Inyección de Vapor en pozos petroleros

TÍTULO PROYECTO: “MODELO PREDICTIVO PARA LA GENERACIÓN DE SULFÚRO DE HIDRÓGENO EN PROCESOS DE INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR, A TRAVÉS DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, VENEZUELA”. — Bienvenidos, hoy, vamos a conocer la aplicación de un novedoso «modelo predictivo para la generación de sulfuro de hidrógeno en procesos de inyección alterna de vapor a través de la simulación numérica» en yacimientos de crudos pesados y extrapesados. — En Venezuela, los yacimientos de la Faja Petrolífera del Orinoco contienen petróleo Extrapesado de un promedio de 8,4°API y un contenido de azufre del 4,4%, por esta razón son considerados recursos energéticos no convencionales, porque requieren tecnologías de producción diferentes a las prácticas comunes de explotación. — Hasta hoy, la técnica de explotación empleada en la Faja Petrolífera del Orinoco, ha sido el de recuperación primaria o agotamiento natural utilizando pozos de perforación multilaterales. Esta técnica tiene un factor de recobro estimado de sólo el 2% al 9%. — En consecuencia, la aplicación de un proceso térmico de recuperación de petróleo a través de la inyección alterna de vapor es la metodología recomendada para aumentar la producción y el recobro de petróleo extrapesado. — Ahora bien, la masificación de estas tecnologías de inyección de vapor tienen como consecuencia la generación de gases ácidos en el yacimiento, compuesto principalmente por sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono, estos compuestos son tóxicos y al ser diluidos en agua son muy corrosivos, el manejo de estos gases en superficie puede limitar las operaciones, la producción, causar daños al ambiente y poner en riesgo la seguridad e integridad del personal. — Debido a esta problemática, es primordial el desarrollo eficiente de estrategias para controlar y mitigar la generación de estos gases en procesos térmicos. — Pero, ¿existirán alternativas tecnológicas que permitan predecir la generación de gases ácidos en procesos de Inyección Alterna de Vapor para la optimización de la Recuperación Mejorada de Hidrocarburos? — Sorprendentemente sí, hemos diseñado y validado un modelo experimental predictivo de sulfuro de hidrógeno que permite estimar la generación de gases ácidos en procesos de Inyección Alterna de Vapor específicamente para las arenas no convencionales que conforman los yacimientos de la Faja Petrolífera del Orinoco. — Nuestro modelo predictivo incluyó la integración de datos de generación de gases ácidos desde laboratorio hasta los reales en las áreas operacionales, elaboración de un modelo de simulación térmica con herramienta numérica para Inyección alterna de vapor e inclusión de un novedoso paquete pseudocinético de reacciones químicas correspondientes al proceso de acuatermólisis en los yacimientos de arenas no consolidadas, generando así los perfiles de producción de gases ácidos a las condiciones operacionales del proceso térmico que se aplicará. — Finalmente, el modelo permite minimizar los efectos del sulfuro de hidrógeno sobre los equipos, riesgos para el personal e impacto al ambiente. Reduce los costos asociados a las concentraciones de secuestrantes inyectados para los proyectos de Inyección alterna de vapor e Inyección continua de vapor. Apalanca el Plan de la Patria a través del desarrollo tecnológico que permita alcanzar el factor de recobro comprometido para la Faja Petrolífera del Orinoco. Disminuye la incertidumbre en la confiabilidad de las operaciones a partir de una metodología de trabajo que se podrá aplicar al resto de los proyectos de Inyección Continua de Vapor en los campos de la Faja Petrolífera del Orinoco y posiciona a Venezuela como referencia técnica en el desarrollo de un modelo predictivo de H2S de competencia mundial.