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TitleInyección de vapor
TagsDistillation Water Phases Of Matter Petroleum Petroleum Reservoir
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Caso de estudio
Prueba piloto de Inyección de Vapor en el Campo Emeraude (costa afuera).

El campo Emeraude contiene altas cantidades de reservas de crudo viscoso
(100 cp, a condiciones de yacimiento). Fue explotado por 14 años antes de decidir
implementar la inyección de vapor, recuperándose apenas el 3% de petróleo in situ, y
quedando el reservorio agotado. De continuar con mecanismos de producción
primarios solo se alcanzaría entre el 5 y el 10 por ciento de recobro en un plazo de 20
años. Se consideraron varios métodos de recobro mejorado, entre ellos la inyección
de agua, que irrumpió rápidamente en los pozos productores; la combustión in situ fue
probada en condiciones de laboratorio pero se desestimó debido a que la mayor parte
del crudo quedaría como residuo en la formación. El suministro de agua alcalina
también fue probado e igualmente reprobado debido a problemas de incompatibilidad
entre el agua alcalina y el agua de formación. En pruebas de laboratorio la inyección
continua de vapor arrojó resultados prometedores. Como consecuencia de esto se
implementó en programa de inyección de vapor con los siguientes objetivos:

1. Probar la viabilidad de la técnica en condiciones adversas como perforación de
pozos con taladros inclinados que utilizan bombas para producción, cementación de
zonas fracturadas y generación de vapor con agua de mar.
2. Evaluar el comportamiento del reservorio frente al método, el tiempo de intrusión de
vapor a los pozos, tasa de recobro y la relación crudo-vapor.

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Caso de estudio
Prueba piloto, en el año 1966-1967 (Colombia)

Se realizo en 11 pozos de los bloques 5 y 6, de los cuales 9 de estos
pozos tuvieron un solo ciclo de inyección mientras que los otros dos pozos
tuvieron dos ciclos, la inyección se caracterizo por periodos de inyección muy
cortos y por la baja calidad del vapor en la cara de la formación. Se utilizo
tubería normal sin aislante ni empaque térmico al fondo, adicionalmente la
inyección no fue selectiva sino en todo el intervalo abierto, el cual es
demasiado grande (entre 428  –  1.227 pies) para la aplicación optima del
proceso. Algunos parámetros utilizados fueron:

•Tasa inyección de vapor: (Bls equivalentes/dia 1.040 - 1.440
•Calor total en cabeza de pozo MMBTU 3.660 - 9.470
•Presiones de inyección (Psi) 897 - 1.800
•Temperatura de saturación (ºf) 531 - 622
•Calidad de vapor 47% - 77%
•Tiempos de inyección (dias) 9  – 23
•Espesor total tratado (pies) 482  – 1.227
•Radio calentado (pies) 16  – 23
•SOR 1.32
•Producción incremental (Bls) 151.443

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La falta de un complemento adecuado llevo a que se
presentaran problemas de estabilidad (colapsos y arenamientos) que
anularon el efecto de la estimulación en varios de los pozos tratados. Esto
 junto con la poco experiencia al momento de aplicar el proceso y los
precios de crudo, llevaron a la cancelación del proyecto.

Los resultados obtenidos en este piloto fueron positivos pese a
los problemas operacionales presentados, lo que da idea de la
convivencia del proceso en este campo. La producción incremental de
petróleo fue de 151,443 Bls, logrando una relación vapor inyectado-aceite
de apenas1.32.

En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos,
muchos de los cuales fueron inicialmente de inyección cíclica que
luego se convirtieron en inyección continua en vista de mejores
perspectivas de recuperación; 6% al 15% de recuperación por
inyección cíclica de vapor versus 40-50%al 60% de recuperación por
inyección continua de vapor.

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