Combustión in situ

La combustión in situ o "invasión con fuego", es un método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica. Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento. El primero se denomina Combustión Convencional o "hacia adelante", debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; en el segundo, denominado Combustión en Reverso o en "contracorriente", la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la combustión húmeda, mejor conocida como proceso COFCAW, en el cual se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire. 

El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD)

Butler desarrolló este proceso específicamente para la recuperación in situ del bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas. El proceso se aprovecha de la segregación vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales, con el pozo productor horizontal localizado en el mismo plano vertical, tal como se presenta en la Figura 9.23. 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. La Figura 9.23 muestra el proceso: 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. 

Según Farouq Alí y Thomas2 el proceso SAGD ha resultado altamente exitoso en una serie de pruebas en Canadá, donde la producción del yacimiento se ha mantenido por encima de 2000 BPD. También señalan una variación interesante no térmica del SAGD, el proceso VAPEX, en el cual se inyecta un gas liviano, como el etano, en lugar del vapor. Este proceso aún no ha sido probado en el campo. 

Para el año 2000 fue aprobado un proyecto de SAGD en Christina Lake-Canadá que espera alcanzar una producción entre los 50.000 y 70.000 BPD, cuando esté operando completamente en el 2009. Además, la empresa Pan Canadian planifica la perforación de 700 pozos horizontales. En Venezuela se han iniciado con éxito aplicaciones de este proceso en los campos de la Costa Bolívar.

Inyección Cíclica o Alternada de Vapor Criterios de Diseño

Inyección alternada de vapor - II

Este método EOR se aplica en yacimientos de caídos pesados para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo, facilitando su movimiento a través de la formación y aumentando la producción de los pozos. 

Después que el pozo se abre a producción y que se bombea, la tasa de petróleo aumenta y se mantiene así por un período largo (70 BPD en promedio durante seis meses) hasta que el rendimiento se vuelve antieconómico o hasta que el petróleo se toma demasiado frío (viscoso) para ser bombeado. Luego se repite todo el proceso muchas veces, debido a que es económico y conveniente. Este método se utiliza en yacimientos poco profundos, con pozos perforados en espaciados cortos.

Generalmente, después de este proceso se inicia una inyección continua de vapor por dos razones: para continuar el calentamiento y la mejora de las condiciones del petróleo y para contrarrestar la declinación de la presión del yacimiento, de tal forma que pueda continuar la producción. Cuando comienza la inyección continua, algunos de los pozos originalmente inyectores se convierten en productores. 

La inyección cíclica de vapor tiene su mejor aplicación en crudos altamente viscosos, con un buen empuje del yacimiento. Generalmente el comportamiento (esto es, la razón petróleo-vapor: pie3 de petróleo producido por pie de vapor inyectado) declina a medida que se aumentan los ciclos, lo cual no se realiza si ocurren fracturas. La recuperación de petróleo frecuentemente es baja, ya que sólo se afecta una parte del yacimiento.

Mundialmente, la inyección cíclica de vapor se ha aplicado a miles de pozos en yacimientos con características variables y petróleos viscosos. La mayoría de las evaluaciones publicadas presentan buenos índices económicos y factibilidad técnica de aplicación en gran escala. La Tabla 9.8 presenta los criterios de diseño para este proceso.

Inyección alternada de vapor - I

La inyección alternada de vapor fue descubierta accidentalmente en Venezuela en el año 1957, cuando la empresa Shell Oil Company desarrollaba una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande. Luego fue empleada en California en el año 1960 y actualmente ha pasado a ser una técnica económicamente confiable. Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo, un volumen preestablecido de vapor por un período que va de una a tres semanas. Después de la inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días, con el propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente alrededor del pozo. Luego se abre nuevamente el pozo a producción hasta que el proceso deje de ser económicamente rentable. La Figura 9.21 muestra un esquema del proceso.

El nombre del método se debe a la altemabilidad que existe entre las etapas de inyección de vapor y de producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de inyección, remojo y producción, y el tiempo que duran constituyen un "ciclo" en el proceso, por lo que también se le denomina Inyección Cíclica de Vapor o Remojo con Vapor (Figura 9.22). El ciclo, también conocido como huff and puff, puede repetirse hasta que la respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del yacimiento y al aumento de la producción de agua.

Inyección Continua de Vapor. Criterios de Diseño

Tabla 9.7 Inyección Continua de Vapor. Criterios de Diseño

Inyección continua de vapor

En principio, como la inyección de agua, éste es un método de empuje en arreglos, con pozos de inyección y producción5' 39>44 En este caso, el comportamiento depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir gran proporción del calor inyectado. Como se observa en la Figura 9.20, el vapor se inyecta continuamente en el pozo inyector, lo cual genera en la formación una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente.

A fin de reducir las pérdidas de calor, cuando ocurre la ruptura del vapor se debe reducir la tasa de inyección del vapor hasta un valor conveniente. Otras medidas pueden incluir intervalos de cierre de la producción del vapor, la recompletación de pozos y, aun, perforar productores interespaciados. Un poco más tarde se descontinúa el va- por y se inyecta agua caliente o fría, o los inyectores se cierran, mientras que los productores se mantienen abiertos. Existen otras opciones para manejar las inyecciones continuas de vapor en etapas maduras. La posibilidad de aplicar la inyección continua de vapor depende de varias condiciones que se describen en la Tabla 9.7. El recobro de petróleo por inyección continua de vapor puede ser alto, por encima del 50% en muchos casos, pero la relación petróleo-vapor es más baja que la de la inyección cíclica de vapor debido a que las pérdidas de calor son mayores.