La inyección de vapor es un método cada vez más común para extraer petróleo crudo pesado . Se considera un método de recuperación mejorada de petróleo (EOR) y es el principal tipo de estimulación térmica de los yacimientos de petróleo. Hay varias formas diferentes de tecnología, siendo las dos principales la estimulación cíclica por vapor y la inundación por vapor. Ambos se aplican más comúnmente a los yacimientos de petróleo, que son relativamente poco profundos y que contienen crudos que son muy viscosos a la temperatura de la formación subterránea nativa. La inyección de vapor se usa ampliamente en el Valle de San Joaquín de California (EE. UU.), El área del lago Maracaibo en Venezuela y las arenas petrolíferas del norte de Alberta (Canadá).
Otro factor que contribuye a mejorar la producción de petróleo durante la inyección de vapor está relacionado con la limpieza del pozo cercano. En este caso, el vapor reduce la viscosidad que une las parafinas y los asfaltenos a las superficies rocosas, mientras que la destilación al vapor de los extremos ligeros del petróleo crudo crea un pequeño banco de solventes que puede eliminar de manera miscible el petróleo atrapado. [1]
Estimulación cíclica de vapor (CSS)
Este método, también conocido como método Huff and Puff, consta de 3 etapas: inyección, remojo y producción. Primero se inyecta vapor en un pozo durante un cierto período de tiempo para calentar el petróleo en el depósito circundante y recuperar aproximadamente el 20% del petróleo original en el lugar (OOIP), en comparación con el drenaje por gravedad asistido por vapor, que se ha informado que se recupera más del 50% de OOIP. Es bastante común que los pozos se produzcan en forma de vapor cíclico durante algunos ciclos antes de ponerlos en un régimen de inundación de vapor con otros pozos.
El mecanismo procede a través de ciclos de inyección de vapor, remojo y producción de aceite. Primero, se inyecta vapor en un pozo a una temperatura de 300 a 340 ° Celsius durante un período de semanas a meses. A continuación, se deja reposar el pozo durante días o semanas para permitir que el calor penetre en la formación. Finalmente, el aceite caliente se bombea fuera del pozo durante un período de semanas o meses. Una vez que la tasa de producción cae, el pozo pasa por otro ciclo de inyección, remojo y producción. Este proceso se repite hasta que el costo de inyectar vapor se vuelve más alto que el dinero que se gana con la producción de petróleo. [2] El método CSS tiene la ventaja de que los factores de recuperación están alrededor del 20 al 25% y la desventaja de que el costo de inyectar vapor es alto.
El uso de Canadian Natural Resources "emplea vapor cíclico o tecnología de" soplo y soplo "para desarrollar los recursos bituminosos. Esta tecnología requiere un pozo y la producción consta de las fases de inyección y producción. El primer vapor se" inyecta durante varias semanas, movilizando el bitumen frío " Luego, el flujo "en el pozo de inyección se invierte produciendo petróleo a través del mismo pozo de inyección. Las fases de inyección y producción juntas comprenden un ciclo. "El vapor se reinyecta para comenzar un nuevo ciclo cuando las tasas de producción de petróleo caen por debajo de un umbral crítico debido al enfriamiento del depósito. En esta etapa, se puede usar el método de producción de levantamiento artificial. Después de algunos ciclos, puede que no sea económico producir por el método de soplo y soplo. La inundación de vapor se considera entonces para una mayor recuperación de hidrocarburos si otras condiciones son favorables. Se ha observado que la recuperación de soplo y soplo se puede lograr hasta en un 30% y la recuperación de inundación de vapor puede ser de hasta 50% "( CNRL 2013 ) . [3]
Inundación de vapor
En una inundación de vapor, a veces conocida como impulsión de vapor, algunos pozos se utilizan como pozos de inyección de vapor y otros pozos se utilizan para la producción de petróleo. Hay dos mecanismos en funcionamiento para mejorar la cantidad de aceite recuperado. La primera es calentar el petróleo a temperaturas más altas y así disminuir su viscosidad para que fluya más fácilmente a través de la formación hacia los pozos productores. Un segundo mecanismo es el desplazamiento físico que se emplea de manera similar a la inundación de agua , en el que el petróleo debe ser empujado a los pozos de producción. Si bien se necesita más vapor para este método que para el método cíclico, generalmente es más efectivo para recuperar una porción mayor del aceite.
Una forma de inundación de vapor que se ha vuelto popular en las arenas petrolíferas de Alberta es el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), en el que se perforan dos pozos horizontales, uno unos metros por encima del otro, y se inyecta vapor en el superior. La intención es reducir la viscosidad del betún hasta el punto en que la gravedad lo empuje hacia el pozo productor.
En 2011 Laricina Energy combinó inyección de solvente con inyección de vapor en un proceso llamado drenaje por gravedad asistido por vapor cíclico solvente (SC-SAGD) ( Asociación Canadiense de Productores de Petróleo CAPP 2009 ) . [4] Laricina afirma que la combinación de disolventes con vapor reduce la proporción total de aceite de vapor para la recuperación en un 30%.
La alternativa al vapor generado en la superficie es la generación de vapor en el fondo del pozo que reduce la pérdida de calor y genera vapor de alta calidad en el yacimiento que permite una producción de más petróleo pesado y arenas bituminosas a un ritmo más rápido. Los generadores de vapor de fondo de pozo fueron propuestos por primera vez por las principales compañías petroleras a principios de la década de 1960. Durante los últimos 50 años, se han desarrollado múltiples tecnologías de vapor de fondo de pozo, como el sistema de combustión de fondo de pozo DOE y SANDIA conocido como Proyecto Deep Steam que se probó en campo en Long Beach, CA en 1982, pero fue un fracaso. El único generador de vapor de fondo de pozo que ha demostrado ser exitoso tiene la marca eSteam [ cita requerida ] .
Referencias
- ^ Steamflood . Glosario de campos petrolíferos. Schlumberger Limited.
- ^ Mayordomo, Roger (1991). Recuperación Térmica de Aceites y Betunes . Acantilados de Englewood: Prentice-Hall. pag. 104.
- ^ "Estimulación cíclica por vapor" . Arenas petrolíferas térmicas in situ. CNRL. 2013. Archivado desde el original el 16 de octubre de 2015.
- ^ Disolventes in situ: el coche híbrido de las arenas petrolíferas (Informe). Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP). 2009. Archivado desde el original el 29 de abril de 2012.
Los operadores de arenas bituminosas están explorando el uso de solventes con drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) para ayudar a aflojar y extraer el betún. El CEO de Laricina Energy, Glen Schmidt, compara la tecnología con un automóvil híbrido
Otras lecturas
- Mayordomo, Roger M. (1997). Recuperación Térmica de Aceites y Betunes . ISBN 0-9682563-0-9.