Marco Teorico

CAPITULO II

MARCO TEORICO

Antecedentes del Estudio

En el año 1959, Shell inició el proceso de estimulación de vapor por accidente en Venezuela, durante la producción de crudo pesado en una inyección continua de vapor en el campo Mene Grande, cerca de la costa oriental del Lago de Maracaibo. Durante la inyección, ocurrió la irrupción de vapor en la superficie, y para reducir la presión de vapor en el yacimiento se dejó que el pozo inyector fluyera en reverso. Resultó que enormes volúmenes de petróleo se produjeran. A partir de este hallazgo se diseñó el proceso de estimulación por Inyección Alternada de Vapor (IAV), se han desarrollado varios modelos matemáticos que describen el fenómeno. Estos comprenden desde complejas simulaciones numéricas hasta simples expresiones analíticas.

En los últimos años, la inyección alternada de vapor (IAV) ha sido uno de los procesos más exitosos para aumentar la productividad de los pozos, sin embargo los proyectos donde es aplicado este proceso también presenta un amplio valor de perdida de calor, resultado de los diferentes factores que actúan en este descenso. El uso de pozos horizontales (PH) se ha convertido en un componente muy importante en los procesos de recuperación térmica.

Ramos, D (2007), Análisis de sensibilidad de los parámetros que afectan el proceso de inyección alternada de vaporen pozos horizontales considerando un ciclo de inyección, Universidad Central de Venezuela

Coraspe, C (2011), Evaluación del Proyecto Piloto de Inyección Alterna de Vapor en el Yacimiento Ofi Inf SDZ - 2X 1 A Área Este de Reserva del Campo Zuata Principal, Distrito Cabrutica, Universidad de Oriente Núcleo - Monagas

González, A (2008), Determinación de Tasas de Producción y Pérdidas de Calor en los Pozos Horizontales Asociados al Proyecto de Inyección Alternada de Vapor Orocual Somero (P.I.A.V.O.S.), Universidad de Oriente Núcleo -Monagas.

Bases teóricas

Procesos de recuperación mejorada

Los procesos de recuperación mejorada de petróleo, con sus siglas en ingles EOR, involucra todos aquellos procesos donde se recupera mas petróleo de un yacimiento del que se podría extraer o recuperar utilizando métodos primarios.los procesos EOR se han utilizado comúnmente como una continuación de la recuperación secundaria, por lo que se han denominado también procesos de recuperación terciaria. El atractivo de estos métodos es que en los yacimientos que han sido aplicados aun quedan más de la mitad de las reservas de petróleo, pero hay que tomar en cuenta aplicación de estos métodos van a depender del precio del petróleo, de las ganancias que se van a obtener, debido a que esta tecnología es muy cara y compleja.

Se estima que los procesos EOR presentaran el 50% de la producción mundial para el año 2020. Estos procesos involucran los convencionales (desplazamientos miscibles, inyección de químicos, etc.) y los no convencionales o térmicos los cuales involucran, inyección continua de vapor, inyección alterna de vapor, inyección de agua caliente. En Venezuela el proceso dominante es la inyección cíclica de vapor con una producción cercana a los 200.000 BPD, destacándose las producciones de los Campos Lagunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han generado ganancias extraordinarias para el país.

Cabe mencionar que 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. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos.

Objetivos de la aplicación de los métodos EOR

En términos generales, el objetivo primordial de una proceso EOR se centra en la recuperación del petróleo que se queda en la roca y no pudo ser desplazado con la energía natural del yacimiento o por recuperación secundaria (inyección de gas o inyección de agua). Teóricamente en una roca humectada por agua, todo el petróleo puede ser desplazado por la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es suficientemente alto. En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también de la razón de movilidad”

Clasificación de los métodos EOR

Existen diversos métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no lo aplican, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados y extrapesados, mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.

También se han diseñado métodos EOR los cuales son combinaciones de otros, un ejemplo de ello es la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. De igual forma se han sugerido y probado muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.

1. Métodos no convencionales no térmicos

Los métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los miscibles.

1.1. Invasiones químicas

La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no se encuentran en los yacimientos.

1.1.1. Invasión con polímeros

La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, con esto se logra una mejora en la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido mas completo que en la invasión con agua convencional.

1.1.2. Invasión con surfactantes

El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. También con este método se puede mejorar la eficiencia de barrido volumétrico.

Generalmente para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos, siendo los más usados, amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio, junto con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación.

1.1.3. Invasiones

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