles como se

observa en la figura 8. La adición de dióxido de carbono es una de las técnicas

más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El

mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles es:

Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el

crudo,

Aumento del volumen de la fase oleica.

La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el

petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable

ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido

descubiertas y aplicadas:

1. Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, como se

ilustra en la figura 8;

2. inyección de agua saturada con el dióxido de carbono; y finalmente,

3. inyección del gas a presión elevada.

Figura 9: Recuperación Asistida con Inyección del CO2

La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El

volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 MCF por barril de

petróleo recuperado. La factibilidad económica del proceso esta determinado

por los precios locales del CO2.

Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para

diseñar proyectos de inyección de CO2. El comportamiento de fase de la

mezcla CO2 y petróleo es bastante complejo. Cuando altas concentraciones de

CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia de masa de los componentes

entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia de cuatro fluidos

separados y fase sólida.

Usualmente dos fases predominarán: Una fase volátil y rica en CO2 y

una fase menos volátil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a

120ºF, las dos fases son líquidas; a medida que la presión se reduce, los

vaporee se liberan primariamente de la fase rica en CO2. Por encima de 120ºF,

el sistema completo estará en la fase vapor a alta presión y altas

concentraciones de CO2; a medida que la presión se reduce en el sistema, la

fase líquida rica en hidrocarburos puede condensar del gas.

El mecanismo por el cual se desarrolla miscibilidad de múltiple contacto

entre el CO2 y el petróleo es controlado por el comportamiento de la fase

dependiente de la temperatura.

La inyección de CO2 ha sido efectuada bajo un amplio rango de

condiciones de reservorio. Ha sido usado para varios tipos de roca, para un

amplio rango de viscosidad de petróleo, para formaciones delgadas y de gran

espesor y para desplazamiento miscible e inmiscible. Las desventajas del

proceso incluyen problemas de corrosión y la tendencia como consecuencia de

la baja viscosidad del CO2, a canalizar desde el pozo inyector al pozo

productor, reduciendo de esta manera la eficiencia de barrido.

4.- INYECCION DE N2:

Además del gas comprimido, el nitrógeno y el gas flue son los gases

más baratos que puedan ser inyectados, y son considerados juntos porque la

presiones requeridas para un buen desplazamiento son similares, y parecen

poder ser usados intercaladamente como mecanismo de recobro del petróleo;

a pesar de que la inyección de gas flue ha sido exitosa en algunos proyectos,

los problemas de corrosión ligados al bajo costo y mayor disponibilidad del

nitrógeno, han vuelto al nitrógeno mas atractivo; sin embargo, tiene el mayor

MMP, es decir, el desplazamiento miscible solo podría ser posible para

yacimientos profundos con petróleo liviano.

Figura 10: Recuperación Asistida con Inyección del N2

La inyección de gas nitrógeno disminuye la tensión interfacial y mejora la

movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e

inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que

queda en las zonas barridas y no barridas. En general cuando se inyecta

nitrógeno en un yacimiento, este forma un frente miscible por vaporización de

componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, ahora enriquecido en

cierta magnitud, continúa su movimiento en los pozos inyectores y así va

contactando crudo fresco y vaporizando más componentes, lo cual lo enriquece

a medida que avanza el frente. Como consecuencia, el primer frente de gas

puede alcanzar tan alto grado de enriquecimiento que se convierte en solución

o se hace miscible con el crudo de la formación. En esta etapa, la interfase

entre el crudo y el gas desaparece, formándose una mezcla homogénea de

ambos fluidos. Con la inyección continua de nitrógeno se logra desplazar el

frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo un banco de crudo hacia los

pozos productores.

Venezuela está programando el inicio de proyectos de inyección de

nitrógeno en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para

complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural.

Figura 11: Centro de producción de Nitrógeno más grande del mundo. Complejo Cantarell,

Sonda de Campeche, al oeste de la Península de Yucatán, México.

5.- INYECCION DE TAPONES MISCIBLES:

Para entender como funcionan los tapones miscibles, es debemos

comenzar por definir el proceso de desplazamiento miscible, el mismo consiste

en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo

existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se

mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el

medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un

pistón.

El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como

el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las

proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios

contactos y el correspondiente equilibrio de fases.

Ahora bien, el proceso de tapones miscibles consiste en la inyección de

algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto

con este. La figura 1 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por

un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad

de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe

alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el

tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.

Figura 12: Proceso de Invasión con Tapones Miscibles

6.- INYECCION DE GAS ENRIQUECIDO:

La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural

enriquecido con hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es

inyectado y los hidrocarburos intermedios son transferidos desde la fase gas a

la fase líquida dentro del reservorio. En la figura 13 se muestra un caso donde

el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y

este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona

rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los

componentes enriquecidos del gas.

Figura 13: Proceso Miscible con Gas Enriquecido

El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a

alta presión principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios

son transferidos de una fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en

el proceso de gas enriquecido y del petróleo al gas en el proceso de alta

presión.

Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a

alta presión, pero la cantidad de gas enriquecido incrementará con una

disminución en la presión del reservorio. La mínima presión para el proceso es

de aproximadamente 1,450 a 2,800 psi. Ya que el gas muerto (no enriquecido)

es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser inyectado

como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para

gas enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.

Ventajas:

El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el

petróleo residual contactado

Frente miscible formado por petróleo enriquecido

con C2-C5

GAS POBREGAS

ENRIQUECIDO

BANCO DE

PETRÓLEO

PETRÓLEO RESIDUAL

AGUA REMANENTE DE LA INVASION CON AGUA

La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el

yacimiento.

El proceso es más económico que el de tapón de propano.

Se desarrolla la miscibilidad a una presion menor que en el

empuje con gas pobre

El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de

diseño.

Desventajas:

Tiene una pobre eficiencia

Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad.

El costo del gas es alto.

La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

7.- INYECCIÓN DE GAS INERTE:

Hoy en día, se ha implementado una unidad portátil de represurización

TM-98 que amplían la vida útil del pozo, incluso bajo condiciones consideradas

no rentables. El TM-98 se basa en la inyección de gas caliente. Es un inyector

portátil de gas térmico que inyecta gas inerte directamente en la formación para

presurizarla y reducir la viscosidad del crudo, aumentando así la producción. La

unidad puede entregar hasta 1,3 MMMpcd de gas inerte caliente. Este gas

actúa en forma similar al vapor para estimular la recuperación de crudo,

excepto que los gases no se condensan en forma de agua. Además, el dióxido

de carbono, el nitrógeno y el monóxido de carbono utilizados tienen

propiedades que ayudan en el proceso de recuperación del crudo. Permite

también su aplicación en pozos en los que el uso de vapor no es efectivo, como

en formaciones de alto contenido de arcilla, o donde no hay agua prontamente

disponible.

9.- INYECCION DE ALCOHOL

Se han realizado operaciones de campo en las cuales se inyecta alcohol

como solvente en el petróleo, y se ha demostrado que, a pesar del alto costo,

puede ser aplicable comercialmente. Este proceso difiere de los procesos

miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se desplazan si la

concentración de alcohol en el tapón es suficientemente alta. Si esta cae por

debajo de ciertos niveles se pierde la miscibilidad y el proceso se convertiría en

una inyección de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para

empujar el tapón de alcohol.

El uso de alcohol isopropílico esta limitado porque inicialmente es

miscible con el petróleo y el agua connata y, por lo tanto, el contenido de

alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para

mantener la miscibilidad. El uso de cantidades grandes de alcohol parece

prometedor, pero es más costoso.