En crudos Extra Pesados, como los que generalmente se encuentran en la FPO, donde usualmente el crudo se encuentra originalmente saturado (100-140 PCN/BNP) en la etapa inicial de explotación (cerca de Pi) a una profundidad que conduzca a una temperatura conveniente, en arenas deleznables con altísima permeabilidad absoluta, se presenta una combinación adecuada de movilidad (k/MU) que permite una tasa de producción económicamente atractiva
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En esa etapa temprana de explotación generalmente se pone de manifiesto el desarrollo de una condición denominada “crudo espumante” (formación de minúsculas burbujas de gas libre, salido de solución y que se mantienen en el seno del líquido luego de haber salido de solución) la cual ocurre al reducirse la presión por debajo de su valor inicial. Esa condición de crudo extrapesado con minúsculas burbujas de gas libre (no segregado) genera una fase fluyente (crudo con pequeñas burbujas de gas libre disperso en el líquido) de menor viscosidad efectiva que el crudo pesado en su estado totalmente líquido inicialmente y que además muestra características peculiares de flujo por desplazamiento en el medio poroso (ver trabajos del INTEVEP y del SRI).
Estas condiciones iniciales de explotación permiten obtener tasas elevadas en frío, las cuales rápidamente llevan al agotamiento de presión en el área de drenaje (mayor área-volumen drenado si la sección productora es horizontal) hasta que las pequeñas burbujas crecen en tamaño, coalescen y se forma una saturación de gas libre (aunque sea gas libre disperso en el sentido tradicional).
Luego, la producción continuada lleva a sobrepasar localmente la saturación crítica de gas libre, se produce a cada vez mayores RGP, se agota más rápidamente la presión que existía debido al gas inicial en solución, y como resultado combinado de estas condiciones, la tasa de petróleo de los pozos cae aceleradamente debido a la caída de presión (delta P cada vez menor), incremento de viscosidad in-situ por la salida de cada vez más gas de solución e incremento del flujo fraccional de gas libre.
Así, cae la productividad de los pozos, que está controlada por los parámetros de caída de presión disponible para flujo (Pi menos Pwf) por la caída de P estática por debajo de Pi, la viscosidad efectiva a menor presión (menos Rs, por debajo de Rsi) y la caída acelerada de la permeabilidad relativa al crudo ante el incremento de la saturación de gas libre por encima de su valor crítico. Ese es resultado de la menor presión (energía para flujo), mayor viscosidad (por disminución de Rs) y disminución de Kro por el aumento en Sg.
Impacto del uso de IAV
El uso de IAV, como mecanismo de estimulación de producción, permite restituir (en el área afectada por el proceso) buena parte de la productividad inicial de los pozos, ya que afecta los siguientes parámetros: agrega parte de la energía natural perdida, al incrementar la presión por la inyección de un vapor (aunque se condense en buena parte a lo largo del tiempo), disminuye la viscosidad del crudo remanente por efecto de la mayor temperatura y cambia los niveles de la saturación de petróleo remanente (Sof). Es entonces obvio porqué se ha utilizado la IAV como un mecanismo para restituir productividad en yacimientos con crudo extrapesado, cuando la caída de presión y el aumento de la RGP han llevado a tasas que caen por debajo del umbral económico mínimo permisible por pozo.
Al inyectar vapor que se condensa en el yacimiento y pasa a ser agua, es inevitable que buena parte de esa agua inyectada se produzca en retroflujo. Sin embargo, no se puede obviar que en el área afectada de cada pozo y en su conjunto habrá un incremento (aunque temporal de presión) y una reducción de viscosidad por calentamiento cuando ese vapor de agua se condensa y cede energía al crudo remanente in situ. Además (y este efecto contribuye significativamente al éxito del proceso) en la zona afectada por el vapor y líquidos calientes se da un intercambio parcial de So por Sw, el cual definitivamente afecta las saturaciones y la relación de permeabilidades en el área afectada de cada pozo.
Agua de Influjo Buzamiento arriba y cerca del CAPO
Es común que los yacimientos de la FPO muestren un CAPO y que ese acuífero resulte proporcionalmente activo con respecto al vaciamiento limitado del POES de las acumulaciones, el cual generalmente es enorme.
La combinación de una relación adversa de movilidades petróleo-agua de influjo, unida a la lenticularidad de los paquetes de arena (típicamente lentes no-continuos lateralmente, operados por paquetes para generar tasas mínimas de producción económica por pozo) generalmente conducen a interdigitación y avance irregular del agua, avance preferencial por permeabilidad (roca) en las zonas donde hay mayor vaciamiento (por concentración de puntos de drenaje), por distribución geográfica sesgada de los puntos de drenaje (cercanía a instalaciones existentes) y un conjunto de otros factores. Esto conduce a un barrido areal y vertical pobre, por lo que muy pronto los pozos buzamiento arriba (alejados del CAPO) muestran altos cortes de agua, aunque el recobro logrado (léase barrido volumétrico) sea muy bajo.
En resumen, luego de una etapa inicial de altas tasas (si hay pozos con amplia sección vertical especialmente si son secciones horizontales y/o altamente inclinadas) se pasa a producir a bajas tasas, alta RGP y altos cortes de agua, luego de un pobre barrido volumétrico, bajo recobro total, con baja presión estática y alta RGP. Los pozos cercanos al CAPO tendrán esta misma conducta, pero mucho más pronto, sólo que habiendo más agua habrá más corte de agua y menor RGP y por tanto mayores presiones que buzamiento arriba.
IAV en sectores sin agua y con agua en la FPO
El impacto favorable de aplicar IAV en la FPO, en zonas donde no hay corte elevado de agua, es obvio (combinación de menor viscosidad y mayor presión-productividad) por lo que no se discutirá con mayor detalle.
Sin embargo, inyectar vapor (de manera alterna- IAV) en áreas buzamiento arriba, produciendo agua, en menos obvia. Para este caso si se amerita mayor explicación.
En esas áreas buzamiento arriba que producen alto corte de agua proveniente del acuífero (en frío) luego de un vaciamiento (recobro) muy limitado, ello es el resultado de un pobre barrido volumétrico (areal y vertical) bien sea causado por lenticularidad, adedamiento (viscous fingering), avance irregular diferencial del agua, concentración inadecuada de puntos de drenaje, o generalmente una combinación de varios factores.
Conclusiones
Aunque la aplicación de IAV inicialmente haga subir el corte de agua en un pozo que ya producía agua (se le ha inyectado vapor que se convierte a agua) la relación de movilidades petróleo-agua mejora inequívocamente con el aumento de temperatura (el descenso de la viscosidad del agua para el mismo incremento de temperatura es mucho menor que para el crudo que allí se encuentra (log-log de MU versus T). El corte de agua baja, al igual que la RGP. Así, y a pesar de que inicialmente suba la producción de agua en este caso, el ciclo de IAV generará producción incremental de crudo, por encima de lo que sería la producción fría del pozo si no hubiese sido sometido a IAV.
La clave de esta estrategia es afectar con el vapor de IAV una sección vertical mayor, y por eso el uso de pozos altamente inclinados debe favorecerse en lugar de secciones estrictamente horizontales en lentes de arena que de por sí no son lateralmente continuos en la FPO.
Adicionalmente, las nuevas técnicas de completación y levantamiento se deberán utilizar, a fin de lograr el mayor impacto del proceso planteado. Esto se puede demostrar con los resultados de campo, a nivel mundial. Los resultados de modelaje no son adecuados, a menos de que se utilice una descripción vertical con un enorme número de capas (simulación de pozo – individual well modeling) ya que usar otro tipo de modelo al descrito no representa de manera certera la realidad física de la sección vertical.
Se deben considerar los procedimientos de medición adecuados para establecer la proveniencia del agua producida, y se debe enfatizar el uso de las herramientas de diagnóstico que permitan calificar el estado mecánico de cualquier pozo antes de acometer IAV en el mismo.