Inyección Alternada de Vapor

Introducción

La Inyección Alternada de Vapor (también conocida como Inyección Cíclica de Vapor, Remojo con Vapor o Estimulación con Vapor) se descubrió accidentalmente en 1959, durante una prueba piloto de Inyección Continua de Vapor en Mene Grande, Venezuela. Hoy en día, es un método de recuperación térmica ampliamente utilizado en la industria petrolera.

Proceso de Inyección

Este método, muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API, es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo se usa para inyección y producción. El proceso consta de tres etapas:

1. Inyección: Se inyectan aproximadamente 1000 barriles de agua por día en forma de vapor durante dos o tres semanas.
2. Remojo: Se cierra el pozo por unos días para que el vapor condense, pero sin disipar la presión substancialmente.
3. Producción: Se abre el pozo a producción.

Mecanismos de Recuperación

Los mecanismos de recuperación varían según el yacimiento. Existen dos casos extremos:

• Yacimientos con presión moderadamente alta.
• Yacimientos con presión inicial cercana a cero, como es generalmente el caso en yacimientos de crudo pesado.

Una vez lograda la mejora en la movilidad, la fuerza expulsiva que hace que el petróleo fluya hacia el pozo puede ser una de las siguientes:

1. Presión del yacimiento (si existe).
2. Drenaje por gravedad.
3. Compactación de la roca yacimiento.
4. Vapor no condensado.

Proceso HASD

En este proceso, se utilizan pozos horizontales paralelos entre sí y al plano de buzamiento, que drenan el yacimiento alternándose como inyectores y productores durante cada periodo.

• Figura A: Se genera una capa de vapor en uno de los pozos y el otro actúa como productor.
• Figura B: Se intercambian las funciones de los pozos.
• Figura C: Ambos pozos son inyectores de vapor.

Criterios de Diseño para la Estimulación con Vapor

• Petróleo en sitio: Debe ser del orden de 1.200 barriles/acre-pie o más para que el proyecto sea económicamente viable.
• Permeabilidad: Debe ser suficientemente alta para permitir una inyección rápida de vapor y una alta tasa de flujo de petróleo hacia el pozo.
• Temperaturas: Las óptimas son entre 160º y 400º F.
• Viscosidad del petróleo: Es del orden de 4000 cp a condiciones de yacimiento, aunque existen proyectos exitosos con viscosidades más bajas (alrededor de 200 cp).
• Gravedad del petróleo: Es conveniente que esté en el rango de 0º a 15º API.
• Profundidad: La máxima profundidad práctica es de 3.000 pies. Profundidades menores son deseables, ya que las pérdidas en el pozo y las presiones de inyección requeridas serán menores.
• Tasa de inyección de vapor: Debe ser tan alta como sea posible para inyectar el calor requerido (del orden de 10 – 50 BTU/pie de espesor por ciclo) en el menor tiempo posible y así disipar menos calor.
• Espesor de la arena neta: Debe ser mayor a 20 pies. Es conveniente que la presión del yacimiento sea moderadamente alta, aunque existen procesos exitosos con presiones bajas (alrededor de 40 lpc).
• Tiempo de remojo: Es de 1 a 4 días, aunque se han realizado periodos más largos. La producción estimada puede extenderse hasta por 6 meses, aunque en algunos casos dura muy poco.
• Tiempo de inyección: Dura normalmente 3 semanas.
• Número de ciclos: Es normalmente 3, aunque se han reportado casos de hasta 22 ciclos.

Ventajas

• La inyección de vapor es una tecnología bien conocida.
• Es económica.
• Es de aplicación general con pequeños riesgos.
• No presenta problemas mecánicos insolubles.

Desventajas

• Riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing durante la inyección de vapor.
• La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor.
• Una gran cantidad de agua se queda en el yacimiento.
• No conduce a un gran incremento en la recuperación última.
• La expansión térmica puede afectar arcillas sensibles al agua fresca, dañando la permeabilidad del yacimiento.

Inyección Continua de Vapor

Mecanismos de Recuperación

• Reducción de la viscosidad del petróleo, lo cual disminuye el corte de agua y la razón de movilidad agua-petróleo, aumentando la eficiencia vertical.
• Expansión térmica del petróleo, lo cual disminuye la saturación residual de petróleo.
• Destilación con vapor de las fracciones más livianas del crudo.
• Disminución del factor de resistencia relativa al agua (Krw) y aumento del factor de resistencia relativa al petróleo (Kro) debido a las altas temperaturas.

Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso.

Ventajas

• Presenta mayores razones de eficiencia areal, vertical y de desplazamiento que la inyección de agua caliente y fría.
• Actualmente se considera como el único proceso rentable para la recuperación mejorada de petróleo pesado y extrapesado.
• Se tienen mayores tasas de inyección y menores pérdidas de calor que en el caso de la inyección de agua caliente.

Desventajas

• Alto costo del vapor, de las líneas de vapor en superficie y de los pozos térmicos de inyección.
• Posible hinchamiento de las arcillas.
• Fácil canalización del vapor en petróleos muy pesados y viscosos.
• Segregación del vapor hacia la parte superior de la arena en yacimientos delgados donde se está inyectando a través de pozos verticales.
• Producción de ácido sulfúrico en crudos con alto contenido de azufre.