La inyección de vapor se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: inyección continua e inyección alternada

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- TIPOS DE INYECCIÓN DE VAPOR.

La inyección de vapor se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: inyección continua e inyección alternada.

- INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR.

La inyección continua de vapor es un proceso por el cual se suministra calor al yacimiento para incrementar su temperatura y aumentar la energía necesaria para desplazar el crudo. El vapor inyectado al yacimiento transmite calor a la formación y a los fluidos que esta contiene. La inyección de vapor es el método de recobro terciario más utilizado actualmente. El proceso involucra la inyección de vapor generado en superficie o en el fondo de pozo. Su principal objetivo es mejorar el factor de recobro. El primer reporte que se tiene de inyección de vapor ocurrió en 1934 en el Campo Woodson- Texas en Estados Unidos, donde se realizó una prueba piloto por 235 días, durante los cuales se inyectó vapor a una formación cuyo espesor eran 18 pies y estaba a 380 pies de profundidad, resultando en el aumento en ocho veces de la tasa de producción.

El éxito de la tecnología se logra mediante la reducción de la viscosidad del crudo, lo que permite mejor flujo del crudo a través del aumento de la relación de movilidad, hacia los pozos productores. La efectividad del método se basa en el incremento del recobro mediante varios puntos:

- Reduce la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al petróleo (Kro).

- Incrementa la eficiencia del barrido de fluidos.

- Permite la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de hidrocarburo, que luego se convierten en condensados y pueden ser producidos.

- Provee un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se desplaza y lleva al crudo hacia los pozos productores.

El proceso depende de los siguientes parámetros:

- Cambio de las propiedades, a condiciones de yacimiento, del crudo. Se observa el cambio de comportamiento de fases, densidad, viscosidad, compresibilidad, composición y propiedades PVT de los fluidos presentes.

- Propiedades de la roca tales como permeabilidad absoluta, porosidad y compresibilidad.

- Propiedades de interacción roca fluido, afectadas por el incremento de la temperatura, como tensión interfacial (disminuye), permeabilidad relativa (Kro aumenta), presión capilar (disminuye para sistemas agua- petróleo), mojabilidad (el agua moja más a la roca debido el descenso entre el ángulo de contacto crudo-agua).

- Propiedades térmicas de la formación y los fluidos que contiene como calor específico, conductividad térmica, coeficiente de expansión térmica y los cambios que se producen con el incremento de la temperatura.

- Condiciones del yacimiento y sus alrededores, como saturación inicial de crudo, formaciones adyacentes, heterogeneidad, presión y temperatura del mismo.

- Geometría del flujo, patrones de flujo, espaciamiento, localización y espesor inyección-producción.

- Condiciones relacionados al programa implementado como tasa de inyección de vapor, presión y calidad del vapor, cantidad acumulada de vapor, etc.

El proceso consiste en lo siguiente, se cuenta con un pozo inyector y un pozo productor, desde el pozo inyector se le inyecta a la formación vapor que ha sido generado bien sea en superficie con equipos destinados a esta labor (generadores de vapor) o con el uso de generadores especiales en el hoyo, que mediante combustión calientan el agua suministrada y proveen el vapor para la técnica. Al llegar a la formación el vapor se mueve a través de los poros interconectados y en las zonas más cercanas al pozo el crudo se vaporiza y es empujado hacia adelante; parte del crudo no es removido, sin embargo el crudo remanente estará a mayor temperatura. A medida que avanza el frente de crudo también avanza el frente de vapor, parte del cual eventualmente se condensará debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. El agua condensada se encontrará a la misma temperatura del vapor y generará un banco de condensado caliente, que permite el empuje de parte del crudo a medida que se enfría y llega a la temperatura de yacimiento, punto desde el cual se incorpora como influjo de agua. Esto define 3 zonas principales en el área de influencia del vapor. La zona de vapor donde predomina el efecto de la destilación. La temperatura del yacimiento es casi igual a la del vapor y solo se mueve el petróleo gaseoso que ha sido vaporizado y el agua, el líquido permanece inmóvil. La temperatura del vapor permanece casi constante, disminuyendo en la dirección del flujo. La temperatura y la presencia de la fase de vapor permite que las fracciones más livianas se vaporicen y muevan hasta el banco frio de crudo, dejando atrás a las fracciones más pesadas, cuya saturación puede quedar en 15 por ciento, dependiendo de su viscosidad y de la temperatura del vapor. En esta zona ocurre un empuje por gas. Se estima que se puede aumentar en 20 por ciento el recobro debido a esta zona y se logra enriquecer el crudo.

En la zona de agua caliente la expansión térmica del petróleo toma lugar, haciendo que el crudo se expanda y se mueva, disminuyendo la saturación residual. Si la viscosidad del crudo disminuye con la temperatura, el influjo de agua caliente será un método eficiente de recuperación.

Luego se presenta la zona de agua fría, el recobro de esta zona está determinado principalmente por las propiedades térmicas del crudo. La expansión térmica del crudo se encarga de aportar entre el 3 y 5 por ciento del recobro; el desplazamiento del crudo depende básicamente de la reducción de la saturación residual con la temperatura, esto puede traer entre 10 y 20 por ciento del recobro en las zonas no barridas por vapor, aquí también se condensa las fracciones vaporizadas anteriormente. En la zona fría el recobro es similar al influjo de agua y la saturación residual de hidrocarburo queda entre 20 y 25%.

- VENTANA DE APLICACIÓN

Se prefiere a los yacimientos someros debido a que se minimizan las pérdidas de calor a través del pozo; formaciones más profundas poseen mayor temperatura y no se aprovecha del todo el calor del vapor. La presión es mayor en yacimientos más profundos por lo que se necesita suministrar más calor y se aumentan el riesgo de fallas operacionales. De acuerdo a Abdus y Thaker (1994) el rango de profundidades que