nuevas tecnologias

5/9/2018 nuevas tecnologias - slidepdf.com

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Tecnologías usadas para la extracción de Crudos

Pesados

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



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TABLA DE CONTENIDO

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



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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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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

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 deoperaciones 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 deembarque. 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



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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



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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 desplazadoinmisciblemente 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 métodosdel 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 deVapor.

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 InyecciónCíclica 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 aun 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



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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 viscosidaddel 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 alpozo. 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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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 permeabilidadesrelativas 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 inyeccióncíclica 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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CÁLCULO DE LA RECUPERACIÓN DE PETROLEO EN INYECCIÓNCÍCLICA 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 DEPETROLEO 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



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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 UNPROYECTO 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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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 esdel 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 serántambién 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% (recuperaciónprimaria) 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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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 algunosyacimientos, 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 PozosEstimulados con Vapor1.

Otra consideración en la estimulación con vapor es la expansión delas 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

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 através 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.



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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 livianasdel 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 dedesplazamiento 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 años1931-1932, 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



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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 VAPORLLEVADOS 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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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 delpetróleo 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 DEVAPOR



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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 laspérdidas 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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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, elcambio 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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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 yDistribución Aproximada de los Fluidos en el Yacimiento

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA INYECCION CONTINUA DE VAPOR



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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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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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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 lasiniciativas. 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



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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



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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 deagua 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.



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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 hanhecho 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



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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



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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



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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 con arenas superficiales no consolidados de la baja

productividad que contienen crudo de alta viscosidad. 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 seconvierte 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.



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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 procesoen 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.



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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 laarena tiene una permeabilidad de darcies varias docenas, la

obstrucción no reduce significativamente la movilidad del crudo

mejorado. 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 sidomuy prometedores, por lo que este aspecto debe ser investigado más a

fondo para mantener la viabilidad del proceso.



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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 suamplia 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



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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 debarinas.

• Paper de nuevas tecnologías FPO. Pdf

nuevas tecnologias

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