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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados

7 de ago.

República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Defensa Universidad Nacional Experimental Politécnica De la Fuerza Armada Núcleo Barinas

Bachilleres: Emily Hidalgo C.I: 19193666 Isabel Mora C.I:19801004 Alonso González 18.558.945 Carlos Rico 19.881.881 Carlos Rodríguez 19.192.353 SECCIÓN: 2M INGENIERÍA EN PETRÓLEO Barinas; 07/08/2011

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados TABLA DE CONTENIDO 7 de ago.

INTRODUCCIÓN INYECCIÓN DE VAPOR INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR CÁLCULO DE LA RECUPERACIÓN DE PETROLEO EN INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR MODELO DE BOBERG Y LANTZ MODELO DE BOBERG Y TOWSON OTROS

MODELOS

PARA

PREDECIR

LA

RECUPERACION

DE

PETROLEO EN INYECCION CICLICA DE VAPOR  MODELOS DE DAVIDSON, MILLER Y MUELLER8, Y DE MARTIN  MODELOS DE SEBA Y PERRY10, Y DE KUO, SHAIN Y PHOCAS  MODELO DE CLOSMANN, RATLIFF Y TRUITT  MODELO DE SWAAN CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCION CICLICA DE VAPOR DESVENTAJAS DE LA ESTIMULACION CON VAPOR

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados OTROS PROCESOS DE ESTIMULACION INYECCION CONTINUA DE VAPOR HISTORIA ALGUNOS

PROYECTOS

DE

INYECCIÓN

CONTINÚA

DE

VAPOR

LLEVADOS A CABO EN VENEZUELA CARACTERÍSTICAS DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR VENTAJAS DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR DESVENTAJA DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR MECANISMOS DE RECUPERACION EN INYECCION CONTINUA DE VAPOR CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA INYECCION CONTINUA DE VAPOR COMBUSTIÓN IN SITU TECNOLOGÍAS ACTUALES EN LA FAJA DEL ORINOCO LAS TECNOLOGÍAS EMERGENTES SAGD LA TECNOLOGÍA VAPEX TECNOLOGÍA THAI TECNOLOGÍA CHOPS TECNOLOGÍA IN SITU DE ACTUALIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA. CONCLUSIÓN

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 7 de ago.

INTRODUCCIÓN

En la ingeniería de petróleo en el área de yacimientos; La inyección de vapor es unos de los métodos más importantes que se realiza en la recuperación de crudos pesados, debido a esto y a su gran importancia el presente es con la finalidad de obtener la mayor información posible para así tener un buen conocimiento y el mayor éxito en la producción de estos crudos. En la mayoría de los casos la experiencia en la producción de crudos pesados ha demostrado que la mayoría de los sistemas convencionales de producción y tratamiento son ineficientes. La producción, tratamiento, almacenaje y transferencia a través de oleoductos de crudos de alta viscosidad están asociados a problemas técnicos de alta severidad. Estos serios problemas se traducen en incrementos anuales de los costos de operaciones y consecuentemente en una reducción significativa en las ganancias de las empresas productoras. Problemas tales como incremento de paradas de producción, tratamientos costosos y exceso de mantenimiento son atribuidas a la alta viscosidad de los crudos. La mayoría de los crudos pesados producidos y tratados a nivel de campo de producción no -reúnen las condiciones mínimas de venta- para la transportación internacional y requieren ajustes costosos en el punto de embarque. En estos momentos existen métodos para producir, tratar, almacenar y transportar crudos pesados eficientemente, también existen modelos matemáticos y metodología probada para obtener las condiciones mínimas de viscosidad de los crudos en el fondo del pozo, de tal manera que

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados un pozo de petróleo pesado podría ser producido como un pozo de petróleo mediano, incrementando de esta manera las reservas recuperables del yacimiento. Los Métodos de recuperación térmica han demostrado ser los más eficientes en la recuperación de petróleos pesados. Por este motivo también se estudiaran las nuevas tecnologías para la producción de petróleos de alta viscosidad con el objeto final de incrementar la eficiencia de la producción y minimizar los costos operacionales, tratamiento, almacenaje y trasporte de crudos pesados y de tal manera reducir significativamente los altos costos de operaciones asociados a crudos de alta viscosidad. Inyección de vapor cíclico y continuo son tratados rigurosamente, así como también, Inyección de Agua Caliente, Procesos de Combustión In-situ y Métodos de Inyección de vapor alcalinos. La termodinámica del Vapor es revisada en detalle así como las propiedades térmicas de las rocas.

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INYECCIÓN DE VAPOR Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada. En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo de este tipo de proceso son: la expansión térmica de fluidos del yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con vapor, siendo este último es quizás el más significativo. Además de estos mecanismos, también se han notado efectos por empuje por gas y por extracción de solventes. Uno de los procesos de inyección de vapor más utilizados en la actualidad, es el de la Inyección Alternada de Vapor (también conocida como Inyección Cíclica de Vapor, Remojo con Vapor, estimulación con Vapor). Esta técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente a producción. Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante la Inyección Cíclica de Vapor son: disminución de la

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados viscosidad del petróleo, expansión térmica de los fluidos de la formación, compactación de la roca – yacimiento en caso de existir, etc INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE La Inyección de Agua Caliente al igual que la Inyección Continua de Vapor, es un proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la Inyección Continua de Vapor. En su forma más sencilla, la Inyección de Agua Caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría. Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la Inyección de Agua

Caliente

tiene

varios

elementos

comunes

con

la

Inyección

Convencional de Agua. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la Inyección de Agua Caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la formación.

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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.

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Representación Esquemática de un Proceso de Inyección Alternada 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.

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Repuestas típicas de producción en un Proceso de Inyección Cíclica de Vapor.

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

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados recuperación de petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión in situ, desplazamientos miscibles, entre otros. 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.

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 pérdidas 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.

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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 pérdida 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.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados 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, es la razón vapor/petróleo, esta razón se define como el volumen de vapor inyectado (BN equivalentes de agua) por BN de petróleo producido. Un barril de petróleo puede evaporar alrededor de 15 barriles de agua si es quemado bajo una eficiencia térmica de 100%. Así, una razón vapor/petróleo igual a 15 puede ser considerado como el límite superior, donde la ganancia neta de energía es cero. Obviamente, la razón vapor/petróleo, tendrá que ser mucho menor para que un proyecto sea viable.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados CÁLCULO DE LA RECUPERACIÓN DE PETROLEO EN INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR Existen varios modelos matemáticos para predecir la recuperación de petróleo en un pozo sometido a inyección cíclica de vapor. Cada uno de estos modelos, se basa en uno u otro de los mecanismos que hacen que el pozo produzca luego de la inyección. El caso más frecuente es aquel donde el pozo se encuentra en un yacimiento con una energía (presión) pero que produce a una tasa muy baja debido a la alta viscosidad del petróleo. La manera más simple de calcular el recobro de petróleo mediante estimulación con vapor, consiste en calcular el radio calentado para una determinada tasa de inyección, calidad y presión del vapor, espesor de la formación y propiedades de las rocas y de los fluidos, utilizando algún modelo matemático para el calentamiento de la formación (el modelo de Marx y Langeheim3 por ejemplo), y luego suponer que ocurre flujo radial a través de un sistema radial compuesto de dos elementos de flujo en serie.

MODELO DE BOBERG Y LANTZ Esencialmente consiste de un balance de calor, el cual suministra una temperatura promedio (Tavg) para el área calentada en función del tiempo. Esta temperatura promedio es utilizada para calcular la viscosidad del petróleo caliente (μoh), la cual se requiere para calcular la tasa estimulada (qoh) en función de tiempo.

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MODELO DE BOBERG Y TOWSON En muchos yacimientos (principalmente en los de California), las presiones son bajas, y la gravedad suministra la fuerza de expulsión de los fluidos en la inyección cíclica de vapor. Como consecuencia, el flujo por gravedad puede dominar en la fase de producción. Dependiendo de la tasa afluencia de petróleo “frío” a la zona calentada, donde una forma de flujo está ocurriendo, la zona calentada puede en parte desaturarse, en otras palabras, una superficie libre puede desarrollarse.

OTROS MODELOS PARA PREDECIR LA RECUPERACION DE PETROLEO EN INYECCION CICLICA DE VAPOR Entre los modelos desarrollados para predecir el comportamiento de pozos sometidos a inyección cíclica de vapor, cabe mencionar los siguientes: • MODELOS DE DAVIDSON, MILLER Y MUELLER8, Y DE MARTIN Son algo más complicados que el modelo de Boberg y Lantz, y básicamente se diferencian de aquel en que estos modelos consideran que el vapor inyectado suple parte de la energía requerida para producir el petróleo. • MODELOS DE SEBA Y PERRY10, Y DE KUO, SHAIN Y PHOCAS

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados Al igual que Boberg y Towson5 consideran el caso de estimulación con vapor en yacimientos donde el principal mecanismo de producción es drenaje por gravedad. • MODELO DE CLOSMANN, RATLIFF Y TRUITT Simula la inyección cíclica de vapor en yacimientos que producen mediante empuje por gas en solución. Incluye la distribución del vapor y de la viscosidad del petróleo en yacimiento, y la especificación del intervalo de inyección. Desprecia al drenaje por gravedad. • MODELO DE SWAAN Simula la estimulación con vapor, tanto en yacimientos con empuje por gas en solución como por drenaje por gravedad. El modelo considera una solución analítica para la distribución de temperatura y una solución numérica para la de difusividad, puesto que considera flujo en una sola fase.

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCION CICLICA DE VAPOR Es difícil establecer criterios que garanticen un buen proyecto de estimulación cíclica en un yacimiento dado. La mayoría de los criterios de diseño corrientemente conocidos para proyectos de estimulación con vapor, están basados en experiencias ganadas en el campo. Existen pocos casos donde se utilizó la teoría para diseñar el proyecto.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados Petróleo en sitio: Se cree comúnmente que debe ser del orden de 1.200 Bls/acre-pie o más, con

la finalidad

de

que el proyecto

resulte

económicamente exitoso. Permeabilidad: debe ser lo suficientemente alta como para permitir una inyección rápida del vapor y una tasa alta de flujo de petróleo hacia el pozo. Viscosidad del petróleo: El mayor éxito se obtiene cuando esta es del orden de 4.000 cp a condiciones del yacimiento, aunque existen proyectos exitosos donde la viscosidad es baja, del orden de 200 cp. La gravedad del petróleo es conveniente en el rango de 8 a 15 ºAPI. Profundidad: la máxima profundidad práctica es 3.000 pies, aún cuando es preferible valores de profundidad menores, ya que las pérdidas de calor en el pozo son menores y las presiones de inyección requeridas serán también menores. Tasa de inyección: debe ser tan alta como sea posible, con la finalidad de inyectar el calor requerido (del orden de 10-50 MM BTU/pie de espesor por ciclo) en el menor tiempo posible. De esta forma se disipa menos calor. Presión del yacimiento: es conveniente que a sea moderadamente alta, aunque existen proyectos exitosos donde la presión del yacimiento es baja, del orden de 40 lpc. Espesor de la arena: debe ser mayor de 20 pies.

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Tiempo de remojo: puede ser de 1 a 4 días, aunque se han utilizado periodos mucho más largos. La producción estimulada se puede extender hasta 24 meses, aunque en algunos casos dura muy poco. El tiempo de inyección es normalmente de 3 semanas, y el número de ciclos es generalmente 3, aunque como se mencionó antes, se han reportado casos de hasta 22 ciclos. La cantidad de vapor a ser inyectado es una variable difícil sobre la cual decidir. Posiblemente la mejor guía se obtiene en base al radio calentado que se desea obtener. DESVENTAJAS DE LA ESTIMULACION CON VAPOR La inyección cíclica de vapor es básicamente un proceso de estimulación, y como tal, no conduce a un incremento en la recuperación ultima del yacimiento. En general, se cree que en yacimientos de crudos pesados, donde la recuperación primaria es del orden del 10% del petróleo in situ, la recuperación por estimulación con vapor, incluyendo la primaria, será del orden del 15 al 20%14-15. Resultados de un proyecto de estimulación a gran escala desarrollado en Venezuela, mostró que la recuperación de petróleo después de dos años de operación, aumento de 18% (recuperación primaria) a 24% (total)16. Tal vez una de las principales desventajas de la estimulación con vapor, es que solo una parte (30-35%) del agua inyectada como vapor es

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados producida cuando el pozo se abre a producción. Esto implica que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el yacimiento formando zonas de alta saturación de agua alrededor de los pozos productores. Tales regiones de alta saturación de agua, pueden hacer que la aplicación futura de procesos de recuperación del tipo desplazamiento, resulten difíciles o ineficientes,

ya

que

la

eficiencia

areal

de

barrido

será

afectada

adversamente. La estimulación con vapor puede ser indeseable en áreas donde ocurra un hundimiento activo de la tierra (subsidencia). En algunos yacimientos, alrededor del 35,5% del petróleo producido ha sido atribuido a la compactación de la roca yacimiento y al hundimiento de la superficie que la acompaña. La compactación de la roca-yacimiento se puede prevenir mediante la aplicación de procesos de recuperación del tipo desplazamiento, donde el yacimiento se mantiene a una alta presión. Esto ha sido posible en el caso del campo Wilmington en California17. Además, la compactación podría causar cambios en la estructura y propiedades de la roca, los cuales serán desfavorables desde el punto de vista de recuperación.

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Áreas de alta saturación de agua en la vecindad de los Pozos Estimulados con Vapor1. Otra consideración en la estimulación con vapor es la expansión de las arcillas sensibles al agua fresca, puesto que al ponerse en contacto con el vapor pueden dañar la permeabilidad del yacimiento. En resumen, se puede decir que aunque la inyección cíclica de vapor es económicamente atractiva, es importante estudiar cuidadosamente los diferentes aspectos del proceso, desde el punto de vista de recuperación final. Mientras que en muchos yacimientos la inyección cíclica de vapor puede ser un método de recuperación efectivo, en algunos casos puede ser más ventajoso usar un proceso de recuperación del tipo desplazamiento.

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OTROS PROCESOS DE ESTIMULACION

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El vapor y el agua caliente son los únicos fluidos que han sido reseñados en la literatura de haber sido inyectados durante varios ciclos para estimular pozos. Sin embargo, también se ha mencionado que se han utilizado, al menos durante un ciclo, otros fluidos calentados (incluyendo las mezclas de crudo del propio campo y gasóleo de refinería y gases no condensables). La combustión directa, que requiere inyección de aire, también se ha utilizado como un procedimiento de estimulación.

Al parecer, estos procesos solo se han utilizado una vez en algún pozo. Otra técnica utilizada para estimular el pozo ha sido el uso de calentadores de fondo, práctica que se remonta al siglo diecinueve. Los aparatos más comúnmente utilizados en este proceso han sido los calentadores eléctricos y los quemadores de gas. INYECCION CONTINUA DE VAPOR La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación final que la estimulación con vapor. Consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continúa en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% para continua. La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportados como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa. Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la

condensación

del

vapor

induce

un

proceso

de

desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto

es

que

la

extracción

por

inyección

continua

de

vapor

es

apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente.

HISTORIA Este tipo de método de recuperación térmica comenzó en los años 1931-1932, cuando se inyecto vapor por 235 días en la parcela de Wilson y swain, cerca de woodson, Texas. No hubo otro registro de la utilización de inyección continua de vapor sino hasta 20 años más tarde cuando se

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados desarrollo un proyecto piloto que funciono en Yorba linda, california de Estados Unidos. A nivel mundial los primeros proyectos a gran escala de inyección continua de vapor se desarrollaron en schoonebeek, Holanda y también en tía Juana estado Zulia, Venezuela. En nuestro país se han desarrollado distintos proyectos con la utilización de este método con el objetivo de mejorar la producción de crudos pesados y extra-pesados principalmente en el estado Zulia y en la faja petrolífera del Orinoco. ALGUNOS PROYECTOS DE INYECCIÓN CONTINÚA DE VAPOR LLEVADOS A CABO EN VENEZUELA • En 1957: Prueba Piloto en Mene Grande, Venezuela. • En 1961: Se aplico en Siete Arreglos de siete pozos, en Tía Juana – Venezuela. • En 1977: Se realizo un proyecto en gran escala, (M-6), Tía Juana, Venezuela. • En 1981: LAGOVEN, llevó a cabo un (PICV), en el Campo Jobo. Este proyecto está ubicado en el flanco norte de la Faja Petrolífera del Orinoco. El más Actual: Pozos verticales del campo jobo: Localizado al noreste de Venezuela, hacia el Norte de la zona oriental de la Faja Petrolífera del Orinoco, aproximadamente a 100 Km al Sur de Maturín (Estado Monagas). Condiciones para la aplicación del método 5500 ton de vapor X= 74 % Ti= 520 ºF.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento mediante la inyección de vapor, este proceso se basa en la inyección de vapor de manera continua a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos. Para disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen abiertos. Este tipo de recuperación térmica permite mejorar la movilidad del petróleo por reducción de la viscosidad y disminuir la cantidad de petróleo residual. El petróleo es producido fundamentalmente a través de los mecanismos de expansión térmica del petróleo, reducción de la viscosidad, destilación con vapor, extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efecto de la destilación con vapor.

CARACTERÍSTICAS DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

 Es un método novedoso mediante el cual pueden obtenerse altos recobros, con relaciones petróleo/vapor.  Tasas de producción considerables.  No se requieren altas presiones de inyección.  Es aplicable tanto en yacimientos vírgenes como en agotados.  Es uno de los métodos más utilizados a nivel mundial.  Requiere del uso de pozos inyectores de vapor.

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VENTAJAS DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR  Aumenta el factor de recobro de 2 a 10 veces comparado con la recuperación primaria de crudo pesado.  Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.  El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85%  Se puede utilizar en medio poroso suficientemente largo inicialmente saturado con petróleo y agua connata.  La recuperación de petróleo es mayor que con cualquiera otra inyección.  . Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de los proyectos de inyección continua. DESVENTAJA DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR  Depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir un gran Proción del calor inyectado.  La inyección continua de vapor es de gran costo a nivel mundial.  No es recomendable utilizar en pozos con viscosidad baja.  Puede no ser factible usar inyección continua de vapor en formaciones que contienen arcillas que son sensibles al agua fresca.

MECANISMOS DE RECUPERACION EN INYECCION CONTINUA DE VAPOR

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efectos de la destilación por vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular. Los mecanismos de recuperación por inyección continua de vapor pueden visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata. El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente, el cual va desplazando petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura original del yacimiento. Desde este punto en adelante el proceso de desplazamiento prosigue tal como en la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres zonas diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los mecanismos operando en cada una de estas zonas.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional, excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo que se inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor. En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo está gobernada básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad del petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua caliente serán solo ligeramente mayores que los obtenidos con inyección de agua fría convencional. Sin embargo, la expansión térmica del petróleo aún será responsable de una recuperación del orden del 3% al 5% del petróleo in situ. En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la fase gaseosa y la alta temperatura originan la vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportados hacia delante por el vapor, hasta que se condensan en la porción más fría del yacimiento. La recuperación por la destilación con vapor depende de la composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el 20% del petróleo en situ.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez más rico en componentes livianos, lo cual causa efectos de extracción por solventes y desplazamientos

miscibles

en

el

petróleo

original

del

yacimiento,

aumentando así la recuperación. La magnitud de estos efectos aun no ha sido posible de evaluar cuantitativamente. Otro mecanismo que opera en la zona de vapor es el empuje por gas en solución ya que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por este factor puede ser del orden del 3% de la recuperación total.

Diagrama Esquemático de la Inyección Continua de Vapor y Distribución Aproximada de los Fluidos en el Yacimiento

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA INYECCION CONTINUA DE VAPOR

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados En

base

a

experiencias

de

campo

y

a

estudios

teóricos

experimentales, se pueden delinear algunos criterios generales para el diseño de proyectos de inyección continua de vapor. Algunos de ellos son los siguientes: El contenido de petróleo en sitio es conveniente que sea del orden de 1.200 a 1.700 Bl/acre-pie con el fin de que el proyecto resulte económicamente exitoso. La gravedad del petróleo es adecuada en el rango de 12 –25 ºAPI, aunque se han desarrollado proyectos en yacimientos con crudos de hasta 45 ºAPI. La viscosidad del petróleo a temperatura del yacimiento debe ser menor a 1.0

cp. El espesor de la formación debe ser mayor de 30 pies con el fin de

reducir las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. La profundidad de la formación debe ser inferior a 3.000 pies, con el objeto de mantener moderadamente alta la calidad del vapor que llega a la formación. El uso de aislantes permite inyectar vapor con calidades moderadamente altas a profundidades mayores de 3.000 pies. Otras consideraciones adicionales importantes son: el tamaño del arreglo, así, éste podría determinar las pérdidas de calor vía el tiempo de flujo. La presión del yacimiento es un factor importante y significativo, ya que

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados altas presiones del yacimiento requerirán altas presiones de inyección de vapor, lo cual se traduce en mayores temperaturas de inyección.

COMBUSTIÓN IN SITU

Al igual que la inyección de vapor, este proceso apunta a los mismos efectos, es decir, la reducción de la viscosidad del crudo par a hacerlo más móvil, pero la combustión tiene efectos colaterales que se describen a continuación. La combustión in situ consiste en la inyección de aire en el yacimiento. Este aire, por medio de ignición espontánea o inducida, hace un frente de combustión que propaga el calor en el interior del yacimiento haciendo que

la energía térmica generada produzca una serie de

reacciones químicas como la oxidación, la desintegración catalítica, la destilación y polimerización, al mismo tiempo contribuye con otros mecanismos - como unidad de vapor, la vaporización y la reducción de la viscosidad para mover el petróleo de la zona de combustión para los pozos de producción. Hay dos métodos conocidos para la combustión in situ: un método conocido como de combustión hacia adelante (convencional) ya que la zona de combustión se mueve en la misma dirección que el flujo de fluido, y otro conocido como de combustión inversa debido a que la combustión se mueve en dirección opuesta a la el flujo de fluido. En el primer caso, la variante de inyección de agua, alternativa o simultáneamente con el air e se puede agregar, causando combustión húmeda.

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados Aunque hacia adelante es más común que la combustión inversa, ambos

tienen

ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. En la

combustión hacia adelante, los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en la misma dirección, es decir, desde el pozo de inyección a

los

pozos

productores.

Durante

este

proceso,

varias

zonas

perfectamente distinguibles se forman en el interior del yacimiento. Estas áreas son causadas por las altas temperaturas generadas en el interior del medio poroso, que superan los 1000 ° C. Aparte de la combustión de gases, el coque es producido a partir de la parte más pesada del crudo y se utiliza como combustible en el proceso. Al final del proceso, el depósito se deja limpio y el crudo ha producido una mejora de la gravedad API Este proceso también tiene sus limitaciones en el método clásico de pozos horizontales por lo que no ha sido ampliamente aplicada. En Venezuela se llevaron a cabo algunos proyectos, tales como Miga y melones, pero las limitaciones y los riesgos de seguridad ayudan a las iniciativas. Sin embargo, la llegada de los pozos horizontales ha abierto nuevas posibilidades para este proceso y lo puso en la agenda.

TECNOLOGÍAS ACTUALES EN LA FAJA DEL ORINOCO

Tecnología térmica no se aplica actualmente en las operaciones de producción en la Faja del Orinoco. Para 10% de recuperación de POES,

que

debía

originalmente

para

cumplir con

las

condiciones

contractuales, la aplicación de la tecnología de pozos horizontales, ahora lo

suficientemente

avanzada

y

probada,

proporciona un mejor

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados rendimiento. No nos referimos a la mejora de tecnología en superficie, sino a la producción. La aplicación de un pozo horizontal se combina con la

aplicación

de

las

tecnologías

de

perforación,

terminación

y

producción, todas ellas muy innovadoras y comerciales. Estos se comentan en otra sección La tecnología de pozos horizontales ha progresado rápidamente. Ahora no sólo los pozos horizontales estrictamente siguen el cauce de la

formación

geológica

que puede ser perforada, sino una serie de

accesorios que han sido agregados los cuales permiten que la perforación de casi cualquier arquitectura bien en este tipo de arenas consolidadas. Petrozuata, rebautizada como Petroanzoátegui, fue quizás el pionero en la perforación de estos ³Extr años´ pozos ese momento. Sin embargo, como se ha mencionado, esta tecnología no ayuda a aumentar el factor de recuperación. Para aumentar este factor, de acuerdo con el objetivo de PDVSA y los negocios de hoy las mejores prácticas, las tecnologías más avanzadas tendrán que ser introducidas, muchas de las cuales están actualmente en uso en otros países.

LAS TECNOLOGÍAS EMERGENTES

Todas las

tecnologías

que

aquí se

presenta

puede

ser

considerado como EOR (recuperación mejorada de petróleo). Se trata de un comentario a abajo, aunque cabe señalar que la inyección continua de vapor

y de combustión in situ

son

también

en

estas

categorías pero se trataron con anterioridad debido a que son probados y tecnologías aplicadas que, de hecho, pronto será superada por las nuevas

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados tecnologías. Algunas de las tecnologías descritas a continuación han estado en uso durante varios años en otros países.

SAGD LA TECNOLOGÍA

Tal vez la más madura de todas las tecnologías que lleguen a la vista en un futuro

próximo para el Bel Orinoco es SAGD (Steam drenaje por

gravedad asistido). Esta es una combinación de la inyección continua de vapor y las tecnologías de pozos horizontales, que ha sido ampliamente estudiado.

Este

proceso

innovador

y

prometedor corrientes las

desventajas de los pobres de exploración en yacimientos heterogéneos, típica de la inyección continua de vapor con pozos verticales. Su diseño ideal

consiste en la perforación de dos pozos horizontales, uno

encima del otro paralelo, vertical y unos pies o metros. El vapor de agua se inyecta a través de la parte superior y con la idea de formar una cámara de gas caliente para que el contacto a través de las paredes laterales caliente el crudo y reduce la viscosidad. El crudo a continuación, puede moverse por gravedad hacia el pozo inferior, que actúa como productor. Una morrena glacial importante de este método es que tiene hasta un 80% la eficiencia de barrido. En este caso heterogeneidades embalse no son tan importantes por que la proximidad de los pozos minimiza su influencia. Se debe tener cuidado de no inyectar tasas excesivamente altas del equipo, lo que no permitiría de la gravedad para llevar a cabo su función y simplemente recircula el vapor de agua entre el inyector y el productor, de modo que la aplicación de este proceso requiere un estudio cuidadoso antes.

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados En Canadá, este proceso está siendo introducido comercialmente. En Venezuela

algunas pruebas se han realizado en Lagunillas. Ambas

experiencias indican que SAGD será una de las tecnologías que se introduzcan en la Faja del Orinoco. La tecnología acompaña a SAGD es HASD (horizontal alternativa de vapor de unidad), que consiste en un par de pozos horizontales perforados de lado a lado en el mismo nivel ya una distancia depende de cada caso. El vapor se inyecta a través de un pozo que empuja y se calienta el aceite en la otra. Después de unos meses, la función de los pozos se invierte, la inyección por inyector. Laboratorio y la simulación de prueba de que este método puede recuperar hasta un 50-60% del crudo, pero todo depende de la distancia entre el pozo y las heterogeneidades del medio. Este método es más apropiado para la arena fina, mientras que SAGD es más beneficioso en las arenas gruesas. Sincor (Petrocedeño) estaba considerando seriamente estas tecnologías para aumentar su factor de recuperación global de 20-25% del POES.

VAPEX TECNOLOGÍA

El VAPEX

(extracción de

vapor o los gases de extracción de

Pentecostés) la tecnología ha sido ampliamente estudiado, aunque todavía no es comercial. Su diseño es similar a la tuerca de la tecnología SAGD en lugar de la inyección de vapor de agua, se utilizan disolventes (generalmente butano y propano, aunque los experimentos se han hecho con otros), a veces acompañadas de vapor de agua, con el fin de reducir la viscosidad del crudo, separar la fracciones más ligeras, lo que produce un crudo con la mejora de la gravedad API. El costo de operación y completar los requisitos de energía de VAPEX son inferiores

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados a los de los procesos de recuperación térmica, como SAGD e inyección de vapor. Esta ventaja ha atraído la atención y ha ganado importancia en el crudo pesado de la industria arenas, por lo que es una tecnología con gran potencial para la aplicación con éxito, incluso en el depósito. Sin embargo, los disolventes inyectados son costosos por lo que si un alto porcentaje no se recupera con el crudo producido, el coste del proceso

puede

aumentar

considerablemente.

Estimaciones de los

investigadores que una proporción de 0,13 a 0,3 m3 de crudo está cerca de la relación óptima. El aspecto prometedor de este proceso ha llevado a muchos investigadores a buscar las variaciones favorables que podrían hacer aún más atractivo, por lo que ahora hay ahora ESSAGD (AMPLIACIÓN DE SOLVENTE SAGD) y SAP (solvente Asistido por Procesos) unos a otros. El efecto colateral es ambivalente que los solventes inducir

la

precipitación de asfaltenos en la formación rocosa. Esto crea el efecto favorable que el crudo producido es de mejor calidad, como ya se mencionó, y que los asfaltenos se queda en el depósito, lo que evita los problemas ambientales. Pero como efecto negativo, puede bloquear las arenas y evitar la movilidad del crudo. Sin embargo, la Faja del Orinoco es muy

permeable

y

este

efecto

negativo

no

será

probablemente

importante.

THAI TECNOLOGÍA

Otro proceso térmico es tailandés (dedo del pie-a-talón de inyección de aire). El proceso de THAI fue inventado hace unos 15-16 años. La idea es explotar un pozo horizontal de tecnología, pero ahora la

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados integración con la combustión in situ.

El diseño consiste en un

pozo vertical a través del cual se inyecta aire, que se encuentra por encima de la punta de un pozo horizontal perforado por debajo de ella, que lleva el crudo producido a su infierno. Inyección de aire facilita

la

ignición de un frente combustión, pero el delantero no tiene que moverse a lo largo de toda la longitud del embalse para empujar el crudo menos viscoso y más ligero. Este crudo es casi de inmediato empujó al productor

también.

La

figura

adjunta muestra el diseño en forma

esquemática. El proceso de THAI mantiene todos los efectos de la combustión in situ con la ventaja añadida de que la exploración ahora es sustancialmente mejor que en los pozos verticales solamente. La razón es básicamente la misma que en el caso de SADG: heterogeneidades ahora juega casi ningún papel. Pero el cuidado debe tener se con la cantidad de air e inyectado porque

un efecto que se pretende importante es que el aire y gases de

combustión se mantienen en el depósito en la parte superior de la arena, lo cual ocurre de manera natural por el efecto de la gravitación. Cuando el crudo es muy viscoso e inmóvil, la punta del pozo horizontal suele ser precalentado a establecer comunicación entre el robot de los pozos. Aquí, como en el caso de la combustión in situ, es el coque que se quema por lo que el crudo producido tiene un mayor gravedad API del crudo que el original. Algunos ven este proceso como más ventajoso que SAGD, ya que requiere de generadores de vapor o agua para producir el vapor de agua, gas o combustible para operar los generadores. Sin embargo, cierto escepticismo sobre el riesgo del proceso de combustión en sí todavía no se

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados ha superado, junto con la

dificultad

de

controlar

ciertos

elementos

técnicos tales como el frente de combustión, las altas temperaturas y las tasas de inyección.

CHOPS TECNOLOGÍA

CHOPS de tecnología (producción de petróleo pesado en frío con arena) consiste en la producción deliberada de arena en los pozos productores de petróleo a lo largo de su vida productiva, que separa desde el aceite en una etapa leter en la superficie. Esta técnica se utiliza en yacimientos productividad

con que

arenas

superficiales

contienen

crudo

no

de

consolidados

alta

viscosidad.

de

la

baja

El principal

objetivo de la técnica es aumentar la producción de petróleo mediante el aumento de la capacidad de flujo alrededor del pozo. Esto se logra por la producción deliberada de arena, lo que crea agujeros de gusano y una zona de fracturas alrededor del pozo, inmediatamente se convierte en un excelente productor; el contraste del pozo completado convencional normalmente se llena de arena, no mucho después de la producción, lo que reduce drásticamente su producción. El proceso fue descubierto empíricamente cuando los operadores trabajan en Canadá descubrió que permitir que pequeñas cantidades de arena para entrar en el bien con el petróleo aumentaron las tasas de producción, y que los esfuerzos por excluir a la arena por lo general dirigidos a la pérdida total del pozo. Con el tiempo la técnica ha mejorado el logro de una separación efectiva y económica más de la arena y el agua del aceite por segregación gravitacional en tanques verticales. La arena se extrae para pavimentar las calles.

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados CHULETAS se ha desarrollado rápidamente, la incorporación de métodos nuevos y más eficaces de intervención, la terminación y la separación, y, en consecuencia, mayores beneficios. Es un proceso de bajo costo que lo convierte en un método de producción primaria muy atractivo. La única limitación para incrementar la producción por el método CHULETAS parece ser la falta de capacidad para almacenar la arena. El proceso es ampliamente utilizado en Canadá, Indonesia y China. Debido a las características de la arena de la arena en la Faja del Orinoco, parece fácilmente aplicable para mejor ar las tasas de frío de los pozos, y Petrocedeño (antes Sincor) está a punto de probar el proceso en esta área de trabajo.

IN SITU DE ACTUALIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA.

Estas acciones tecnológicas de los beneficios y desventajas fundamentales del proceso de VAPEX. Como prueba hasta el momento, consisten en la utilización de un pozo para inyectar una fracción de disolvente o de refinería, par a que los asfaltenos presentes en el precipitado de crudo pesado en el depósito. Después de un cierto período de la inyección, que puede tomar algunas semanas, como en la inyección cíclica de vapor, el pozo INICIA par a producir. El crudo producido ahora con una mucho mayor

gravedad API que la normal 8-9 º de

petróleo extrapesado. Se puede comenzar con una gravedad de 30 º API y continuar con crudos de menores gravedades hasta que el efecto del disolvente desaparece.

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados La idea, por lo tanto, es la producción de crudo mejorado en el depósito. Esto ofrece dos años más de Advant mejora en las instalaciones de superficie: en primer lugar , no es necesario invertir las sumas enormes de dinero exigible por los procesos de superficie, en segundo lugar, los subproductos no deseados de la modernización - como asfaltenos, coque, etc permanecen en el depósito, evitando así el deterioro del medio ambiente que podría causar su depósito en la superficie.

También en este

caso, como en VAPEX, el efecto negativo podría ser la obstrucción de las arenas, lo que impediría el movimiento del crudo y la mejora. Sin embargo la prueba ha demostrado que en la Faja del Orinoco, porque la arena

tiene

obstrucción mejorado.

una no

permeabilidad

reduce

de

darcies

significativamente

la

varias movilidad

docenas, del

la

crudo

El proceso incluye el reciclaje de los disolventes. Esto es

extremadamente importante para su viabilidad económica. Al parecer, la cantidad de disolvente pierde en cada ciclo no es grande, con la recuperación de hasta el 90%. Otro aspecto es la duración del efecto de la actualización. Hasta ahora no se hace la prueba conocida sido muy prometedores, por lo que este aspecto debe ser investigado más a fondo para mantener la viabilidad del proceso.

7 de ago.

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados

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CONCLUSIÓN El uso de la inyección de vapor o calentamiento de métodos térmicos de recobro mejorado es una opción común en campos donde los yacimientos han agotado su energía y necesitan ser estimulados para recuperar las reservas restantes que poseen. Debido a la facilidad de la técnica y a su amplia aplicación resulta en un mecanismo aprovechable frente a otras metodologías. La inyección continua de vapor permite aumentar la tasa de producción de los reservorios donde se implementa y por lo general arroja resultados satisfactorios y los mayores recobros en métodos probados de recobro mejorado. Es importante el conocimiento de las condiciones geológicas de las formaciones y de las propiedades de los fluidos para el diseño del mejor programa de inyección. Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como "Procesos In Situ", entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ. También se pueden clasificar como Desplazamientos Térmicos o Tratamientos de Estimulación Térmica. Debido a su impacto en la reducción de la viscosidad, esta técnica emplea como buenos candidatos a reservorios con crudos pesados y extrapesados, muy abundantes en Venezuela y futuros contenedores de las

Tecnologías usadas para la extracción de Crudos Pesados mayores reservas a ser explotadas, donde se han mejorado o aplicado unas nuevas tecnologías ya mencionadas en cuanto a materiales industriales a utilizar para la extracción de estos hidrocarburos. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

•

Libro en digital de Douglas A. Alvarado, Carlos Banzer. Recuperación Térmica de Petróleo.

•

Documento en pdf. Inyección continua de vapor petroleros de barinas.

• Paper de nuevas tecnologías FPO. Pdf

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