MARCO TEÓRICO Inyección Continua de Vapor La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación final. Consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua. Mecanismos de recuperación en la inyección continua de vapor En la inyección continua de vapor, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Estos mecanismos pueden visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata. El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia adelante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una zona de agua caliente, el cual va desplazando petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura original del yacimiento. Así, se puede observar que se distinguen tres zonas diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los tres mecanismos operando en cada una de estas zonas. La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional. En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo está gobernada básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad de petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua caliente serán ligeramente mayores que los obtenidos con la inyección de agua fría convencional. En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los componentes livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y agua caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. Una cifra indicativa del éxito de la inyección continua de vapor y que cambia lentamente con el tiempo durante un proyecto, es la relación del volumen de petróleo desplazado de la zona de vapor con respecto al volumen de agua inyectada como vapor. Esta cifra se conoce como la razón petróleo/vapor acumulada, y viene dada por: 𝑂𝑆𝑅 = 𝑁𝑝 𝑖𝑠𝑡 ∙ 𝑡 Donde: OSR: razón petróleo/vapor, fracción ist: tasa de inyección de vapor, B/D t: tiempo de inyección, días Propiedades Térmicas Ciertas propiedades térmicas de las rocas y fluidos se requieren a la hora de hacer cálculos para estudiar la inyección de vapor en un yacimiento. A pesar de que estas propiedades se consideran constantes para muchos de estos cálculos, realmente la mayoría de ellas varía con la temperatura. Propiedades Térmicas de los Fluidos Viscosidad La viscosidad se define como la resistencia interna de los líquidos al flujo y es afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en solución y la presión. La viscosidad tiene importancia primordial en los procesos de recuperación térmica, ya que ella determina la movilidad del fluido. Dos métodos de interés para predecir la viscosidad son el método de Sauder y el método de Thomas. Viscosidad del Petróleo En general, la viscosidad del petróleo disminuye con aumento de temperatura. La reducción es mayor cuanto más viscoso sea el petróleo considerado. En operaciones de recuperación térmica existen tres métodos de uso común para correlacionar la viscosidad y temperatura de petróleos crudos. Estos métodos son la ecuación de Andrade, la técnica de un solo punto y la carta ASTM de viscosidad-temperatura. Basándose en la relación lineal observada entre la viscosidad y el recíproco de la temperatura, Andrade propuso la siguiente ecuación: 𝜇 = 𝑎𝑒 𝑏⁄ ∗ 𝑇 Donde: : viscosidad, cp T*: temperatura, en grados absolutos a y b son constantes Dados dos valores de viscosidad a dos temperaturas, las constantes a y b pueden ser determinadas, las cuales sustituidas en la ecuación resulta en una ecuación de viscosidad en función de la temperatura, para el petróleo considerado. La técnica de un solo punto se aplica cuando se necesita saber la viscosidad de un petróleo a alta temperatura y sólo se cuenta con un valor de viscosidad a baja temperatura. Una de las pocas técnicas disponibles bajo estas condiciones es la de Lewis y Squires. La carta ASTM D 341-43 es aplicable para productos líquidos de petróleo crudo. Viscosidad del agua y del vapor La viscosidad del agua y del vapor en función de la temperatura puede estimarse mediante las siguientes ecuaciones presentadas por Gottfried: 𝜇𝑤 = 1776 − 𝑇𝑠 26,5𝑇𝑠 − 89 Donde: w: viscosidad del agua, cp Ts: temperatura de saturación, F Para vapor seco y saturado, la viscosidad está dada por: 𝜇𝑠 = (0,2𝑇𝑠 + 81,97) × 10−4 Donde: s : viscosidad del vapor seco y saturado, cp Para vapor húmedo, la viscosidad se puede estimar mediante: 𝜇𝑠𝑡 = 𝑋𝑠𝑡 𝜇𝑠 + (1 − 𝑋𝑠𝑡 )𝜇𝑤 Donde: st: viscosidad del vapor húmedo, cp Xst: calidad del vapor, fracción Calor Específico Se define como calor específico de una sustancia, a la cantidad de calor requerida para aumentar en un grado la temperatura de la unidad de masa de la sustancia. Para estimar el calor específico de líquidos, gases y rocas se emplean las ecuaciones de Gambill. Hidrocarburos líquidos y petróleos 𝑐𝑜 = 0,388 + 0,00045𝑇 √𝛾𝑜 Donde: co: calor específico, BTU/(lb∙F) o: gravedad específica del petróleo T: temperatura, F Hidrocarburos gaseosos 𝑐𝑔 = 4 + 1,30𝑛 + 0,012𝑛𝑇 (𝑛 ≥ 3) Donde: cg: calor específico del gas, BTU/(lb∙mol∙F) n: número de átomos de carbono/mol T: temperatura, K Agua saturada 𝑐𝑤 = 1,0504 − 6,05 × 10−4 + 1,79 × 10−6 𝑇 2 Donde: cw: calor específico, BTU/(lb∙F) T: temperatura, F (T 500F) Propiedades térmicas de las rocas Calor específico de las rocas 𝑐𝑟 = 0,18 + 0,00006𝑇 Donde: cr: calor específico, BTU/(lb∙F) T: temperatura, F Capacidad calorífica de rocas saturadas Una propiedad térmica de gran interés en el diseño de procesos térmicos, es la capacidad térmica de las rocas saturadas con uno o varios fluidos, ya que de su valor depende cuanto calor se debe suministrar para elevar la temperatura de la roca y los fluidos que ella contiene, en un determinado incremento. La capacidad calorífica de una roca saturada con petróleo, agua y gas, está dada por: 𝑀 = (1 − )𝜌𝑟 𝑐𝑟 + (𝑆𝑜 𝜌𝑜 𝑐𝑜 + 𝑆𝑤 𝜌𝑤 𝑐𝑤 + 𝑆𝑔 𝜌𝑔 𝑐𝑔 ) Donde: M: capacidad calorífica, BTU/(pie3∙F) S: saturación de los fluidos, fracción c: calor específico, BTU/(lb∙F) ρ: densidad, lb/pie3 o, w, g, r: subíndices referentes a petróleo, agua, gas y roca respectivamente Conductividad Térmica La conductividad térmica es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferido, por unidad de área transversal normal a un gradiente unitario de temperatura, bajo condiciones de estado estacionario y en la ausencia de cualquier movimiento de fluido o partículas. En general, la conductividad térmica varía con la presión y la temperatura. se expresa por la Ley de Fourier, la cual establece que: 𝑄𝑐 𝜕𝑇 = −𝐾ℎ 𝐴 𝜕𝑥 Donde: 𝑄𝑐 𝐴 : tasa de transferencia de calor, BTU/pie2 Kh: conductividad térmica, BTU/(h∙pie∙F) 𝜕𝑇 𝜕𝑥 : gradiente de temperatura, F/pie