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 yacimientos de petróleo. Hay varias formas diferentes de tecnología, siendo las dos principales la estimulación cíclica de vapor y la inundación de vapor. Ambos se aplican más comúnmente a 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 usa ampliamente en el Valle de San Joaquín de California (EE. UU.), el área del Lago de Maracaibo en Venezuela y las arenas bituminosas 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 cercana 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 las fracciones livianas del petróleo crudo crea un pequeño banco de solventes que puede eliminar de manera miscible el petróleo atrapado. [2]
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 yacimiento 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 recupera más del 50% de la OOIP. Es bastante común que los pozos produzcan vapor cíclico durante algunos ciclos antes de pasar a un régimen de inundación de vapor con otros pozos.
El mecanismo avanza 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. Luego, se deja reposar el pozo durante días o semanas para permitir que el calor penetre en la formación. Finalmente, el petróleo 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 sea mayor que el dinero obtenido con la producción de petróleo. [3] 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.
Canadian Natural Resources utiliza "emplea vapor cíclico o tecnología "huff and puff" para desarrollar recursos de betún. 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 betún 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 forman 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 yacimiento. En esta etapa se puede utilizar el método de producción de elevación artificial. Después de algunos ciclos, puede que no sea económico producir por el método de resoplido 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 del resoplido y soplo se puede lograr hasta un 30% y la recuperación de la inundación con vapor puede ser de hasta 50%" (CNRL 2013) . [4]
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 petróleo 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 la 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, normalmente es más eficaz para recuperar una porción mayor del petróleo.
Una forma de inundación con vapor que se ha vuelto popular en las arenas bituminosas de Alberta es el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD), en el que se perforan dos pozos horizontales, uno a pocos metros 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 arrastre hacia el pozo productor.
En 2011, Laricina Energy combinó la inyección de solvente con la inyección de vapor en un proceso llamado drenaje por gravedad asistido por vapor cíclico con solvente (SC-SAGD) (Asociación Canadiense de Productores de Petróleo CAPP 2009) . [5] Laricina afirma que la combinación de solventes con vapor reduce la proporción general 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, lo que permite una mayor producción de 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 los años 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 fue probado en campo en Long Beach, CA en 1982, pero fue un fracaso. El único generador de vapor de fondo de pozo que ha demostrado tener éxito tiene la marca eSteam [ cita requerida ] .
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. Glen Schmidt, director ejecutivo de Laricina Energy, compara la tecnología con un automóvil híbrido
