Simulacion

Conclusiones

1. Resultados de 4 pruebas de inyección de vapor 3-D indican que el tratamiento con vapor en una configuración TTH fue posible para un crudo pesado con una viscosidad de 15,000mPas.

2. La prueba convencional de inyección continua de vapor (prueba #1) experimentó una caída de presión muy alta. La presión de inyección incrementó a 900psi (6,2Mpa), a partir de unacontrapresión de 300psi (2,1Mpa). La recuperación final de petróleo fue de 55%.

3. La primera prueba de tratamiento con vapor (prueba #2) en una configuración TTH fue tan poco exitosa como en la zonade vapor, en la mayor duración de la prueba no alcanzó la parte superior del modelo, sino que se desarrollo en todo el pozo productor horizontal similar a la modalidad SW-SAGD; se observó una intensacanalización de vapor a través del pozo productor horizontal. Por último, la zona de vapor se elevó al tope. La recuperación final de petróleo fue de 55%, y la relación de vapor de petróleo fueextremadamente alta.

4. En una prueba de inyección continua de vapor TTH con la co-inyección de nitrógeno, se adoptaron las siguientes modificaciones: desarrollo de una comunicación en frío (pordigitación de gas), una fase de comunicación caliente (vapor base), una inyección continua de vapor convencional limitada, una barra de obstrucción parcial en el pozo horizontal. Con estas mejoras la zonade vapor llegó al tope mucho más rápido y se observó una inclinación hacia el ángulo del frente térmico. La recuperación final de petróleo fue alrededor de 77%. Sin embargo, se presentaron ráfagasde vapor (indicativo de la canalización de vapor) a través del pozo productor horizontal, la temperatura de los fluidos producidos fue alta y la relación vapor-petróleo fluctuó ampliamente.

5.Usando propano en lugar de nitrógeno para la co-inyección con vapor, el proceso de inyección continua de vapor TTH es capaz de lograr la característica deseable de la inclinación deseable hacia el...