Métodos No Convencionales Térmicos

Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de Recuperación Mejorada en Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos.

A continuación se describen brevemente los distintos métodos de recuperación térmica:

1. Inyección de agua caliente

Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura.

2. Inyección continua de vapor

Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. 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.

¿Por qué utilizar la Inyección Continua de Vapor?

Aumenta las reservas en un factor de 2 - 10 veces– comparado con la recuperación primaria de Primaria de crudo pesado.

Se obtienen ambas producciones, incremental y acelerada.

Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.

El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85%

3. Inyección alternada de vapor

Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la formación. Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de producción hasta que este deje de ser económicamente rentable. A este proceso también se le denomina Inyección cíclica de Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela accidentalmente en 1957 en una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande.

El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia una inyección continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja frecuentemente porque sólo se ve afectada una parte de del yacimiento.

4. Drenaje por gravedad asistido con vapor o sus siglas en ingles SAGD

Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. 

 

El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo, el productor. El objetivo es introducir el vapor continuamente y remover el vapor condensado que se va formando junto con el petróleo que se va calentando. El vapor se introduce cerca del fondo del yacimiento y tiende a elevarse, mientras que el petróleo calentado tiende a caer hacia el fondo. La cámara de vapor que se va formando encima del productor, se mantiene a una presión constante durante todo el proceso y está rodeada por la arena petrolífera fría a través de la cual fluye el vapor hacia la interfase y se condensa; esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.

En este método existen diferentes esquemas de arreglos de los pozos. A continuación se presentan algunos de ellos:

5. Thai, Toe-to-Heel Air Injection

Thai, que por sus siglas es Toe-to-Heel Air Injection, genera calor in situ en vez de inyectarlo desde superficie y dicho a grosso modo, Thai adopta una configuración especial de pozo vertical y horizontal con combustión en sitio.

THAI, puede ser utilizado en muchas zonas donde los métodos de vapor no puede:

• Depósitos más delgados y menos de 10 metros de espesor

• En caso de agua superior o inferior está presente

• Si el gas superior está ausente

• Áreas con "lentes de esquisto" que actúan como barreras al vapor

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6. Capri

Capri es Thai más un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción; en otras palabras Capri hace el trabajo de una refinería pero en el subsuelo. Ahora bien, combinando ambos sistemas lo que se quiere es iniciar fuego subterráneo y hacer fluir el petróleo pesado, a la vez que se mejora la condición del crudo, en términos de densidad, antes de llegar a superficie

7. Combustión in situ

Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente 10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continua con la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión”[7], lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo. Según Carol Marzuola[8], (VenEconomía Vol.20 No. 10, Julio 2003) este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de combustión:

    7.1. Combustión Convencional o “hacia adelante”

La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El aire se inyecta para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas. Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el depósito de las fracciones mas pesadas, en esa misma zona existe una segregación por gravedad lo que genera que la temperatura del pozo aumente y que la tasa de producción sea más elevada.

   5.2. Combustión en reverso

Según Berry y Parrish [10] , la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente del aire, a donde exista mas concentración de oxigeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo que ocurra la reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir fácilmente hacia los productores. Es utilizado en petróleos viscosos.

     7.3. Combustión húmeda

Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo frió se extiende la zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo se mueva mas fácilmente dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa de inyección del aire.