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Capitulo IV

La Inyección Alterna de Vapor

En el presente capitulo se estudiara todo lo relacionado con la aplicación de la inyección alterna de vapor, la cual es hoy día, uno de los métodos mas usados para la recuperación de crudos pesados. Los resultados son evidentes en pocas semanas, a diferencia de los otros métodos empleados, los cuales tardan meses en mostrar incrementos en la producción. Este método consiste básicamente en inyectar vapor dentro de una formación de crudo viscoso por un periodo específico de tiempo, permitiendo que el calor remoje los fluidos contenidos en el yacimiento por varios días. Su principal objetivo es brindar energía a la formación y permitir que la roca actúe como un intercambiador de calor, almacenando el calor inyectado, el cual permite disminuir la viscosidad del crudo que fluye en la región calentada1. Su popularidad proviene principalmente de su sencilla aplicación, de la baja inversión inicial y del rápido retorno de la misma. Esta factibilidad económica, será estudiada durante el desarrollo de este capitulo, analizando su rentabilidad desde un punto de vista probabilístico. Una vez efectuado el proceso de inyección, y el pozo puesto en producción, este producirá a una tasa aumentada durante un cierto periodo de tiempo, que en general, puede ser de 4 a 5 meses y luego declinará a su producción original. Un segundo ciclo de inyección puede emplearse, y de nuevo la tasa de producción aumentará, para luego declinar. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo, el petróleo recuperado en cada ciclo será cada vez menor. Este proceso lo estudiaremos con mayor detalle durante el desarrollo de este capitulo, así como también los procedimientos técnicos y operacionales requeridos para instalar cada uno de los métodos de instalación, y los equipos y cálculos necesarios para conseguir un buen monitoreo del mismo. a. Economía y Rentabilidad de la IAV Muchos factores son considerados al momento de determinar que tan rentable puede resultar la inyección de vapor. Algunos de estos factores son: la inversión requerida para su instalación, precio de venta del crudo, costo de producción por barril, costo de cada tonelada de vapor inyectado, etc.

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La evaluación económica representa una herramienta de ayuda en la toma de decisiones, pues ofrece criterios económicos que permiten jerarquizar los proyectos o alternativas con el fin último de maximizar los beneficios. Para analizar la economía de la IAV, los conceptos de valor presente neto (VPN) y tasa interna de retorno (TIR) pueden ser empleados. Como todos sabemos el VPN es el valor actual equivalente de un flujo de caja futuro descontado a una tasa dada, si VPN es mayor que cero, entonces un proyecto se considera rentable, y la TIR, es la tasa de descuento que iguala el valor presente neto a cero, es una medida del máximo rendimiento esperado sobre los saldos no recuperados. Tasas internas de retorno por encima de un 15% son indicativas de que un proyecto resultará rentable. Estos indicadores pueden ser calculados de la siguiente forma:

( )

++−=

ni1

Gan*365invVPN (4.1)

( )

−

= 1

InvGan

TIR365

1

(4.2)

Donde: Inversión: Costo por la instalación antes y después de la inyección, en MMBs. Ganancia: Diferencia entre la producción de crudo anual después de inyectado el pozo y la producción anual antes de la inyección, en MMBs. i: Tasa de descuento anual (10%) n: Horizonte Económico De esta manera es posible determinar un valor de VPN y de TIR para cada pozo, los cuales nos indicaran la rentabilidad de la inyección. Estos indicadores permiten estructurar la información sobre una base objetiva, de forma tal que pueda ser usada para el análisis racional desde un punto de vista tanto técnico como económico (Ver Fig 4.1).

Fig 4.1 Flujo de Caja

Capítulo 4 - La Inyección Alterna de Vapor

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Es importante resaltar que la inversión va a variar dependiendo del método de instalación bajo el cual el pozo haya sido inyectado, así como también, se debe tener presente que a la ganancia obtenida, es necesario descontarle los gastos requeridos para producir cada barril adicional y para generar cada tonelada de vapor que se va a inyectar. Al momento de comparar la rentabilidad entre un método y otro, se debe tomar en cuenta la diferencia entre la inversión requerida para el método anular y el resto de los métodos, ya que el primero no requiere la entrada de una maquina de subsuelo, una vez que el pozo no pueda producir sin el equipo de bombeo, por lo tanto resulta conveniente para este caso incluir una inversión adicional, previendo de esta forma ser optimistas con este método, y tomando la precaución de las posibles fallas mecánicas que pueda presentar el equipo de bombeo una vez que es sometido al calor generado por la inyección. Para entender con mayor claridad lo anteriormente expuesto, se muestra el siguiente ejemplo. Ejemplo 4.1 Se desea determinar la rentabilidad del ciclo de inyección efectuado al pozo XX-0881. Su producción anual antes de la inyección fue de 20MBLS, y posterior a la inyección el pozo acumuló una producción de 110MBLS. El pozo se inyectó de forma anular, y recibió un total de 5000 toneladas de vapor. Calcular el VPN y la TIR. Definir si la inyección fue rentable o no?. 1. Se toma como inversión el costo por la instalación anular, un total de 8MMBs.y asumiendo una entrada de máquina adicional para cambiar la bomba de subsuelo de 8 MMBs, se obtiene una inversión total de: MMBS16MMBs8MMBs8inversión =+= 2. Restando a los barriles generados después de la inyección la producción en frío, y asumiendo que cada barril puede ser vendido por la cantidad de 12$, una paridad cambiaria de 1600Bs/$, tenemos una ganancia de:

( )( )

día/MMBs73.4$Bs

1600*Bl$

12*1000*365

MBls20110)MMBs(Gan =−=

Cabe destacar que a esta ganancia debemos descontarle los egresos necesarios para producir cada barril de crudo (2000Bs/Bl), así como también los egresos requeridos para generar una tonelada de vapor inyectado (3000 Bs/ton), obteniendo entonces una ganancia neta de:


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sMMBsanuale1321ton1

Bs3000*ton5000

Bl1Bs2000

*MBls195365*día/MMBs73.4neta.Gan

=

−−=

Quedando entonces una ganancia neta diaria de 3.62 MMBs/día. 3. Con una tasa de descuento anual de 10%, entonces se obtiene:

( ) MMBs118510.01

día/MMBs62.3*365MMBs16VPN =

+

+−=

( )

%2710100*365*1MMBs16

día/MMBs62.3TIR

3651

=

−

=

Para la inyección del pozo XX-0881, se obtiene un VPN mayor que cero, y una tasa interna de retorno mayor de 15%, por lo tanto la inyección de dicho pozo resultó rentable. Este mismo procedimiento puede ser empleado para cada pozo que haya sido sometido a inyección de vapor. La selección de los pozos puede hacerse bien sea, por periodos de tiempo, por sector o área, por planta de generación de vapor, por ciclo de inyección etc., permitiendo este análisis definir que áreas resultan más rentables, con cual planta de inyección obtengo mejores resultados, hasta qué ciclo podemos inyectar sin generar pérdidas, etc; y de esta forma dirigir el esfuerzo hacia las áreas que muestren mayor prospectividad desde el punto de vista económico. Para facilitar este análisis es posible emplear técnicas probabilísticas que nos permitan concluir de una forma más rápida y sencilla, mediante la obtención de los patrones de comportamiento de la TIR. Bermúdez, F. y González, K.2, mediante el uso del Cristal Ball, determinaron a partir de los valores de TIR y el índice de ganancia anual de vapor, las probabilidades de que la inyección alterna de vapor resultará rentable o no, obteniendo para todos los escenarios, probabilidades de éxito por encima del 70%. El índice de ganancia anual de vapor está directamente relacionado con la economía de este proceso. Dicha relación está definida como la relación entre la ganancia de petróleo obtenida después de la inyección y el vapor inyectado expresado en toneladas. Se determinó para cada caso, una ecuación que relacionara TIR e índice de ganancia anual de vapor (Ec. 4.3). Dicha ecuación permitió al Cristal Ball realizar las iteraciones


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correspondientes y de esta forma determinar el porcentaje de probabilidad de éxito para cada caso.

b)IGAVln(aTIR ±= (4.3)

Fig 4.2. Distribución de probabilidad (Cristal ball) Los resultados permitieron analizar la rentabilidad de cada uno de los diferentes métodos de instalación, mostrando el método anular los mejores resultados, a pesar de que a este método le fue incluida una inversión adicional. También se comparó la rentabilidad obtenida para cada ciclo, obteniendo menores probabilidades de éxito a medida que aumentaba el ciclo de inyección. Este tipo de análisis permite determinar el rendimiento económico de cualquier proyecto, con el objetivo principal de detectar oportunidades que permitan mejorar los procesos ya existentes. I. Energía requerida y recuperación por ciclo. La energía requerida por un pozo, que va a ser sometido a un proceso de inyección es un parámetro difícil de obtener. Esta comúnmente viene expresada en términos de Btu. El efecto beneficioso de la inyección de vapor depende principalmente de la cantidad de calor transferido a la formación y del volumen poroso barrido por la inyección. Para evaluar este efecto la cantidad de calor perdido a los estratos adyacentes debe ser conocido. Los primeros resultados de modelos matemáticos de transferencia y pérdidas de calor en la formación fueron publicados por Lawerier (1955), Marx y Langenheim (1959), Rubinstein (1959) y Willman (1961)3. Los resultados de Marx y Langenheim son útiles para describir características importantes sobre el calentamiento de yacimientos. Ellos consideraron la inyección de fluidos calientes en un pozo a tasas y temperaturas constantes. Aunque reconocieron la presencia de una zona de transición de temperatura radial, asumieron la temperatura de la zona calentada en cualquier punto igual a la temperatura del fluido inyectado Tidh y la temperatura del yacimiento fuera de la zona calentada igual a la temperatura inicial Ti. En su desarrollo no consideran variación de la temperatura dentro del volumen calentado, ni vertical ni horizontalmente4. Un balance de calor en un yacimiento horizontal de propiedades uniformes y constantes viene dado por:


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litR2

i QdtdA

T*h*M*acre/pie560,43Q +∆= (4.4)

Donde el término MR*h*∆T representa la cantidad de energía requerida para llevar un volumen de yacimiento de un área dada A, espesor ht, y capacidad calorífica MR a una temperatura iT∆ por encima de la temperatura inicial del yacimiento. También, iQ es la tasa constante de calor inyectado, Ql es la tasa total de calor perdido en los estratos subyacentes y suprayacentes, y dA/dt es la tasa de crecimiento de la zona calentada. La tasa total de pérdidas de calor Ql y el crecimiento de la zona calentada aumenta con el tiempo. Marx y Langenheim asumen que las pérdidas de calor del yacimiento son solo por conducción vertical dentro de las formaciones adyacentes. Sus resultados definen la tasa total de pérdidas de calor como:

( )Dt

il terfce1QQ D−= (4.5) donde tD es el tiempo dimensional dado por:

thα

MM

4t2t

S

2

R

SD

= (4.6)

y erfc(x) es la función de error complementaria:

( ) ∫∞

−=x

S dseπ2

xerfc2

∫∞

−−=x

S dseπ2

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( )xerf1 −= (4.7) donde erf(x) es la función error. α es la difusividad térmica y el subíndice S se refiere a las formaciones subyacentes y suprayacentes, para las cuales se asume las mismas propiedades térmicas. Farouq Ali ha mostrado que cuando las propiedades térmicas de las formaciones vecinas difieren, valores promedios podrían ser usados para determinar SSαM . Otros resultados obtenidos por Marx y Langenheim se muestran a continuación: 1. El área de la zona calentada es:

GMαT4

h*M*Q560,43pie/acre

A 2SSi

tRi2

∆

= (4.8)

2. La tasa de crecimiento de la zona calentada es:

Dt

tRi

i2

terfcehMT

Q560,43pie/acre

dtdA

D

∆

= (4.9)

3.El calor remanente en el yacimiento es:

GMα4hMQ

Q 2SS

2t

2Ri= (4.10)

4. Las pérdidas de calor acumuladas en las formaciones adyacentes son:


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QtQQ il −= (4.11) 5.La fracción del calor inyectado remante en el yacimiento, cantidad conocida como eficiencia calorífica del yacimiento, es:

Dih t

GQQE == (4.12)

6. La función G que aparece en varias de estas ecuaciones esta dada por:

DtD terfce1

πt

2G D+−= (4.13)

Cada una de estas variables, cambia con tiempo. Los valores de Eh, G, Dterfc son presentados en la tabla 4.1 para un rango de valores de tD.

Tabla 4.1 Funciones Auxiliares

tD Eh G erfctD 0,00 1,0000 0 1,0000 1,0000 0,01 0,929 0,0093 0,8965 0,9887

0,0144 0,9167 0,0132 0,8778 0,9837 0,0225 0,8959 0,0202 0,8509 0,9746 0,04 0,8765 0,0347 0,809 0,9549

0,0625 0,8399 0,0524 0,7704 0,9295 0,09 0,8123 0,0731 0,7346 0,8987 0,16 0,7634 0,1221 0,6708 0,821 0,25 0,7195 0,1799 0,6157 0,7237 0,36 0,6801 0,2448 0,5678 0,6107 0,49 0,6445 0,3158 0,5259 0,4883 0,64 0,6122 0,3918 0,4891 0,3654 0,81 0,5828 0,4721 0,4565 0,252

1 0,556 0,556 0,4275 0,1573 1,44 0,5087 0,7326 0,3785 0,0417 2,25 0,4507 1,0143 0,3216 0,0015

4 0,378 1,5122 0,2554 0,0000 6,25 0,3251 2,0318 0,2108

9 0,2849 2,5641 0,179 16 0,2282 3,6505 0,137 25 0,1901 4,7526 0,1107 36 0,1629 5,863 0,0928 49 0,1424 6,9784 0,0798 64 0,1265 8,0907 0,07 81 0,1138 9,2177 0,0623 100 0,1034 10,3399 0,0561

Dt terfce D


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La eficiencia calorífica definida en la ecuación 4.12 es graficada en la Fig 4.3, como una función del tiempo dimensional tD. La función G definida en la ecuación 4.13, la cual es requerida para determinar el área de volumen calentado y el calor contenido puede ser encontrado multiplicando Eh por tD.

Fig 4.3 Distribución de calor entre el yacimiento y

las formaciones adyacentes

Carcoana A3. muestra una ecuación para determinar el radio calentado en función de la energía requerida, de la capacidad calorífica, del espesor y de las temperaturas del vapor y del yacimiento. Para seleccionar la cantidad de energía requerida en un pozo determinado, posiblemente la mejor guía pueda ser el radio calentado que se desea obtener.

h)TTs(MsπQf

rh−

= (4.14)

donde: Qf: energía requerida por la formación, BTU Ms: Capacidad calorífica por pie3 de roca saturada con vapor, Btu/pie3*ºF (32-38 Btu/pie3*ºF) Ts: Temperatura del vapor, ºF


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T: Temperatura del yacimiento, ºF h: espesor de la formación. La aplicación de esta ecuación aparenta ser un procedimiento más sencillo que el anteriormente explicado. Asumiendo que se desea calentar el radio de drenaje del pozo, y este dato esta disponible, es posible determinar a partir de la ecuación anterior un estimado de la energía requerida para calentar dicho radio. El cálculo de esta energía para ciclos sucesivos al primero se puede realizar de una manera similar, con la diferencia de que es necesario tomar en cuenta el calor residual en el yacimiento durante el ciclo anterior. Esta energía remanente se puede calcular por la siguiente ecuación:

( )ypromS2hr TThMrπQ −= (4.15)

Donde: Tprom: temperatura promedio del yacimiento al comienzo de un nuevo ciclo, ºF Una forma aproximada de tomar en cuenta esta energía, es sumándola al calor inyectado durante el ciclo siguiente, suponiendo que el yacimiento se encuentra a la temperatura original. II. Medición de la energía inyectada. El instrumento mayormente empleado para medir volúmenes de líquido y vapor es el medidor de orificio. Estos al ser instalados correctamente y brindarles un mantenimiento adecuado proveen exactitudes con errores aproximados de 2%5. Para calcular el volumen de un fluido que pasa por un medidor de orificio es necesario conocer:

• Presión diferencial • Presión estática • El tamaño del orificio • El diámetro de la línea

Si se coloca un estrangulador en la línea de flujo, se produce una disminución de la presión después que el fluido haya pasado por el estrangulador; la diferencia de presión antes y después de pasar por el estrangulador es conocida con el nombre de presión diferencial, y está relacionada con la tasa de flujo de la siguiente manera: la diferencia de presión de un fluido al pasar por un estrangulador en una línea de flujo, es proporcional al cuadrado de la velocidad del fluido. Para lograr esta diferencia de presión se usa un disco o placa de orificio. La presión estática se puede conocer antes o después de que el fluido pase por el orificio. Ambas presiones son registradas en cartas circulares o discos de papel. En pozos sometidos a inyección alterna de vapor, se colocan diariamente estos discos, en los cuales se registra el caudal de vapor que entra, y la presión a la cual se está inyectando. Los dispositivos en los cuales son colocados dichos discos disponen de dos plumillas, una roja y una azul. La plumilla roja registra la presión de inyección, y la azul, el caudal de vapor inyectado


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(Ver Fig. 4.4). Esta lectura se promedia con un planímetro y es introducida en un sistema que permite totalizar la energía que entra al yacimiento. Dicha energía se va totalizando hasta que el pozo ha acumulado la energía requerida calculada.

Fig 4.4. Medidor de Orificio

La ecuación 4.16 puede ser usada para calcular la tasa de flujo de vapor, mediante el uso de un factor de vapor, Fs. Este factor toma en cuenta las correcciones por volumen y densidad a las condiciones de presión y temperatura del vapor5. (Ver apéndice)

arsbw FFFfFhhr/lb = (4.16) Donde: hw: medida de la presión diferencial a través de la placa de orificio, plg de Hg a 60ºF. Fb: factor de orificio. Fs: factor de vapor. Fr: Factor número de Reynolds. Fa: Factor de expansión térmica del orificio. Una vez que la energía requerida calculada es obtenida se procede al cierre de la inyección de vapor y se inicia el periodo de remojo.


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b. Proceso de recuperación por I.A.V. El proceso de inyección alterna de vapor, también llamado remojo con vapor, es uno de los métodos de recuperación mas usados en pozos que producen petróleo de baja gravedad API, es decir, crudos con alta viscosidad. Es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción. El método consiste en generar vapor a alta presión, distribuirlo a través de una red de tuberías e inyectarlo al yacimiento por dos o tres semanas, después del cual el pozo es cerrado por varios días. Posterior a este periodo de cierre el pozo será producido por unos cuantos meses, hasta que su producción decline y sea necesario un nuevo ciclo de inyección. Entre sus ventajas y desventajas podemos mencionar el bajo costo de probar y desarrollar el proceso en el campo, comparado con los otros procesos térmicos alternativos, y el riesgo de que la expansión térmica cause daños al revestidor mientras el vapor esta siendo inyectado6. Debido a la alta temperatura generada por el vapor durante la inyección, los pozos que se van a someter a este proceso deben cumplir ciertas condiciones mecánicas, es decir, su ensamblaje debe garantizar tolerancia a temperaturas y presiones elevadas. La completación típica de los pozos pertenecientes a la Costa Bolívar consiste en un revestidor de 7 o 9 5/8”, cementado desde el tope de las arenas del Post-Eoceno hasta la superficie y abarcando la sección de arenas un forro ranurado de 5 ½ o 7”, empacado con grava en un hueco ampliado de 13 a 15”. Lamentablemente no todos los pozos llenan estas condiciones, ya que algunos de ellos no tienen el revestidor cementado hasta la superficie, condición esta desfavorable para pozos a los cuales se les inyectará vapor a alta presión. En base a esto las completaciones deben llevar revestidores de acero resistentes ( Grado N-80 en vez de J-55 o H-40), y ser cementados hasta la superficie usando cementos mas resistentes a la temperatura. En caso de ocurrir una falla, el riesgo de una irrupción de vapor es alto, ya que el revestidor superficial generalmente se coloca a 150’ de profundidad7. Cuando se usan presiones de inyección que exceden los 1000 lpc y donde el revestidor no se encuentra cementado hasta la superficie, es recomendable usar sartas aisladas para evitar el contacto directo del vapor con el revestidor. Esta sarta consiste en tubería de producción equipada con una camisa exterior y material aislante (silicato de calcio) entre tubería y camisa, protegiendo de esta manera el revestidor de posibles roturas por la alta temperatura. Sin embargo la necesidad de


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esta sarta ha ido disminuyendo con el tiempo, ya que las presiones de formación son menores y las condiciones mecánicas de los pozos han mejorado. Otra condición importante a la hora de seleccionar un pozo al cual se le inyectará vapor es su ubicación geográfica. Es necesario tener presente las facilidades de inyección cercanas al pozo, es decir, definir si este se encuentra cercano a una planta de generación de vapor y si es razonable la cantidad de línea de distribución a tender para poder llevar a cabo la inyección. Pozos que no se encuentren en ubicaciones cercanas a alguna planta, pueden ser inyectados con plantas satélites. Es importante destacar que no se recomienda inyectar pozos en cuyo historial exista presencia de arena, a menos que este se haya sometido a una limpieza y en los trabajos posteriores no se reporte presencia de finos, así como tampoco es recomendable inyectar pozos que tengan evidencias de obstrucción causada por alguna herramienta u objeto que se haya quedado atascada en algún trabajo anterior (pescado). i. Etapas Una vez que el pozo es analizado y seleccionado como un buen candidato para ser sometido a inyección de vapor, se procede a instalar el equipo necesario para que este reciba el calor necesario. A continuación se detallan cada una de las etapas requeridas para llevar a cabo la inyección. 1. Preparación Una máquina de subsuelo se encarga de instalar en el pozo el equipo necesario para inyectar el vapor. Cuando la máquina culmina su trabajo, deja el pozo esperando por el tendido de las líneas que permitirán transportar el vapor desde la fuente de generación hasta el cabezal del pozo, para luego instalar el equipo que permitirá determinar la cantidad de energía en forma de vapor que recibirá, y la presión de inyección. Una vez que las conexiones se han efectuado, se procede a permitir el paso de una mínima cantidad de vapor, con la finalidad de que el calentamiento del sistema sea gradual, evitando posibles roturas de la tubería, o más frecuente aún desasentamiento de la empacadura térmica. Durante esta fase el agua contenida en el espacio anular se evapora y escapa a la atmósfera7. 2. Inyección La segunda etapa de un proceso de I.A.V es la inyección como tal. Esta se inicia una vez que termina la fase de preparación. Gradualmente se abre la inyección de vapor hasta obtener una tasa de inyección óptima. De esta tasa de vapor que el pozo recibe diariamente va a depender la duración de la etapa de inyección. Dicha tasa es función de la presión a la cual se está inyectando, la cual es importante monitorear


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diariamente ya que esta última se debe mantener por debajo de la presión de fractura de la formación, para de esta forma evitar posibles irrupciones de vapor. Durante esta fase el vapor inyectado a la formación de crudo viscoso, permite que el calor penetre dentro de la roca yacimiento por varios días (Ver Fig. 4.5).

Fig. 4.5 Etapas de un proceso de I.A.V.

Para los campos de la Costa Bolívar el promedio de vapor inyectado por pozo es de 4000-5000 toneladas para pozos verticales, y 8000 para pozos horizontales. El vapor que entra al pozo es medido diariamente. Este se va totalizando hasta completar la energía requerida por el pozo. También existen casos de 2500-3000 toneladas. Este tipo de inyección es conocido como mini-ciclos y se aplican en caso de requerimientos de producción adicional al menor tiempo posible. Una serie de problemas operacionales pueden surgir durante esta fase, muchos de los cuales se originan debido a las altas presiones y altas temperaturas de inyección empleadas. Los principales problemas encontrados son:

• Fallas de las empacaduras de inyección • Tubería partida, doblada o colapsada • Forros ranurados dañados • Irrupciones de vapor originada por fracturamiento de la formación.

Estos inconvenientes podrían ser evitados mediante el uso empacaduras aptas para resistir altas temperaturas y mediante la presencia de personal capacitado al


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momento de su asentamiento, monitoreo de las presiones para evitar colapsamientos de las tuberías de revestimiento o de inyección, etc. Una vez que es obtenida la energía requerida por el pozo, se procede al cierre de la inyección y se inicia la fase de remojo. 3. Remojo Esta fase consiste en dejar por un periodo de 2 a 3 días el pozo cerrado una vez que ha finalizado la inyección, con el objeto de que el calor remoje la formación (Ver Fig 4.5). Esta etapa ha tenido controversia, existen autores que piensan que el pozo debería ser abierto a producción en cuanto finaliza la inyección, mientras que otros indican que un periodo de remojo corto es necesario. Estudios de campo han sido publicados los cuales mencionan que ciertamente un tiempo mínimo de remojo fue beneficioso en yacimientos específicos, aunque los resultados para periodos de remojo largos no fueron satisfactorios8. Para analizar esta polémica es necesario examinar dos casos extremos: el primero, cerrar el pozo durante un periodo considerable de tiempo, y el segundo, abrirlo a producción una vez que finalice la inyección9. En el primer caso, el cerrar el pozo permitiría la condensación del vapor, permitiendo que su calor latente sea transferido a la roca y a los fluidos. De esta manera, aún teniendo pérdidas de calor el calor contenido en el vapor sería empleado provechosamente para calentar el yacimiento. Sin embargo, en este caso, la presión de la zona de vapor, declinaría rápidamente al cabo de unos días, y por lo tanto la energía expansiva del vapor no estará disponible para expeler el crudo. Si el yacimiento no posee cierta energía en forma de presión, la gravedad sería la única fuerza que colaboraría con la expulsión del petróleo fuera del yacimiento. Sin por otra parte, el pozo es abierto a producción una vez que finalice la inyección, gran parte de la energía del vapor estará disponible para la producción de crudo. Sin embargo en este caso, un considerable porcentaje del vapor inyectado será producido junto con el petróleo. Consecuentemente, la eficacia de la utilización del vapor será baja. También la transferencia de calor a la matriz de la roca y a los fluidos será pobre, debido al poco tiempo disponible para la transferencia. Por lo tanto, un periodo de remojo es deseable. Sin embargo, no debe ser muy prolongado para evitar el agotamiento de la energía suministrada por el vapor. Un cuidadoso monitoreo de la presión en el cabezal durante el periodo de cierre podría indicar el mejor momento para abrir el pozo a producción. Esto debería ser durante o


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poco tiempo después que la presión comience a declinar rápidamente, de acuerdo con el monitoreo en superficie. Otro factor que debe ser considerado, si el pozo es remojado o no, es la vaporización del agua de formación (a temperaturas y presiones elevadas). Esto representa pérdidas en el calor inyectado, por lo que se debe evitar, controlando la caída de presión. Sin embargo esto podría ser indeseable. Una caída de presión baja significa un menor índice de producción, y mayor disipación de la energía inyectada. Es interesante observar que los cálculos de Martin10, demuestran que cuando no existe remojo, las pérdidas de calor debido a la producción del vapor son máximas, y la tasa de producción y la ganancia de crudo son considerablemente mas bajas que cuando el remojo es empleado. Este comportamiento varía de yacimiento a yacimiento, y dependen de un número de factores que incluyen viscosidad, profundidad, presión del yacimiento, espesor de la formación, etc. 4. Producción Posterior a la fase de remojo, el pozo es abierto a producción en estado NF (Flujo Natural). Durante esta etapa la presión y la temperatura son medidas a nivel de cabezal diariamente. Cuando estas condiciones llegan a condiciones ambientales, se concluye que el pozo ya no tiene energía suficiente para producir por si solo, y se procede a instalar el equipo de levantamiento necesario para extraer su producción (Ver Fig. 4.5). El principal mecanismo de recuperación de crudo en un proceso de inyección de vapor varía en función del yacimiento11. Generalmente se consideran dos casos: Yacimientos con presión utilizable como energía produciendo a bajas tasas

debido a la alta viscosidad del crudo. En este caso la inyección origina una zona calentada de baja viscosidad la cual resulta en un aumento en la producción de petróleo bajo la presión diferencial existente.

Yacimientos con energía muy baja en forma de presión (crudos pesados y arenas bituminosas), en los cuales la producción se da principalmente por drenaje por gravedad.

Pero el elemento común en todo yacimiento es la mejora de la razón movilidad agua- petróleo, debido a la disminución de la viscosidad por el aumento en la temperatura. Una vez que la movilidad mejora, la fuerza que origina la expulsión del crudo hacia los pozos puede ser cualquiera de las siguientes: Presión del yacimiento (en caso de que exista) Drenaje por Gravedad Compactación de la roca yacimiento Vapor no condensado


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Expansión térmica del petróleo Efecto de la temperatura sobre permeabilidades relativas Calentamiento mas allá de la zona calentada por el vapor

Una vez inyectado, el pozo producirá a una tasa mayor por cierto periodo de tiempo. El ciclo de producción de un pozo sometido a un proceso de inyección de vapor se considera concluido cuando la tasa de producción vuelve a alcanzar los valores de la tasa de producción en frío, de acuerdo con su declinación primaria. Como es de esperarse el ciclo de producción en caliente es función de la respuesta del yacimiento al proceso de inyección de vapor (Ver Fig 4.6).

Fig 4.6 Comportamiento típico de un pozo sometido a inyección de vapor

Tal como se observa en la figura, la respuesta de producción después del primer ciclo de inyección suele ser 8 a 10 veces mayor que la producción en frío. La duración del segundo y tercer ciclo es menor y tienen menor efecto en la respuesta de producción. La razón por la cual el primer ciclo muestra mejor respuesta por parte del yacimiento es explicado por dos efectos principales de la inyección de vapor: reducción de la viscosidad y limpieza del pozo (depósitos de asfáltenos y parafinas son acumulados alrededor del pozo reduciendo la permeabilidad de la formación). Un tercer efecto es el gradiente de presión causado por la inyección de vapor, el cual tiende a ser el mismo para los ciclos sucesivos mientras que la reducción en la viscosidad y el efecto de limpieza del pozo disminuye3. i. Métodos de Instalación para Inyección Leutwylwer, Bigelow y Willhite12, han publicado excelentes discusiones en el diseño de pozos para inyección de vapor y aunque sus estudios han sido dirigidos a inyección alterna, donde los ciclos de temperatura son mas pronunciados, las mismas consideraciones pueden ser aplicadas a pozos en otros procesos de recuperación térmica. Una de estas consideraciones es la diferencia entre la temperatura de la


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formación y la temperatura del vapor inyectado. Dicha diferencia puede causar esfuerzos en el revestidor, cuyos efectos deben ser tomados en cuenta al momento de diseñar la completación de un pozo que va a ser sometido a inyección alterna. Estos esfuerzos también se podrían presentar cuando se efectúen trabajos menores que requieran el control del pozo, en donde la circulación de fluidos extraños conlleva a un enfriamiento del pozo rápido y severo, lo que podría originar el elongamiento del revestidor en secciones no-cementadas4 etc. El revestidor tiende a elongarse con el calor. Para pozos cementados en el fondo, el pandeo es inevitable en las secciones no-cementadas, ya que el revestidor se encuentra libre para expandirse. Otra consideración importante que se debe tener presente al momento de completar estos pozos es que la mayoría de ellos son perforados en arenas no-consolidadas. El pozo se debe diseñar de forma tal que oponga poca resistencia al flujo y al mismo tiempo impida la producción de arena. Todas estas consideraciones son tomadas en cuenta al momento de seleccionar el método de inyección más adecuado para un pozo, ya que este va a depender principalmente de las condiciones mecánicas del pozo, su historial, arenas que se deseen estimular, etc. En la actualidad existe una amplia variedad de métodos de instalación para pozos productores de crudo pesado que van a ser sometidos a inyección alterna de vapor. En este manual estudiaremos el método convencional, selectivo, anular, dual y finalmente el método CTSB. Es conveniente que a cada uno de los pozos candidatos a inyección de vapor se le realice un buen análisis que permita definir si es posible inyectarlo, y que método resultaría mas adecuado. Cada uno de ellos requiere determinadas condiciones en el pozo. Por ejemplo, para algunos de los métodos de instalación, no se recomienda inyectar pozos cuyo revestidor no se encuentre cementado hasta la superficie, y que tengan en su historial posibles irrupciones de vapor. También se debe considerar la respuesta de producción que mostró el pozo en su ciclo anterior (siempre y cuando este no sea un pozo nuevo), en que forma se inyectó, mostró resultados el método aplicado?. Otro parámetro importante al momento de seleccionar el método de instalación son las arenas prospectivas presentes en la vecindad del pozo y los beneficios que ofrezca su completación original. Existen métodos de instalación que permiten selectivar las arenas, inyectando la energía óptima para cada una, sin correr el riesgo de que el vapor se vaya hacia la zona de menor presión. Una vez que el análisis se ha realizado y seleccionado el método mas adecuado se procede a instalar


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el pozo para inyectar el vapor que permitirá disminuir la viscosidad del crudo y extraer la producción adicional. A continuación explicaremos con mayor detalle cada uno de los métodos anteriormente mencionados: 4.1. Método Convencional Durante este tipo de inyección todas las arenas son sometidas a inyección al mismo tiempo. El vapor que entra a cada una de ellas va a depender de la resistencia al flujo que estas opongan. En la instalación convencional las arenas más profundas reciben relativamente un vapor más húmedo que las arenas más someras, así estas opongan la misma resistencia al flujo, ya que el agua líquida tiende a moverse hacía la parte mas profunda del pozo. Un pozo que va a ser inyectado por el método convencional requiere aproximadamente 18 horas para su instalación, ya que es necesario sacar todo el ensamblaje mecánico dentro del pozo. El proceso para su instalación es el siguiente: 1.Controlar pozo 2.Desinstalar equipo de superficie. 3.Sacar todo el equipo de bombeo instalado. 4.Chequear fondo, si existe obstrucción, bajar camarita (la selección del diámetro de la camarita va en función del diámetro del forro ranurado), y si es posible tomar muestra. 5. Si hay presencia de arena, limpiar pozo y suspender momentáneamente la inyección. 6. Si el pozo está limpio, bajar empacadura de prueba (la selección del diámetro de la empacadura va en función del diámetro interno del revestidor), asentar a +/- 10 pies por encima del tope del forro ranurado. 7.Sacar empacadura de prueba y bajar empacadura térmica y asentar a +/- 50-60’ por encima del tope del forro. 8.Instalar en superficie válvulas y niples de alta presión. Todas estas conexiones deben ser recubiertas con teflón para garantizar la hermeticidad del sistema. 9. Dejar pozo listo para inyección convencional, esperando por tendido de líneas de vapor (Ver Fig 4.7).


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Fig 4.7 Instalación inyección convencional


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Una vez realizada la inyección y finalizada la etapa de remojo, se deja el pozo produciendo por flujo natural. Una vez que este pierde la energía para producir por si solo se requiere la entrada de una máquina de subsuelo para instalar el equipo de levantamiento artificial. El tiempo aproximado para instalar nuevamente la sarta de producción es de 12 –14 horas y consiste en: 1.Sacar todo el equipo térmico. 2.Bajar la completación para bombeo ( está debe ir en función de la producción esperada por el pozo, ciclo inyectado, etc.) 3.Anclar bomba de subsuelo, y probar acción de bombeo. 4.Dejar pozo listo para bombeo. 4.2. Método Selectivo Con el desarrollo de la inyección de vapor a gran escala surgieron ciertos problemas. En muchas áreas de la Costa Bolívar los intervalos de completación de los pozos están compuestos por arenas en diferentes etapas de agotamiento, con distintas permeabilidades y conteniendo petróleo de viscosidades diferentes. En consecuencia, en muchos casos la distribución vertical de vapor era pobre, ya que dicho vapor penetra preferentemente en algunas zonas dejando otras sin calentar. Este problema se detectó mediante registros de temperatura y registros medidores de flujo (Flowmeter)7. Para solventar este problema surge la inyección selectiva. Este tipo de inyección se utiliza cuando se desea inyectar por separado los intervalos de producción, como por ejemplo, cuando dos arenas tienen diferente presión. Se acondiciona el pozo para que aporte vapor a una arena especifica, mediante la creación de un sello eficiente entre las zonas, el uso de niples selectivos en el forro y un agente sellante en el empaque de grava. Este tipo de inyección puede ser para una sola arena, o puede ser selectiva consecutiva. Si es consecutiva se estimulan primero las inferiores, las cuales usualmente son las menos depletadas, y por lo tanto las que oponen mayor resistencia al flujo. La inyección selectiva requiere el uso directo de straddle packers. Estos son usados para enviar el agente sellante a un intervalo deseado. Muchos intentos se han efectuado para sellar el empaque con grava alrededor de los intervalos de lutitas, mediante la inyección de sellantes tales como polímeros, cemento, lodo etc. En la Costa Bolívar se usa una mezcla de bentonita, sílica flour, barita, cemento y otros químicos conocido como BENSILBAR. Esta mezcla desde el punto de vista operacional no presenta riesgos ya que no se solidifica, sin embargo presenta la desventaja de tener una viscosidad alta (100 cp)13. El uso de taponadores con alta viscosidad, puede ocasionar fracturamiento del empaque, pero también puede formar una barrera en este permitiendo inyectar vapor selectivamente. Al utilizar la mezcla del BENSILBAR también existe la posibilidad de que el tapón no soporte la presión diferencial durante la inyección, resultando una mezcla inefectiva a las condiciones de


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presión y temperatura del vapor. Por lo que su efectividad es temporal y consecuentemente es necesario repetir el trabajo de taponamiento antes de cada inyección selectiva de vapor. Un pozo que va a ser sometido a inyección selectiva requiere aproximadamente 24 horas para su instalación. El proceso es el siguiente: 1.Controlar pozo y desinstalar el equipo de superficie. 2.Sacar todo el equipo de bombeo. 3. Chequear fondo, si existe obstrucción, bajar camarita (la selección del diámetro de la camarita va en función del diámetro del forro ranurado), y si es posible tomar muestra. 4.Si hay presencia de arena, limpiar pozo y suspender momentáneamente la inyección. 5.Si el pozo está limpio, bajar empacadura de prueba con 1000 lbs de presión. Si todo está normal sacar empacadura de prueba. 6.Bajar Straddle e inyectar BENSILBAR. 7.Sacar equipo de inyección del BENSILBAR. 8.Bajar empacadura térmica y asentar +/- 50-60’ por encima del tope del forro ranurado. 9.Bajar sarta con manga de circulación. 10.Instalar en superficie válvulas y niples de alta presión. Todas estas conexiones deben ser recubiertas con teflón para garantizar la hermeticidad del sistema. 11. Dejar pozo listo para inyección selectiva/ consecutiva, esperando por tendido de líneas de vapor (Ver Fig 4.8). Una vez que se han inyectado las arenas inferiores, se lanza una bola, para abrir la manga de circulación que permitirá inyectar las arenas superiores.


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Fig 4.8 Instalación inyección selectiva/ consecutiva


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Al igual que el método convencional, el método selectivo también requiere la entrada de una máquina de subsuelo para instalar nuevamente la sarta de producción, una vez que el pozo llega a condiciones ambientales luego de su estado NF. El procedimiento consiste en lo siguiente: 1.Sacar todo el equipo térmico. 2.Bajar la completación para bombeo ( está debe ir en función de la producción esperada por el pozo, ciclo inyectado, etc) 3.Anclar bomba de subsuelo, y probar acción de bombeo. 4.Dejar pozo listo para bombeo. 4.3. Método Anular Este tipo de inyección involucra dos posibles instalaciones: Inyección anular sin reemplazo de la bomba de subsuelo y con reemplazo de la bomba de subsuelo. El tiempo requerido para su instalación es aproximadamente de 4-5 horas y 12 horas, respectivamente. La inyección anular es uno de los métodos más empleados porque no necesita la entrada de una máquina de subsuelo una vez que la inyección se ha llevado a cabo. Para poder inyectar un pozo por el método anular, el revestidor debe estar cementado hasta la superficie y debe ser grado N-80. El procedimiento para instalar un pozo a inyección anular es el que sigue: 4.3.1 Sin reemplazo de bomba de subsuelo 1.Controlar pozo 2.Probar tubería. 3.Si todo está normal, cambiar conexiones en superficie (cruceta, niples y prensa estopa). 4.Probar acción de bombeo. 5.Si hay acción de bombeo, se levanta la bomba unos 25 pies por encima de la zapata. 6.Dejar pozo listo para inyección por anular (Ver Fig. 4.9). 7.Se realiza la inyección por el espacio anular. 8.Al terminar la inyección, se deja el pozo en remojo (3 días) 9.Abrir el pozo a producción y dejar en estado NF. 10.Cuando la presión y la temperatura declinan, se asienta la bomba. 4.3.2 Con reemplazo de la bomba de subsuelo 1.Controlar pozo 2.Probar tubería. 3.Chequear fondo con punta de tubería. 4.Sacar equipo de bombeo existente. 5.Bajar nuevo equipo de bombeo, según diseño más óptimo.


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5.Probar acción de bombeo. 7.Si hay acción de bombeo, se levanta la bomba unos 25 pies por encima de la zapata. 8. Dejar pozo listo para inyección por anular. 9. Se realiza la inyección por el espacio anular. 10. Al terminar la inyección, se deja el pozo en remojo (3 días) 11. Abrir el pozo a producción y dejar en estado NF. 12. Cuando la presión y la temperatura declinan, se asienta la bomba.


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Fig 4.9 Instalación inyección anular


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4.4. CTSB El método de inyección CTSB (con tubería sin bomba) consiste en la instalación de un pozo para inyección, eliminando la desventaja del método anular, de someter la bomba al calor generado por el vapor durante el ciclo de inyección, aumentando de esta forma la vida útil de la misma, requiriendo este menor tiempo de instalación que el método convencional (8-10 horas). Este método permite la inyección de vapor tanto por la tubería como por el espacio anular. El procedimiento para su instalación es el siguiente: 1.Controlar pozo. 2.Probar tubería. 3.Si todo está normal, sacar equipo de bombeo. 4.Instalar conexiones en superficie. 5.Dejar pozo listo para inyección CTSB (Ver Fig. 4.10). Una vez que la inyección finalice, se deja el pozo en estado NF, hasta que la presión y la temperatura lleguen a condiciones ambientales. Posteriormente, una máquina de subsuelo instala nuevamente el equipo de levantamiento requerido para extraer la producción del pozo. El procedimiento para su instalación se muestra a continuación: 1.Bajar la completación para bombeo ( está debe ir en función de la producción esperada por el pozo, ciclo inyectado, etc) 2.Anclar bomba de subsuelo, y probar acción de bombeo con 500 lbs. 3.Dejar pozo listo para bombeo.


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Fig 4.10 Instalación inyección CTSB


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4.5 Ventajas y Desventajas de cada método Convencional Selectivo Anular CTSB

Ventajas El equipo de bombeo no es sometido al calor generado por la inyección.

Permite selectivar las arenas a inyectar. El equipo de bombeo no es sometido al calor generado por la inyección.

De todos los métodos es el que genera menor costo. No requiere entrada de máquina una vez que finaliza el proceso de inyección. No requiere el asentamiento de empacaduras.

El equipo de bombeo no es sometido al calor generado por la inyección. Permite inyección por la tubería o por el anular. No requiere el asentamiento de empacaduras.

Desventajas Entrada de máquina una vez que finaliza el proceso de inyección. Asentamiento de empacaduras.

De todos los métodos en el que genera mayor costo. Entrada de máquina una vez que finaliza el proceso de inyección. Asentamiento de empacaduras.

El equipo de bombeo es sometido al calor generado por la inyección.

Requiere entrada de máquina una vez que finaliza el proceso de inyección. Es importante destacar que el tiempo para la instalación es menor en comparación con el resto de los métodos.

REFERENCIAS 1.Boberg, T.C.: “Termal Methods of Oil Recovery”. John Wiley & Sons. An Exxon Monograph. 1988. 2. Bermúdez, F. y González K.: “Análisis Probabilístico de la rentabilidad de los ciclos de IAV 1996-2000”. Octubre 2002. 3. Carcoana A.: “ Applied Enhanced Oil Recovery”. 4. Prats, M.: “Thermal Recovery,” Society Of Petroleum Engineers (1986). 5. Gas Processors Suppliers Association. Engineering Data Book (1998). 6. Huang, H. and Paulhus, M.: “Optimal Strategy for cyclical Steam Stimulation Oil Production: A mathematical Model. Canada. 7. Giusti, L.: “Experiencias de la C.S.V con la Inyección Alternada de Vapor en la Costa Bolívar”. Simposio sobre Crudos Pesados. 1974. 8. Adams, R.H., and Kahn, A.M.: “Cyclic Steam Injection Proyect Performance Analysis and Some Results of a Continuous Steam Displacement Pilot”, J. Pet. Tech (Jan 1969). 9. Farouq Ali, S.M.: “Oil Recovery by Steam Injection”. Producers Publishing Company, INC. Bradford, Pennsylvania. 1970. 10. Martín, J.C.: “A Theoretical Analysis of Steam Stimulation”. Paper Nº SPE 1579 presented at the 41st Annual Fall Meeting of AIME. October, 1966. 11. Banzer, C. Recuperación Térmica de Petróleo. Universidad del Zulia 12. Leuywyler, K. and Bigelow, H.L.: “Temperature Effects on Subsurface Equipment in Steam Injection Systems,” J Pet. Tech (Jan 1965) 13. Burkill. G., and Leal. A.,: “Aspectos Operacionales de la Inyección Selectiva de Vapor en pozos de la C.S.V de la Costa Bolívar”. Simposio sobre Crudos Pesados. 1974.


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