MARCO TEÓRICO Inyección Continua de Vapor La inyección

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