La inyección de vapor es un método cada vez más común para extraer petróleo crudo pesado . Utilizado comercialmente desde la década de 1960, [1] 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 la tecnología, siendo las dos principales la estimulación cíclica con vapor y la inundación con vapor. Ambas se aplican más comúnmente a los yacimientos de petróleo, que son relativamente poco profundos y que contienen petróleo crudo que es muy viscoso a la temperatura de la formación subterránea nativa. La inyección de vapor se utiliza ampliamente en el Valle de San Joaquín de California (EE. UU.), el área del Lago de Maracaibo de Venezuela y las arenas petrolíferas del norte de Alberta , Canadá. [1]
Otro factor que contribuye a mejorar la producción de petróleo durante la inyección de vapor está relacionado con la limpieza de las zonas cercanas al pozo. En este caso, el vapor reduce la viscosidad que une las parafinas y los asfaltenos a las superficies de las rocas, mientras que la destilación al vapor de los crudos ligeros crea un pequeño banco de solventes que puede eliminar de forma miscible el petróleo atrapado. [2]
Este método, también conocido como el método Huff and Puff, consta de 3 etapas: inyección, remojo y producción. Primero se inyecta vapor en un pozo durante un tiempo determinado para calentar el petróleo en el yacimiento circundante hasta recuperar aproximadamente el 20 % del petróleo original en el lugar (OOIP), en comparación con el drenaje gravitacional asistido por vapor, que se ha informado que recupera más del 50 % del OOIP. Es bastante común que los pozos se produzcan de manera cíclica con vapor durante algunos ciclos antes de colocarlos en un régimen de inundación con vapor junto con otros pozos.
El mecanismo se lleva a cabo mediante ciclos de inyección de vapor, remojo y producción de petróleo. Primero, se inyecta vapor en un pozo a una temperatura de 300 a 340° Celsius durante un período de semanas a meses. Luego, se deja reposar el pozo durante días o semanas para permitir que el calor penetre en la formación. Finalmente, se bombea el petróleo caliente fuera del pozo durante un período de semanas o meses. Una vez que la tasa de producción disminuye, el pozo se somete a otro ciclo de inyección, remojo y producción. Este proceso se repite hasta que el costo de inyectar vapor sea mayor que el dinero obtenido de la producción de petróleo. [3] El método CSS tiene la ventaja de que los factores de recuperación son de alrededor del 20 al 25% y la desventaja de que el costo de inyectar vapor es alto.
Canadian Natural Resources utiliza "tecnología cíclica de vapor o "soplo y soplo" para desarrollar recursos bituminosos. Esta tecnología requiere un pozo y la producción consta de las fases de inyección y producción. Primero se "inyecta vapor durante varias semanas, movilizando 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. "Se vuelve a inyectar vapor para comenzar un nuevo ciclo cuando las tasas de producción de petróleo caen por debajo de un umbral crítico debido al enfriamiento del yacimiento. El método de producción de levantamiento artificial puede utilizarse en esta etapa. Después de unos pocos ciclos, puede que no sea económico producir mediante el método de soplo y soplo. Luego se considera la inundación con vapor para una mayor recuperación de petróleo si otras condiciones son favorables. Se ha observado que la recuperación mediante soplo y soplo puede alcanzar hasta un 30% y mediante inundación con vapor la recuperación puede ser de hasta un 50%" (CNRL 2013) . [4]
En una inyección de vapor, a veces conocida como inyección 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 petróleo recuperado. El primero es calentar el petróleo a temperaturas más altas y, de ese modo, disminuir su viscosidad para que fluya más fácilmente a través de la formación hacia los pozos de producción. Un segundo mecanismo es el desplazamiento físico que se emplea de manera similar a la inyección de agua , en la que se pretende empujar el petróleo hacia los pozos de producción. Si bien se necesita más vapor para este método que para el método cíclico, generalmente es más eficaz para recuperar una porción más grande del petróleo.
Una forma de inyección de vapor que se ha vuelto popular en las arenas petrolíferas de Alberta es el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD), en el que se perforan dos pozos horizontales, uno a unos pocos metros por encima del otro, y se inyecta vapor en el pozo superior. El objetivo es reducir la viscosidad del bitumen hasta el punto en que la gravedad lo empuje hacia abajo hasta el pozo productor.
En 2011, Laricina Energy combinó la inyección de solventes con la inyección de vapor en un proceso llamado drenaje gravitacional asistido por vapor cíclico de solventes (SC-SAGD) (Asociación Canadiense de Productores de Petróleo CAPP 2009) . [5] Laricina afirma que la combinación de solventes con vapor reduce la relación vapor-petróleo general 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, lo que permite una mayor producción de petróleo pesado y arenas petrolíferas a un ritmo más rápido. Los generadores de vapor en el fondo del 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 en el fondo del pozo, como el sistema de combustión en el fondo del pozo DOE y SANDIA, conocido como Project Deep Steam, que se probó en el campo en Long Beach, California, en 1982, pero fue un fracaso. El único generador de vapor en el fondo del pozo que ha demostrado ser exitoso se llama eSteam [ cita requerida ] .
Los operadores de arenas petrolíferas están explorando el uso de solventes con
drenaje gravitacional asistido por vapor
(SAGD) para ayudar a aflojar y extraer el betún. El director ejecutivo de Laricina Energy, Glen Schmidt, compara la tecnología con un automóvil híbrido
