Bermejo 43

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN
INYECCION CICLICA DE VAPOR APLICADO EN EL POZO BJO X-

Título 43
Nombres y Apellidos Código de estudiantes
AYALA APAZA KAREN MARILIN 63509

Autor/es CRISPIN ORELLANA MIKE 63871
FLORES GUTIERREZ RUBEN ALEX 56583
GUZMAN GARCIA KAREN 64573
SANCHEZ ALCOCER RUBEN 67225
Fecha 23/05/2023
Carrera ING. EN GAS Y PETROLEO

Asignatura RESERVORIOS III
Grupo A
Docente ING. GISSELLE VANESSA SOLIZ NOGALEZ
Periodo Académico I-2023
Subsede CBBA-CAMPUS UDABOL
Copyright © (AGREGAR AÑO) por (NOMBRES). Todos los derechos reservados.
Título: INYECCION CICLICA DE VAPOR APLICADO EN EL POZO BJO X-43
Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

.
RESUMEN:
En el presente proyecto se trabajan tres propiedades petrofísicas: porosidad, permeabilidad y

saturación de hidrocarburos, como también abarcaremos los temas de Reservorios III aplicando
el conocimiento y diferentes ecuaciones al pozo BJO X-43 en el campo Bermejo que se
encuentra ubicado en la Provincia Arce, departamento de Tarija, Bolivia, para lo cual
calcularemos por el método de Boberg y Lantz, la tasa de producción de petróleo, Tasa de
petróleo estimulada, Radio caliente, Área calentada por vapor, Temperatura promedio, Factor
adimensional, Tiempo adimensional, etc. De igual manera daremos una breve definición de
todos los puntos a calcular e identificar las propiedades del pozo BJO X-43.
Palabras clave: Porosidad, Permeabilidad, Saturación
ABSTRACT:
In this project, three petrophysical properties are worked on: porosity, permeability and hydrocarbon
saturation, as well as Reservoirs III topics, applying the knowledge and different equations to the BJO X-
43 well in the Bermejo field, which is located in the Arce Province, department of Tarija, Bolivia, for
which we will calculate by the Boberg and Lantz method, the oil production rate, stimulated oil rate, hot
radius, area heated by steam, average temperature, dimensionless factor, dimensionless time, etc. In the
same way we will give a brief definition of all the points to calculate and identify the properties
of the BJO X-43 well.
Key words:
Asignatura: Reservorios III

Carrera: Ing. En gas y petróleo Página 2 de 38

Tabla De Contenidos
Lista De Tablas...........................................................................................................................4
Lista De Figuras..........................................................................................................................5
Introducción................................................................................................................................6
Capítulo 1. Planteamiento del Problema.....................................................................................7
1.1. Formulación del Problema.........................................................................................7
1.2. Objetivos....................................................................................................................7
1.3. Justificación...............................................................................................................7
1.4. Planteamiento de hipótesis........................................................................................7
Capítulo 2. Marco Teórico..........................................................................................................8
2.1 Área de estudio/campo de investigación.......................................................................8
2.2 Desarrollo del marco teórico.........................................................................................8
Capítulo 3. Método.....................................................................................................................9
3.1 Tipo de Investigación....................................................................................................9
3.2 Operacionalización de variables....................................................................................9
3.3 Técnicas de Investigación.............................................................................................9
3.4 Cronograma de actividades por realizar........................................................................9
Capítulo 4. Resultados y Discusión..........................................................................................10
Capítulo 5. Conclusiones..........................................................................................................11
Referencias................................................................................................................................12
Apéndice...................................................................................................................................13


Capítulo 1
1.1 INTRODUCCION
El petróleo producido en Bolivia tiene una densidad entre los 50º y 60º API, es considerado
como liviano. En algunos campos más antiguos actualmente en declive, como el Camiri, La
Peña, Surubí y Paloma, Bermejo (descubiertos en la década de los 60), se obtiene petróleo de 20
a 38º API, que resulta ser el más pesado del país. Se considera petróleo pesado cuando el
hidrocarburo tiene entre 10 a 22.3 ºAPI. El tipo de petróleo que se tiene en cada campo depende
del proceso de formación que ha tenido el subsuelo.
La parafina que se forma en los pozos petrolíferos con baja densidad API, se acumula en la
formación productora, revestidores, tuberías de producción, válvulas, en las bombas y en los
equipos de superficie, lo que impide el flujo normal de fluidos y genera problemas de
obstrucción, por lo que deben ser extraídos cada cierto tiempo para evitar la disminución de los
caudales de producción de hidrocarburos, sin embargo, esta limpieza periódica eleva los costos
de producción.
Actualmente, se están empleando métodos de recuperación mejorada de petróleo con el empleo
de unidades especializadas, que presentan una amplia gama de herramientas y diversas
operaciones para la solución del problema. Entre estos métodos se está empleando la inyección
de vapor alternada con químicos térmicos, inyección cíclica de vapor, que permite la
recuperación de los hidrocarburos en un 40 a 50 % más.
El pozo BJO-X-43, perforado por YPFB en la provincia Arce de Tarija en la década de los 80,
permitió
descubrir gas y condensado en la formación de Huamampampa del sistema Devónico, principal


reservorio que actualmente aporta el 90% del gas que exporta Bolivia a la Argentina, presenta
una elevada declinación de su producción, últimamente se han acentuado los trabajos de limpieza
sin alcanzar los resultados esperados.
El pozo BJO X- 43 producirá a una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que en general es
del orden de 4 a 6 meses y luego declinará a la tasa original de producción. Un segundo ciclo de
inyección puede aplicarse y de nuevo la tasa de producción aumentará y luego declinará. Ciclos
adicionales pueden realizarse de forma similar. Sin embargo, el petróleo recuperado durante tales
ciclos será cada vez menor, y la duración de los períodos de producción será cada vez mayor,
pero a menor tasa. El proceso de inyección alternada de vapor se repite hasta que el recobro por
ciclo cae debajo de un límite económico.
1.2 ANTECEDENTES
En el año 1959, Shell inició el proceso de estimulación de vapor por accidente en Venezuela,
durante la producción de crudo pesado en una inyección continua de vapor en el campo Mene
Grande, cerca de la costa oriental del Lago de Maracaibo. Durante la inyección, ocurrió la
irrupción de vapor en la superficie, y para reducir la presión de vapor en el yacimiento se dejó
que el pozo inyector fluyera en reverso. Resultó que enormes volúmenes de petróleo se
produjeran. A partir de este hallazgo se diseñó el proceso de estimulación por Inyección
Alternada de Vapor (IAV), también llamada “steamsoak” o “huff and puff”. Desdeentonces, se
han desarrollado varios modelos matemáticos que describen el fenómeno. Estos comprenden
desde complejas simulaciones numéricas hasta simples expresiones analíticas.


En los últimos años, la inyección alternada de vapor (IAV) ha sido uno de los procesos más
exitosos para aumentar la productividad de los pozos. El uso de pozos horizontales (PH) se ha
convertido en un componente muy importante en los procesos de recuperación térmica. Se
conoce que en el ámbito nacional e internacional se han venido usando acopladamente ambas
tecnologías (pozos horizontales e IAV) en yacimientos de crudos pesados. Sin embargo, no se
han establecido lineamientos claros que definan paramétricamente cómo y bajo qué condiciones
este tipo de proceso puede actuar más favorablemente en pozos horizontales.
El campo Bermejo fue el primer campo descubierto en el país por la Standard Oil Company en
1921, año en que las concesiones de la Richmond Levering fueron transferidas. Los primeros
pozos BJO-X1 y BJO-X2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924. La perforación del pozo
exploratorio BJO –X1 se realizó en el año 1922 y termino el año 1923, alcanzando una
profundidad de 1837 ft, logro llegar hasta la formación Tarija y Tupambi, dando resultados
negativos.
El 16 de enero de 1924 se inició la perforación del pozo BJO – X2, resultando descubridor de
hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero, correspondientes a las
formaciones Tarija. Este pozo empezó a perforarse el 17 de enero de 1924; a los 607 ft [185 m]
se notó ya la presencia del petróleo; a los 1476.36 ft [450 m], se encontró una pequeña capa
petrolífera con un rendimiento de 80 barriles diarios”. El pozo BJO-X2, es un pozo somero que
alcanzo la profundidad de 1960 ft [597,4 m], y comenzó con una producción a flujo natural de
1500 BPD de petróleo espeso de 24.7°API, de la formación Tarija logrando la extracción de
importantes volúmenes y dando inicio a una etapa trascendental para nuestro país con su aporte


económico. De manera que, este pozo, ha contribuido en forma continua a la producción de
petróleo desde hace 88 años, por lo que está en un proceso natural de agotamiento, precisamente
por tratarse de la explotación continua.
Actualmente el campo Bermejo es operado por Pluspetrol SA, desde mayo de 2007 y tiene un
total de 41 pozos perforados, 5 de los cuales son productores, 4 inyectores, 11 se encuentran en
reserva y 21 fueron abandonados. El campo produce de las Formaciones. Huamampampa I,
Huamampampa II (gas condensado), (YPFB, 2010).


Capítulo 2.
1.
2.1 OBJETIVO GENERAL
 Aplicar una Inyección Cíclica de Vapor al Pozo BJO-X43.
2.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
 Mejorar la producción en el pozo BJO X43 con la Inyección Cíclica de vapor..
 Determinar las etapas del proceso de Inyección Alterna de Vapor.
 Calcular los parámetros técnicos para la aplicación de la Inyección Alterna de
Vapor.


Capítulo 3
3. GENEREALIDADES DEL CAMPO
3.1 UBICACION DEL CAMPO BERMEJO
Bermejo se encuentra ubicada en la parte sur del Sub-Andino boliviano, en la provincia Arce del
departamento de Tarija, a 210 Km de la ciudad del mismo nombre, en la frontera con la
República Argentina. Posee una superficie de 100.88 Km2.
3.2 FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO BERMEJO
Actualmente los reservorios se encuentran con alta producción de agua de formación y
volúmenes residuales de producción de gas que se utilizan para abastecer el consumo propio de
la empresa operadora.

3.2.1 Formación Tupambi. - esta formación en suprayace al devónico. En estos lugares la parte
inferior está constituida por sedimentos continentales arenosos y también compuesta de delgadas
intercalaciones de lutitas y escasa diametita, también compues de limonitas.
3.2.2 Formación Tarija. -La formación Tarija tiene una potencia de 657 m, está constituida por
alternacia de diametitas gris oscuras, compuesta por granos de cuarzo en matriz limo-arcilla y
areniscas de color de blanquecino, finas a medianas, con cemento siliceo y compactas.
4. FORMACIONES ESTATIGRAFICAS DEL CAMPO BERMEJO X-43
4.1 Formación Huamampampa
La formación Huamampampa, corresponde a la sección superior de las Areniscas Pescado, y se
deposita en forma concordante y transicional sobre la formación infra yacente. Compone un
paquete sedimentario de unos 350-500 m, de espesor, donde se intercalan cuerpos de cuarcitas,
grises, de grano fino y buena selección, con Limolitas grises y compactas, bien diferenciadas. La
formación Huamampampa I tiene un espesor de 250 m aproximadamente.
4.2 Formación Tarija
Esta formación compone el elemento más representativo del sistema terciario y está compuesta
por areniscas lentiformes medianas, con estratificación plana y depósitos de diamictitas macizas
de color gris oscuro, verde grisáceo y castaño claro con una moderada fracturación y con buena


cantidad de hidrocarburos. El posible ambiente de depósito para este yacimiento es
del tipo fluvial.
5. LITOLOGÍA DE FORMACIÓN
La Formación Tariquis, está dentro de las características litológicas del Subandino Sur. Los
yacimientos de esta formación son de tipo areniscas y Limolitas de color castaño y estratificación
paralela entrecruzada, intercaladas por algunos niveles de pelitas laminares y tobas grises.
Presenta un espesor promedio de 7545 ft. y están constituidos mayoritariamente por Arenas,
Limolitas arenosas y en menor medida por Pelitas. Las proporciones granulométricas son
variables. Mediante el pozo el BJO-X44 se investigó el subsuelo profundo llegando a la parte
superior de los reservorios de la formación Huamampampa del Sistema Devonico.

6. RECUPERACION DE PETROLEO MEJORADA
Método para mejorar la recuperación de petróleo que usa técnicas sofisticadas que alteran las
propiedades originales del petróleo. Clasificadas alguna vez como una tercera etapa de la
recuperación de petróleo que se efectuaba después de la recuperación secundaria, las técnicas
empleadas durante la recuperación de petróleo mejorada pueden realmente iniciarse en cualquier
momento durante la vida productiva de un yacimiento de petróleo. Su propósito no es solamente
restaurar la presión de la formación, sino también mejorar el desplazamiento del petróleo o el
flujo de fluidos en el yacimiento. Los tres tipos principales de operaciones de recuperación de
petróleo mejorada son la inundación química (inundación alcalina o inundación con polímeros
micelares), el desplazamiento miscible (inyección de dióxido de carbono [CO2] o inyección de
hidrocarburos) y la recuperación térmica (inyección de vapor o combustión en sitio). La
aplicación óptima de cada tipo depende de la temperatura, la presión, la profundidad, la zona
productiva neta, la permeabilidad, el petróleo residual y las saturaciones de agua, la porosidad y
las propiedades del fluido del yacimiento, tales como la gravedad API y la viscosidad. La
recuperación de petróleo mejorada también se conoce como recuperación de petróleo ampliada o
recuperación terciaria y se abrevia EOR.
7. CLASIFICASION
En el proceso de explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas de
la vida del mismo. En la primera etapa, haciendo uso de su propia energía, el petróleo se drena
naturalmente hacia los pozos con el efecto del gradiente de presión que existe entre el fondo de
los pozos y el yacimiento, con ello se logra extraer un porcentaje muy pequeño de petróleo


original en sitio (POES) dependiendo del mecanismo de empuje y mecanismo de producción y el
factor de recobro puede variar entre un 10 a 40%
Este porcentaje de recobro se puede mejorar energizando el yacimiento a través de inyección de
agua o gas inmiscible, lo cual se conoce como recuperación secundaria, con estos procesos se
puede aumentar el recobro hasta el 50% del POES, estos métodos son procesos que incrementan
económicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos o energía al
yacimiento; estos procesos de recuperación adicional se clasifican en cuatro categorías
recuperación térmica, inyección de gases miscibles e inmiscibles, inyección de compuestos
químicos, tal como se puede ver en la figura 2. El factor de recuperación mejorada está en un
rango que va desde un 8 a 15%, dependiendo de las características de los fluidos desplazantes y
desplazados, de las características de la roca y de la tecnología de recuperación que se aplique.
La elección del método no es arbitraria, depende de los siguientes factores:
 Características del petróleo.
 Características del reservorio.
 Espesor saturado del petróleo.
 Profundidad del petróleo.
 Presión de yacimiento.
 Saturación de agua.

8. RECUPERACION TERMICA
Término general para procesos de inyección que introducen calor en un yacimiento. La
recuperación térmica se utiliza para producir petróleos espesos y viscosos con gravedades API
menores que 20. Estos petróleos no pueden fluir a menos que se los caliente y se reduzca su
viscosidad lo suficiente para permitirles fluir hacia los pozos productores. Durante la
recuperación térmica, el petróleo crudo sufre cambios físicos y químicos debido a los efectos del
calor suministrado. Las propiedades físicas tales como la viscosidad, la gravedad específica y la
tensión interfacial son alteradas. Los cambios químicos involucran diferentes reacciones tales
como el craqueo, que es la destrucción de los enlaces carbono-carbono para generar compuestos
de peso molecular más bajo y la deshidrogenación, la cual es la ruptura de enlaces carbono-
hidrógeno. La recuperación térmica es una rama importante de los procesos de recuperación de


petróleo mejorada y puede subdividirse en dos tipos: inyección de fluidos calientes, tal como la
inyección de vapor (inyección de vapor o inyección cíclica de vapor), y procesos de inundación
con agua caliente y combustión en sitio.
9. INYECCION DE AGUA CALIENTE
Método de recuperación térmica en el cual se inyecta agua caliente en un yacimiento a través de
pozos de inyección distribuidos especialmente. La inundación con agua caliente reduce la
viscosidad del petróleo crudo, permitiéndole moverse con mayor facilidad hacia los pozos
productores. La inundación con agua caliente, también conocida como inyección de agua
caliente, generalmente, es menos efectiva que un proceso de inyección de vapor porque el agua
tiene un contenido calórico más bajo que el vapor. Sin embargo, es preferible en ciertas
condiciones, tal como la sensibilidad de la formación al agua dulce.
10. INYECCION CICLICA CON VAPOR
Método de recuperación térmica en el que se inyecta vapor en un pozo y luego se vuelve a poner
en producción. Un proceso de inyección cíclica con vapor incluye tres etapas. La primera etapa
es la inyección, durante la cual se introduce un tapón de vapor en el yacimiento. La segunda
etapa, o fase de impregnación, requiere cerrar el pozo durante varios días para permitir la
distribución uniforme del calor para diluir el petróleo. Por último, durante la tercera etapa, se
produce el petróleo diluido a través del mismo pozo. Se repite el ciclo tanto tiempo como sea
redituable la producción de petróleo. La inyección cíclica con vapor se utiliza de manera
extensiva en yacimientos de petróleo pesado, arenas bituminosas y, en algunos casos, para
mejorar la inyectividad antes de operaciones de inundación con vapor o combustión en sitio. La


inyección cíclica con vapor también se denomina impregnación con vapor o método "huff and
puff " (nombre como se conoce en el sector).
11. INYECCION CONTINUA DE VAPOR
Este método también es conocido como desplazamiento de vapor o empuje por vapor, para
implementar este proceso de recuperación adicional de hidrocarburos es necesario por lo menos
contar con dos pozos: un inyector y otro productor, estos pozos se perforan en arreglos, tal como
en la inyección de agua.
Es un proceso de desplazamiento que consiste en inyectar calor en forma continua, a través de
algunos pozos denominados inyectores y producir el petróleo por otros. Las perspectivas de
recuperación están en el orden de 40 a 50%, (Alvarado & Banzer, 2002).

12. COMBUSTION IN SITU
Un método de recuperación térmica en el que se genera combustión dentro del yacimiento
mediante la inyección de un gas que contiene oxígeno, tal como el aire. Un elemento calefactor
especial colocado en el pozo enciende el petróleo presente en el yacimiento e inicia un fuego. El
calor generado mediante la quema de los hidrocarburos pesados en el lugar produce el craqueo
de los hidrocarburos, la vaporización de los hidrocarburos livianos y del agua del yacimiento,
además de la depositación de los hidrocarburos más pesados conocidos como coque. A medida
que el fuego se desplaza, el frente de combustión empuja hacia adelante una mezcla de gases de
combustión calientes, vapor y agua caliente, lo que a su vez reduce la viscosidad del petróleo y
lo desplaza hacia los pozos de producción. Además, los hidrocarburos livianos y el vapor se
desplazan por delante del frente de combustión, condensándolo para convertirlo en líquidos, lo


que suma las ventajas del desplazamiento miscible y de la inyección de agua caliente. La
combustión en sitio se denomina fire flooding o fireflood en inglés.
13. INYECCION CICLICA CON VAPOR
Descripción
La inyección cíclica de vapor (también conocida como, remojo con vapor, inyección alternada de
vapor y estimulación con vapor), es uno de los métodos de inyección de vapor más ampliamente
usados en el presente tiempo. Esta popularidad deriva de la fácil aplicación de este método, de la
baja inversión inicial y del rápido retorno de la misma. Los resultados del tratamiento son
evidentes en pocas semanas, no siendo así, en los métodos del tipo desplazamiento para la
recuperación de petróleo, los cuales tardan meses antes de notarse un incremento en la
producción.
La inyección cíclica de vapor, básicamente consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo
durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas; cerrar el pozo por un corto


período de tiempo (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. Es una representación
esquemática de un proceso de inyección cíclica de vapor.
Una vez que el pozo es puesto en producción, este producirá a una tasa aumentada durante un
cierto periodo de tiempo, que en general, puede ser del orden de 4 a 6 meses, y luego declinará a
la tasa de producción original. Un segundo ciclo de inyección puede emplearse, y de nuevo la
tasa de producción aumentará y luego declinará. Ciclos adicionales pueden realizarse de una
manera similar, sin embargo, el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor.
En la literatura técnica se han reportado casos de hasta 22 ciclos, pero se duda que más de tres
ciclos resulten comercialmente atractivos. Presenta respuestas típicas del comportamiento de
producción en un proceso de inyección cíclica de vapor.


Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata
básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para petróleos pesados (8-15
ºAPI), puede utilizarse también para yacimientos de cualquier tipo de crudo.
Existe poca duda en cuanto al hecho de que la inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de
producción, aunque sea por un corto período de tiempo; sin embargo, no está claro si la
inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación última del yacimiento.
Además, se cree que la aplicación intensa de este proceso en un yacimiento, podría hacer
imposible o ineficiente el uso futuro de métodos de desplazamiento para la recuperación de
petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión in situ, desplazamientos miscibles,
etc. Por lo tanto, es importante considerar todos los aspectos de la operación, como también los
métodos alternativos de recuperación de petróleo antes de iniciar un proceso de inyección cíclica.
13.1 MECANISMOS DE RECUPERACION EN INYECCION CICLICA DE VAPOR
El mecanismo principal que hace el proceso de inyección cíclica de vapor efectivo, varía de un
yacimiento a otro. Sin duda la taza de reducción de viscosidad del crudo en la zona calentada
cercana al pozo afecta ampliamente el comportamiento de la producción.
Por lo general la inyección cíclica de vapor no es más que la inyección de vapor a una taza
bastante alta (para minimizar las pérdidas de calor) por varias semanas. Después de inyectar el
volumen desea do de vapor (expresado en barriles equivalentes de agua), el pozo se cierra
aproximadamente por dos semanas. Esto es llamado el periodo de remojo ("soakperiod") y el
propósito es promover una condensación parcial de todo el vapor inyectado para calentar la roca
y los fluidos, así como también para permitir una distribución uniforme de calor.


Durante la inyección de vapor y los periodos de remojo, la viscosidad del petróleo es disminuida
dentro de la zona de vapor, ocurriendo expansión térmica de petróleo y agua.
Antes de poner el pozo en producción, la arena calentada por el vapor contiene petróleo con alta
movilidad, vapor y agua. Cuando la presión de la cara de arena es disminuida como resultado de
la producción de los fluidos, uno o varios mecanismos ayudan a expeler el petróleo y los otros
fluidos al pozo. Si la presión es bastante alta, el petróleo será producido a una taza mucho mayor
que la original como resultado del aumento de la movilidad del petróleo.
Debido a la presurización de la arena, cualquier gas libre es forzado en solución, así, el gas
disuelto en el petróleo durante el periodo de producción juega un papel importante en la
expulsión del petróleo. Esta fuerza expulsiva debido al gas en solución, será relativamente
efectiva en el en primer ciclo ya que, para el segundo ciclo, ya mucho de este gas puede
haber sido producido.
En general puede considerarse dos casos extremos: yacimientos con presión moderadamente alta
y yacimientos con presión inicial cercana a cero, como lo es generalmente, el caso de yacimiento
de crudo pesado este es el mecanismo principal que hace que el petróleo se produzca.
 Yacimientos con presión utilizable como energía, produciendo a una tasa muy baja
debido a una alta viscosidad del petróleo. En este caso, la inyección de vapor origina una
zona calentada de baja viscosidad del petróleo, lo cual resulta en un aumento de la
producción de petróleo bajo la presión diferencial existente.


 Yacimientos con energía muy baja en forma de presión (crudos pesados y arenas
bituminosas), en los cuales la producción se deberá principalmente al
drenaje por gravedad.
Pero, el elemento común a todo yacimiento, en mayor o menor magnitud. es la mejora en la
razón de movilidad - agua / petróleo - debido a la disminución de la viscosidad del petróleo
como efecto resultante del aumento de temperatura. Una vez mejorada la movilidad, la fuerza
de expulsión que hace que el petróleo fluya hacia el pozo puede ser una de las siguientes:
 Presión del yacimiento en caso que exista.
 Drenaje por gravedad
 Capacitación de la roca de yacimiento.
 Vapor no condensado.
 Expansión térmica del petróleo.
 Efecto de la temperatura sobre permeabilidades relativas.
 Calentamiento más allá de la zona contada por el vapor.
Un índice frecuente utilizado en la evaluación de inyección cíclica de vapor es la razón
vapor/petróleo. Esta razón se define como el volumen de vapor inyectado (BN equivalentes de
agua) por BN de petróleo producido. Un barril de petróleo puede evaporar alrededor de 15
barriles de agua si es quemado si es quemado bajo eficiencia térmica al 100%. Asi una razón de
vapor petróleo igual a 15 puede ser considerada como el límite superior, donde la ganancia neta
de energía es cero. Obviamente la razón vapor/ petróleo, tendrá que ser mucho menor para que
un proyecto sea viable.


14. FLUIDOS DE UN RESERVORIO
En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar las actividades de explotación, se
encuentran dos fases como mínimo. Estas fases pueden ser petróleo y agua. Con frecuencia, pero
no siempre puede haber una tercera fase que esta corresponde a una fase gaseosa que constituye
el casquete gasífero. Que por lo visto estas tres fases se ubicaran de acuerdo a sus densidades:
zona acuífera abajo, petrolífera al medio y la fase gasífera en la parte superior.
14.1 Agua
El agua de formación se encuentra tanto en la zona acuífera como también en la zona petrolífera.
Esta zona suele clasificarse como: acuífera inactiva, cuando esta no contribuye en la fase de
producción, y acuífera activa, cuando es capaz de producir un barrido lento y gradual de petróleo
hacia arriba.
También tenemos presencia de agua tanto en la zona petrolífera y en el casquete de gas. En estas
zonas el agua es denominada como connata, intersticial o irreducible. Esta saturación de agua
connata en la zona de hidrocarburos ocupa entre un 10% a 30% del volumen poral, dicha
saturación no disminuye durante la explotación, de allí su nombre de irreducible.
14.2 Petróleo
El petróleo es una mezcla compleja de compuestos de hidrocarburos naturales que se encuentran
en las rocas, principalmente por hidrocarburos de la serie parafínica (CnH2n+2), menores
cantidades de la serie cíclica naftenica (CnH2n) y aromática (CnH2n-2). El análisis químico
completo del petróleo es muy amplio y costosa tarea, por eso se realiza un análisis químico
simplificado, se miden las fracciones parafinas desde C1 hasta C5. Las más pesadas se agrupan


como una fracción compuesta, denominada C6+ y caracterizada por su peso molecular y su
punto de ebullición. Por otra parte, la clasificación del petróleo se basa en la denominada
gravedad API (American Petroleum Institute). Esta gravedad se mide con un hidrómetro flotante
de un modo sencillo, y se relaciona con la densidad (o gravedad especifica) del petróleo relativa
al agua a 60 °F y 1 atm por:
14.3 Gas
El gas de formación o gas natural contiene típicamente entre 0.6 a 0.8 de metano con
hidrocarburos C2 a C5 cada vez en menor proporción. Las impurezas que contienen tales como:
Nitrógeno, Dióxido de Carbono o sulfuro de Hidrogeno son corrosivas en presencia de agua.
Los análisis de fracciones de hidrocarburos en fase gaseosa, hasta C5 o C6 son sencillos de
realizar ya sea por destilación fraccional a baja temperatura, por espectroscopia de masa o por
cromatografía. La clasificación del gas se basa en la densidad especifica del gas respecto de la
del aire a igual temperatura. Esta es una medición que se realiza siempre en el yacimiento,
(Bidner, 2001).
15. PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS DEL PETRÓLEO


Cuando se trata de evaluar a un yacimiento en términos de rendimiento de hidrocarburos
esperado, es necesario determinar las propiedades físicas del petróleo crudo.
15.1 Viscosidad del Petróleo
La viscosidad del petróleo es uno de los parámetros más importantes dentro de los procesos de
recuperación térmica. En general, la viscosidad del petróleo disminuye con el aumento de la
temperatura. La reducción es mayor, cuando más viscoso sea el petróleo considerado. La
viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0.2 hasta más de 1,000 centipoise.
15.2 Grados API
La gravedad API, de sus siglas en inglés (American Petroleum Institute), es una medida de
densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los
grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en esta. La
gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.
Por ejemplo, si una fracción de petróleo flota en otra, significa que es más liviana, liviana, y por
lo tanto su gravedad API es mayor. Matemáticamente la gravedad API no tiene unidades. Sin
embargo, siempre al número se le coloca la denominación grado API. La gravedad API es
medida con un instrumento denominado hidrómetro.
15.3 Temperatura de Ebullición
Este se define como la temperatura a la cual un líquido puro, pasa al estado de vapor a una
presión preestablecida en cualquier punto de su masa líquida. Para da. Para todas las series d
todas las series de hidrocarburos homólogos, e hidrocarburos homólogos, el punto de ebullición
se incrementa con el número de átomos de carbono que conforman la molécula. Generalmente,


los aromáticos poseen puntos de ebullición más altos que los correspondientes Nafténicos o
parafínicos.
15.4 Punto de Escurrimiento
Es la temperatura a la cual comienza a fluir el petróleo. Es importante saber a qué temperatura se
empezará a mover el crudo, dado que los sistemas de producción pueden tener variaciones de
temperatura y si se presentan temperaturas bajas el petróleo no podrá fluir con facilidad.
16. CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO
Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute clasifica el petróleo en
“liviano”, “mediano”, “pesado” y “extra pesado”.
Generalmente hablando, un mayor valor de gravedad API en un producto de refinería representa
que este tiene un mayor valor comercial. Esto básicamente debido a la facilidad (operacional y
económica)de producir destilados valiosos como gasolina, jet fuel y gasóleo con alimentaciones
de crudos livianos y a los altos rendimientos de los mismos. Esta regla es válida hasta los 45
grados API, más allá de este valor las cadenas moleculares son tan cortas que hacen que los
productos tengan menor valor Comercial. (Rivera, 2004)
16.1. Ligero o liviano
Con °API mayor a 31.1 contiene gran concentración de hidrocarburos de bajo peso molecular, lo
cual hace fácil de transportar, con este tipo de petróleo se busca obtener la mayor cantidad de
combustibles posible.
16.2. Medio


Con gravedad API entre 22.3° - 31.1°, contiene concentraciones medias de hidrocarburos de bajo
peso molecular, lo cual lo hace fácil de transportar, con este tipo de petróleo se busca obtener
combustibles y materias primas para polímeros y parafinas.
16.3. Pesado
Con gravedad API entre 10° - 22.3°, contiene hidrocarburos de mediano peso molecular,
lo cual lo hace complicado de transportar, con este tipo se busca para obtener la mayor
cantidad de parafinas, polímeros, aceites, combustibles.
16.4. Extra pesado
Con gravedad API iguales o inferiores a 10.0 °API, contiene menos concentración de
hidrocarburos con mayor peso molecular, lo cual lo hace más pesado y difícil de
transportar, con este tipo de petróleo se busca para obtener aceites, parafinas, polímeros
y betunes.
En la siguiente tabla 1, se muestra una clasificación del petróleo.

17. INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR


 Reduce la saturación de petróleo residual y mejora el valor de permeabilidad relativa al
petróleo (Kro).
 Incrementa la eficiencia del barrido de fluidos.
 Permite la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de hidrocarburo, que
luego se convierten en condensados y pueden ser producidos.
 provee un mecanismo de empuje por gas debido gas debido al frente al frente de vapor
de vapor que se desplaza y lleva desplaza y lleva al crudo al crudo hacia los pozos
productores.
 La aplicación de este método térmico va depender de los siguientes parámetros tales
como:
 Cambio de las propiedades, a condiciones de yacimiento, del crudo. Se observa el
cambio de comportamiento de fases, densidad, viscosidad, compresibilidad, composición
y propiedades PVT de los fluidos presentes.
 Propiedades de la roca tales como permeabilidad absoluta, porosidad y compresibilidad.
 Propiedades de interacción roca fluido, afectadas por el incremento de la temperatura,
como tensión interfacial (disminuye), permeabilidad relativa (Kro aumenta), presión
capilar (disminuye para sistemas agua- petróleo), mojabilidad (el agua moja más a la roca
debido el descenso entre el ángulo de contacto crudo-agua).
 Propiedades térmicas de la formación y los fluidos que contiene como calor específico,
 conductividad térmica, coeficiente de expansión térmica y los cambios que se producen
con el incremento de la temperatura.


 Condiciones del yacimiento y sus alrededores, como saturación inicial de crudo,
formaciones adyacentes, heterogeneidad, presión y temperatura del mismo.
 Geometría del flujo, patrones de flujo, espaciamiento, localización y espesor inyección-
producción.
 Condiciones relacionadas al programa implementado como tasa de inyección de vapor,
presión y calidad del vapor, cantidad acumulada de vapor, etc.
 Dentro de otros parámetros fundamentales y primordiales de la Inyección Cíclica de
Vapor esta: la razón de Movilidad (M), puede definirse como la movilidad de la fase
desplazante (λD), dividida entre la movilidad de la fase desplazada (λd). Dicho factor
influye en la eficiencia del desplazamiento del petróleo, a un nivel microscópico, dentro
de los poros de la roca. Si encontramos valores de M mayores a la unidad, el fluido
desplazante se mueve con mayor facilidad que el fluido desplazado. Esto no es deseable,
ya que ocurrirá el fenómeno conocido como canalización viscosa, es decir, un
desplazamiento ineficiente. Para que ocurra un desplazamiento optimo, la razón de
movilidad debe tener valores menores a la unidad (M <1), con lo cual se considera una
movilidad favorable. Por tanto, la movilidad (λ) se considera como la facilidad que tiene
un fluido para moverse en el yacimiento. Se calcula como la razón entre la permeabilidad
efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de éste:
17.1 Criterios de Selección y Diseño en Proyectos de Inyección Cíclica de Vapor
Resulta difícil establecer criterios que garanticen que la aplicación de un proyecto de
inyección alterna de vapor sea exitosa, debido que la mayoría de estos dependen de las


características de cada campo siendo la experiencia la mejor guía para la selección de los
criterios, (Martinez B, 2002). Generalmente los criterios mayormente conocidos y aplicados
son:
17.2 Petróleo en Sitio
Se cree Se cree comúnmente que comúnmente que debe ser debe ser del orden del orden de
1.200 de 1.200 Bls/acre-pie o Bls/acre-pie o más, con más, con la finalidad de finalidad de
que el proyecto resulte económicamente exitoso.
17.3 Permeabilidad
Debe ser lo suficientemente alta como para permitir una inyección rápida del vapor y una
tasa alta de flujo de petróleo hacia el pozo, se estima que el rango deseable abarca entre 100
y 4000 milidarcys (md).
17.4 Viscosidad del Petróleo
El mayor éxito se obtiene cuando esta es del orden de 4.000 cp a condiciones del yacimiento,
aunque existen proyectos exitosos donde la viscosidad es baja, del orden de 200 cp. La
gravedad del petróleo es conveniente en el rango de 15 a 20 ºAPI.
17.5 Profundidad
Es aconsejable profundidades de 4500 ft, aunque se realizaron proyectos a profundidades
mayores a este dato, con resultados exitosos.
17.6 Tasa de inyección


Debe ser tan alta como sea posible, con la finalidad de inyectar el calor requerido (del orden
de 10-50 MM BTU/ft de espesor por ciclo) en el menor tiempo posible. De esta forma se
disipa menos calor.
17.7 Presión del yacimiento
Es conveniente que a sea moderadamente alta, aunque existen proyectos exitosos donde la
presión de yacimiento es baja, del orden de 40 lpc.
17.8 Espesor de la arena
Debe ser mayor de 30 ft.
17.9 Tiempo de remojo
Puede ser de 1 a 4 días, aunque se han utilizado periodos mucho más largos.
17.10 El tiempo de inyección
Es normalmente de 3 semanas, y el número de ciclos es generalmente 3, aunque como se
mencionó antes, se han reportado casos de hasta 22 ciclos.
18. LA CANTIDAD DE VAPOR A SER INYECTADO
Es una variable difícil sobre la cual decidir. Posiblemente la mejor guía se obtiene en base al
radio calentado que se desea obtener.
18.1 Cálculos de Recuperación de Petróleo para Inyección Cíclica de Vapor
Generalmente el mecanismo de producción más considerado, para realizar los cálculos que
pronostican la recuperación de petróleo, en la Inyección Cíclica de Vapor es la energía
almacenada en forma de presión. Usualmente esta presión, debido a la alta viscosidad del


crudo, no alcanza para lograr la producción o en algunos casos solo genera producción o en
algunos casos solo genera tasas mu tasas muy bajas. y bajas.
Cuando existe estimulación con vapor, el cálculo del recobro necesita a su vez el cálculo del
radio calentado a una específica tasa de inyección, presión, calidad de vapor, espesor de
yacimiento, propiedades de fluidos y rocas. Entonces el caudal de producción con la
estimulación de vapor se calcula mediante:
19. MARCO PRACTICO
19.1 MOVILIDAD DEL PETRÓLEO

k 19
٨¿ = =7,364
u 2,58
19.2 RAZON DE MOVILIDAD
Kw 100
uw 0,50
MD , d=Mw , o= = =27,157
K 19
u 2,58
19.3 TASA DE PRODUCCION DE PETROLEO PARA BOBERG & LANTZ
qo= 800 BBL/D
ht= 820 ft
k= 19 md
krw= 1,798 md
Pr= 1942 psi
Pw= 1300 psi
uoh= 0,22 cp
uoc= 724,41 cp
Re= 526,6038 ft
Rh= 1,68 ft
Rw= 1,75 ft


2∗π∗ht∗k∗k ro∗( P R−P w )∗1.127
q 0=
[ ()
1000∗ μ oc∗ln
re
rh
r
+ μOh∗ln h
rw ( )]
2∗π∗820∗19∗1,798∗( 1942−1300 )∗1.127
q 0=
[
1000∗ 724,41∗ln ( 526,6038
1,68 )
+ 0,22∗ln (
1,75 ) ]
1,68
q 0=30,432 BBL / D
19.4 RADIO CALIENTE
rh =
√ As
π
rh =
√ 8,86
π
r h =1,68 ft
19.5 RADIO DE DRENAJE
( )
0,5
A∗43560
re=
π
r =( )
0,5
A∗43560
e
π
r e =526,6038 ft
19.6 PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETROLEO

3 2
k ro=−27.601∗s w +65.896∗s w −52.668∗sw +14.089
3 2
k ro=−27.601∗0 , 4 + 65.896∗0 , 4 −52.668∗0,4 +14.089
k ro=1.798 md
19.7 ECUACION DE ANDRADE

b
0
T
ln μ=ln a+ⅇ


b
ln 160000=ln a+
78+460
b
ln 200,13=ln a+
200+460
+b b
6,683961939=0 −
538 660
660 b−538 b
6,683961939=
355080
6,683961939∗355080=122 b
2373341,205
=b
122
19453,61644=b
20. REEMPLAZANDO EN LA ECUACION 1
b
ln 160000=ln a+
78+460
19453,61644
ln 160000=ln a+
538
19453,61644
ln 160000− =ln a
538
−24,17620927=ln a(78+ 460)
3,16523∗10−11=a
20.1VISCOSIDAD DE PETROLEO CALIENTE

Tr = 172,4 F + 460 = 632,4 [R]
Tavg = 392,2 F + 460 = 859,2 [R]
a∗b
μ h=
ⅇ Tavg


−11
0 ∗19453,61644
μh=3,16523∗1
ⅇ 859,2
μh=0,22 cp
20.2 VISCOSIDAD DE PETROLEO FRIO
a∗b
μc = T
ⅇ R
−11
0 ∗19453,61644
μc =3,16523∗1
ⅇ632,4
μc =724,41 cp
20.3 TASA DE PRODUCCION DE PETROLEO EN FRIO

2∗π∗ht∗k∗k ro∗( P R−Pw )∗1.127
q0 c=
[ ( )]
1000∗ μoc∗ln
re
rw
2∗π∗820∗19∗1,798∗( 1942−1300 )∗1.127

q 0 c=
[
1000∗ 724,41∗ln
1,75 ) ]
( 526,6038
q 0 c =30,804 BBL/ D
20.4 TASA DE PRODUCCION DE PETROLEO EN CALIENTE

q 0 h=q 0−q 0 c
q 0 h=30−30
q 0 h=0 BBL/ D
20.5 TASA DE PRODUCCION DE PETROLEO PARA BOBERG &THOMSON


π∗1.127∗ρo∗g∗k o∗( hh2−h w 2 )
q oh=
[
μ o∗ ¿
rh 1
−
rw 2 ]
π∗1.127∗0,96∗g∗19∗( 37,112−152 )
q oh=
2,58∗ ¿
1,68 1
1,75 2
−[ ]
q oh=370,31BBL/ D
20.6 ALTURA PROMEDIO DE LA ZONA CALENTADA
n+1 n ( q oh−qoc )∗∆ t∗5.615

h =h −
π∗∅∗( r h2−r w2 )∗(s oi −s¿ )
n+1 n ( 370.31−30 )∗9∗5.615

h =h −
π∗19∗( 1.68 −1.75 )∗(o .6−0.45)
2 2
n+1
h =8014.81 ft
20.7 ALTURA DE COLUMNA DEL PETROLERO
h h=4∗h ∗19453.61−√ 16∗( h ) ↑2∗19453.612−152−8∗( 8014.81 ) ↑2∗19453.61

n+1 n+1
h h=8014.86


Capítulo 4. Conclusiones
Los métodos térmicos son una buena alternativa en campos donde los yacimientos han
agotado su energía natural y necesitan ser estimulados para recuperar las reservas restantes. La
inyección continua de vapor en los yacimientos tiene la finalidad de bajar la viscosidad del aceite
para mejorar su movilidad, con el fin de incrementar el gasto de producción del yacimiento
durante un cierto periodo de tiempo.
Para conservar una temperatura elevada en el trayecto de la tubería hasta llegar al pozo, se
tiene que contar con un gasto alto de inyección de vapor. De esta forma se disminuye las
pérdidas de calor que se disipan hacia las formaciones.
La presión de inyección debe ser mucho mayor a la presión que se encuentra el pozo, si esto
no sucediese el fluido inyectado no llegaría al pozo.
RECOMENDACIONES
Se debe estudiar cuidadosamente cuantos ciclos de inyección de vapor se realizarán ya
que la aplicación intensa de este método en un yacimiento, podría hacer ineficaz el uso posterior
de métodos de desplazamiento para la recuperación de petróleo. Aplicar un aislante a la tubería
de inyección-producción con el fin de reducir las pérdidas de calor hacía los alrededores. A
mayor espesor del aislante se podrá obtener una mejor calidad de vapor y una mayor temperatura
en el fondo del pozo.


Referencias
Almendras, C. (2017). https://es.scribd.com/document/365962117/Campo-Bermejo-Informe.
Alvarado , D., & Banzer, C. (2002). Recuperacion Termica de Petroleo.
Bidner, M. S. (2001). Propiedades de las rocas y fluidos en reservorios de Petroleo.

Universidad de Buenos Aires
https://es.slideshare.net/AlvaroIvanIralaBarrios/propiedades-de-la-roca-y-los-fluidos-en
reservorios-de-petroleó.
Luksic, A. (22 de septiembre de 2010). El Pais. Obtenido de
http://elpaisonline.com/index.php/2013-01-15-14-16-26/ecologia/item/33806-bermejo-de-
pionera- petrolera-a-invadida.
 Martinez B, F. (2002). “Estudio de Sensibilidad del Proceso de Inyeccion Alterna de

Vapor”. Universidad del Orinte.


Bermejo 43

Cargado por

Copyright:

Formatos disponibles

Bermejo 43

Cargado por

Información del documento

Derechos de autor

Formatos disponibles

Compartir este documento

Compartir o incrustar documentos

Opciones para compartir

¿Le pareció útil este documento?

¿Este contenido es inapropiado?

Copyright:

Formatos disponibles

Bermejo 43

Cargado por

Copyright:

Formatos disponibles

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

INYECCION CICLICA DE VAPOR APLICADO EN EL POZO BJO X-

Nombres y Apellidos Código de estudiantes

AYALA APAZA KAREN MARILIN 63509

Carrera ING. EN GAS Y PETROLEO

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

En el presente proyecto se trabajan tres propiedades petrofísicas: porosidad, permeabilidad y

Palabras clave: Porosidad, Permeabilidad, Saturación

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

del proceso de formación que ha tenido el subsuelo.

formación productora, revestidores, tuberías de producción, válvulas, en las bombas y en los

equipos de superficie, lo que impide el flujo normal de fluidos y genera problemas de

Actualmente, se están empleando métodos de recuperación mejorada de petróleo con el empleo

de unidades especializadas, que presentan una amplia gama de herramientas y diversas

recuperación de los hidrocarburos en un 40 a 50 % más.

descubrir gas y condensado en la formación de Huamampampa del sistema Devónico, principal

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

sin alcanzar los resultados esperados.

ciclo cae debajo de un límite económico.

irrupción de vapor en la superficie, y para reducir la presión de vapor en el yacimiento se dejó

produjeran. A partir de este hallazgo se diseñó el proceso de estimulación por Inyección

desde complejas simulaciones numéricas hasta simples expresiones analíticas.

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

convertido en un componente muy importante en los procesos de recuperación térmica. Se

tecnologías (pozos horizontales e IAV) en yacimientos de crudos pesados. Sin embargo, no se

este tipo de proceso puede actuar más favorablemente en pozos horizontales.

hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero, correspondientes a las

1500 BPD de petróleo espeso de 24.7°API, de la formación Tarija logrando la extracción de

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

por tratarse de la explotación continua.

total de 41 pozos perforados, 5 de los cuales son productores, 4 inyectores, 11 se encuentran en

reserva y 21 fueron abandonados. El campo produce de las Formaciones. Huamampampa I,

Huamampampa II (gas condensado), (YPFB, 2010).

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

2.1 OBJETIVO GENERAL

 Aplicar una Inyección Cíclica de Vapor al Pozo BJO-X43.

2.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

 Mejorar la producción en el pozo BJO X43 con la Inyección Cíclica de vapor..

 Determinar las etapas del proceso de Inyección Alterna de Vapor.

 Calcular los parámetros técnicos para la aplicación de la Inyección Alterna de

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

3. GENEREALIDADES DEL CAMPO

3.1 UBICACION DEL CAMPO BERMEJO

departamento de Tarija, a 210 Km de la ciudad del mismo nombre, en la frontera con la

República Argentina. Posee una superficie de 100.88 Km2.

3.2 FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO BERMEJO

Actualmente los reservorios se encuentran con alta producción de agua de formación y

Asignatura: Reservorios III

Autor/es: Mike, Marilin, Karen, Ruben, R. Alex

intercalaciones de lutitas y escasa diametita, también compues de limonitas.

areniscas de color de blanquecino, finas a medianas, con cemento siliceo y compactas.

4. FORMACIONES ESTATIGRAFICAS DEL CAMPO BERMEJO X-43