Estudio y evaluación de variables que intervienen en el proceso de inyección alterna de vapor como método de recuperación térmica de crudos pesados a escala de laboratorio

Abstract

La recuperación mejorada de petróleo involucra a todos los procesos que incrementen económicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y energía al yacimiento tales como el proceso de inyección alterna de vapor. En dicho proceso la inclusión de aditivos químicos persigue optimizar el recobro de petróleo; ya que, permitiría un mejor acondicionamiento en las propiedades fisicoquímicas de los fluidos, relacionadas con su movilidad en el yacimiento, que pueden incrementar la tasa de producción de petróleo. Se construyó un equipo innovador de simulación física a escala de laboratorio; el cual, se llevaron a cabo pruebas de desplazamiento con el objetivo de evaluar el porcentaje de recuperación al variar la cantidad de vapor inyectado y el comportamiento del mismo en el transcurso de los ciclos. Para esto se caracterizaron y prepararon las aguas de formación e inyección, se preparó crudo recombinado a condiciones equivalentes a las de un yacimiento de la Faja Petrolífera del Orinoco (50°C y 1100 psi). Luego, se empacaron diferentes celdas de desplazamiento con arena característica del yacimiento con las siguientes características: permeabilidades absolutas entre 4,06 y 4,96 Darcy, porosidad entre 29,88 y 37,21%, permeabilidades al agua de formación entre 2,66 y 3,86 Darcy. Finalmente, las celdas se saturaron con el petróleo recombinado hasta el punto de saturación obteniéndose valores entre 83,74 y 91,17% de saturación de petróleo vivo. Las pruebas de desplazamiento se llevaron a cabo en 3 etapas: la inyección del agua de inyección, el periodo de remojo y el periodo de producción. De estas pruebas se obtuvieron perfiles de temperatura a lo largo de la celda y porcentajes de recuperación. Las pruebas en las que se obtuvo mayor recuperación fueron las que se llevaron a cabo compensando las pérdidas de calor, obteniendo un recobro total de 99, 76 y 49% cuando se inyectó 75, 50 y 30% del volumen poroso respectivamente. Mientras que en las pruebas donde no se compensaron las pérdidas de calor, la recuperación total fue 26, 13 y 8% respectivamente. Al emplear gas nitrógeno como aditivo, se incrementó la recuperación en el primer ciclo en un 3% siendo la recuperación total de 28%.