Para poder desarrollar un proyecto de recuperación térmica de hidrocarburos, es necesario tener una relación coherente y proporcionada entre los aspectos económicos y aquellos de orden técnico, como las propiedades petrofísicas de los yacimientos y fluidos contenidos en los mismos; con la finalidad de cumplir con los objetivos y el éxito final del proyecto. Además, se deben considerar los siguientes aspectos y/o interrogantes:
- ¿Es adecuada la descripción del yacimiento?
- ¿Es suficiente el volumen de petróleo en sitio para justificar una extracción atractiva económicamente?
- ¿Pueden usarse los pozos existentes en las operaciones que se realizarán en el proyecto?
- ¿Son necesarios nuevos pozos?
- ¿Hay fuentes adecuadas de agua y combustible?
- ¿Existe suficiente información para estimar la posible magnitud de las variables de operación (presión, tasas de inyección y producción, etc.) y el comportamiento de producción?
Pues bien, dentro de los procesos de recuperación térmica de hidrocarburos, la inyección continua de vapor es una técnica empleada para la recuperación de crudos de alta viscosidad. Este sistema consiste en inyectar vapor de agua a alta presión, a través de un pozo inyector, para poder extraer el petróleo por un pozo productor. En ciertos casos el proceso se lleva a cabo en un mismo pozo (Técnica de inyección / producción simultánea denominada Single Well SAGD), o en su defecto se emplean pozos adicionales en arreglos simétricos (Steam Floofing) o modalidad SAGD o HASD. Este proceso conlleva a la formación de una zona o cámara de vapor que calienta y desplaza el petróleo contenido en el yacimiento. Este barrido o desplazamiento del petróleo hacia la zona productora reduce su viscosidad e incrementa el factor de recobro.
A pesar de que el proceso pueda resultar relativamente sencillo, puede haber variantes de acuerdo a cada área de estudio en particular; sin embargo, para mitigar la incertidumbre se pueden considerar los siguientes criterios al momento de realizar el diseño o esquema de inyección de vapor (basados en experiencia de campo y laboratorio):
El petróleo original en sitio debe ser mayor a 1200 bls/acrepie, para esperar éxito económico. Aún así, el costo por barril producido juega un papel importante en la determinación de la rentabilidad del proyecto.
La porosidad del yacimiento debe ser mayor al 30%
Gravedad del crudo varía entre 13 y 25 °API.
- La profundidad de la formación petrolífera debe ser menor a 6000 pies, para garantizar la entrega óptima de la calidad del vapor en el fondo del pozo.
- Se recomienda el uso de aislantes como las tuberías pre aisladas térmicamente (VIT), con la finalidad de permitir la inyección de vapor con calidad moderadamente alta a profundidades mayores de 3000 pies.
Un adecuado parámetro para determinar las posibilidades de éxito es la “transmisibilidad de la formación”. En el orden de 30-3000md-pies/cps se puede esperar tener éxito en la aplicación de un proyecto de inyección continua de vapor.
Además, de estos criterios, existen otros muchos que también se deben tomar en consideración como la viscosidad del crudo, la presión de vapor, presencia de arcillas sensibles al agua dulce o la continuidad lateral de las arenas.
Un buen diseño o esquema de inyección continua, parte de la aplicación previa de la inyección alterna o cíclica de vapor en zonas con altos volúmenes o reservas remanentes de petróleo que pueden ser extraídas en procesos de recuperación terciaria. “La aplicación de un buen screening del área seleccionada determinará el éxito final de cada proyecto”.
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