INYECCION DE VAPOR C02. PARA YACIMIENTOS DE CRUDO EXTRAPESADOS

CAPITULO VII

INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

La inyección cíclica de vapor (también conocida como, remojo con vapor, inyección alternada de vapor y estimulación con vapor), es uno de los métodos de inyección de vapor más ampliamente usados en el presente tiempo. Esta popularidad deriva de la fácil aplicación de este método, de la baja inversión inicial y del rápido retorno de la misma. Los resultados del tratamiento son evidentes en pocas semanas, no siendo así, en los métodos del tipo desplazamiento para la recuperación de petróleo, los cuales tardan meses antes de notarse un incremento en la producción.

La inyección cíclica de vapor, básicamente consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas; cerrar el pozo por un corto período de tiempo (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. La Figura 7.1., es una representación esquemática de un proceso de inyección cíclica de vapor.

Una vez que el pozo es puesto en producción, este producirá a una tasa aumentada durante un cierto periodo de tiempo, que en general, puede ser del orden de 4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original. Un segundo ciclo de inyección puede emplearse, y de nuevo la tasa de producción aumentará y luego declinará. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo, el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor.

En la literatura técnica se han reportado casos de hasta 22 ciclos, pero se duda que más de tres ciclos resulten comercialmente atractivos. La Figura 7.2. presenta respuestas típicas del comportamiento de producción en un proceso de inyección cíclica de vapor.

Figura 7.1- representación Esquemática de un Proceso de Inyección Alternada de Vapor.

Figura 7.2.- Repuestas típicas de producción en un Proceso de Inyección

Cíclica de Vapor2.

Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para petróleos pesados (8-15 ºAPI), puede utilizarse también para yacimientos de cualquier tipo de crudo.

Existe poca duda en cuanto al hecho de que la inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción aunque sea por un corto período de tiempo; sin embargo, no está claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación última del yacimiento. Además, se cree que la aplicación intensa de este proceso en un yacimiento, podría hacer imposible o ineficiente el uso futuro de métodos de desplazamiento para la recuperación de petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión in situ, desplazamientos miscibles, etc. Por lo tanto, es importante considerar todos los aspectos de la operación, como también los métodos alternativos de recuperación de petróleo antes de iniciar un proceso de inyección cíclica.

7.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR.

Los mecanismos involucrados en la producción de petróleo durante la inyección cíclica de vapor son diversos y complejos. Sin duda. La reducción de la viscosidad del crudo en la zona calentada cercana al pozo, afecta ampliamente el comportamiento de la producción.

En orden a entender los mecanismos de producción de petróleo por inyección cíclica de vapor, consideremos un pozo inicialmente produciendo a una tasa muy baja (típicamente de 5 a 10 B/D para un petróleo pesado). La tasa de producción inicial incluso puede ser cero en el caso de petróleos muy viscosos (8-15 ºAPI).

El vapor es inyectado en el pozo a una tasa bastante alta (para minimizar las perdidas de calor) por varias semanas. Después de inyectar el volumen deseado de vapor (expresado como barriles equivalentes de agua), el pozo se cierra aproximadamente por dos semanas. Esto es llamado el periodo de remojo (“soak period”), y el propósito es promover una condensación parcial de todo el vapor inyectado para calentar la roca y los fluidos, así como también, permitir la distribución uniforme del calor.

Hasta el presente tiempo, hay diferencias de opinión con respecto a la eficacia del periodo de remojo, especialmente cuando grandes volúmenes de vapor están envueltos, ya que la relativa cantidad de vapor condensado en un corto periodo de tiempo es pequeña por un lado, y el periodo de remojo representa una perdida en la producción de petróleo por otro lado. Sin embargo, el periodo de remojo es una parte integral en un proceso de inyección cíclica.

Durante la inyección de vapor y los periodos de remojo, la viscosidad del petróleo es disminuida dentro de la zona de vapor, ocurriendo expansión térmica del petróleo y del agua.

Antes de poner el pozo en producción, la arena calentada por el vapor contiene petróleo con alta movilidad, vapor y agua. Cuando la presión en la cara de la arena es disminuida como resultado de la producción de fluidos, uno o varios mecanismos ayudan a expeler el petróleo y los otros fluidos al pozo. Si la presión es bastante alta, el petróleo será producido a una tasa mucho mayor que la tasa original como resultado del aumento en la movilidad del petróleo.

Debido a la presurización de la arena, cualquier gas libre es forzado en solución, así, el gas disuelto en el petróleo durante el periodo de producción juega un papel importante en la expulsión del petróleo. Esta fuerza expulsiva debida al gas en solución, será relativamente efectiva solo en el primer ciclo, ya que para el segundo ciclo, mucho de este gas puede haber sido producido.

Si la formación tiene bastante espesor, y pocas barreras horizontales están presentes, el petróleo caliente fluye al pozo debido a gravedad. Una vez que el petróleo drenado de la zona calentada es producido, algún relleno ocurre debido al flujo de petróleo de las formaciones adyacentes frías. Este es el principal mecanismo de producción de las arenas de california (Kern River, Midway-Sunset, etc.).

Otros factores que contribuyen a la recuperación del petróleo en inyección cíclica son: el efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas de los fluidos que fluyen, el efecto del calentamiento mas allá de la zona contactada por el vapor, la imbibición del agua caliente en estratos de baja permeabilidad, resultando flujo de petróleo a los estratos permeables y finalmente al pozo, y la compactación de la roca-yacimiento en caso de existir.

Un índice frecuentemente utilizado en la evaluación de la inyección cíclica de vapor,

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