APLICACIÓN DE LOS PROCESOS TÉRMICOS EN LA RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS

APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA EN POZOS HORIZONTALES (SAGD, HASD, VAPEX, CAPRI, THAI).

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL ASISTIDA POR VAPOR (SAGD)

Iniciada en Canadá y difundida en Venezuela, Estados Unidos y China, la técnica de segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD) ha surgido como una opción muy llamativa para incrementar la recuperación de crudos pesados a nivel mundial, debido a que presenta grandes ventajas desde los puntos de vista técnico, económico y ambiental. Sin embargo, la limitación que presenta el SAGD es la misma que poseen los procesos de inyección de vapor convencionales: no pueden ser aplicados a grandes profundidades debido a las pérdidas de calor que ocurren durante el flujo del vapor desde superficie hasta la formación de interés, siendo este el gran obstáculo que impide aplicar el SAGD en yacimientos profundos.

CONCEPTO

La segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD) es una técnica que emplea como único mecanismo de producción de petróleo el drenaje gravitacional, mientras aprovecha de manera combinada los mecanismos de conducción y convección del calor proporcionado por una cantidad de vapor que es inyectado a la formación que contiene crudo pesado. Debido a la diferencia de densidades, el vapor tenderá a ascender hasta el tope de la formación, mientras que el crudo y el condensado se movilizan en sentido contrario.
 
Un sistema SAGD se compone de dos pozos horizontales paralelos en el plano vertical ubicados uno encima del otro. Debido a la poca movilidad que poseen los crudos pesados y extrapesados se utiliza una distancia de unos pocos pies entre estos para que el petróleo pueda fluir hacia el pozo inferior (Productor). Por ejemplo, en el campo Tía Juana ubicado al occidente de Venezuela, la viscosidad del petróleo es de diez mil a veinte mil centipoise, se usan distancias de solo quince pies entre los pozos.
 
Para el funcionamiento del sistema, una cierta cantidad de vapor es inyectada de manera continua a través del pozo superior con el objetivo de formar una cámara de vapor alrededor de este pozo. Este vapor servirá para calentar el crudo y reducir su viscosidad haciendo que, por gravedad, fluya hacia abajo y sea producido a través del pozo inferior. Esta configuración se puede observar en la figura.
 
Figura. Esquema del sistema SAGD
 
El flujo del vapor ocurre, como se muestra en la figura, hacia arriba y lateralmente, lo cual hace que la cámara de vapor tenga una forma de pirámide invertida, limitada por una zona, denominada interfase, en donde ocurre la condensación del vapor. De esta manera, el agua condensada y el petróleo calentado fluyen por gravedad hacia el pozo inferior.
 
Figura : Cámara de vapor SAGD.
 
La tecnología SAGD puede ser aplicada en yacimientos de crudos pesados y extrapesados que posean un buen espesor de arena. La arena debe tener un sello natural y las profundidades de yacimiento deben permitir tener vapor en las arenas de interés. Los yacimientos deben poseer buena permeabilidad vertical para asegurar la formación de la cámara de vapor, bajo corte de agua y alta viscosidad del crudo.

Etapas del proceso SAGD

  • Primera etapa: Precalentamiento.

Luego de ser perforados los pozos horizontales en la parte baja de la formación ambos son calentados previamente, con el objetivo de lograr la comunicación térmica de entre los pozos, para movilizar el petróleo entre ellos por conducción térmica y comenzar a formarse la cámara de vapor en la zona de inyección. Sin embargo, para el caso de la implementación del SAGD en yacimientos profundos no se requerirá esta primera etapa, puesto que la viscosidad del crudo, debido a la temperatura del yacimiento, será lo suficientemente baja como para que el petróleo posea una cierta movilidad que le permita fluir hacia el pozo productor.
  • Segunda etapa: Crecimiento vertical de la cámara de vapor.

Esta etapa está referida al crecimiento de la cámara hacia el tope del yacimiento, el que debe estar limitado por una barrera (por ejemplo, una lutita bien definida) que impida la fuga del vapor inyectado a los estratos suprayacentes.
  • Tercera etapa: Crecimiento lateral de la cámara.

La cámara de vapor al alcanzar el tope de la formación se logra la máxima producción y  esta comienza a crecer lateralmente lo que lleva a la obtención de la forma final de la cámara de vapor, que corresponde a la mostrada en la figura.
Figura. Forma final de la cámara de vapor.
  • Cuarta etapa: Declinación del proceso.

Esta etapa se alcanza cuando la cámara ha alcanzado el pozo productor y hay pérdidas de calor, en consecuencia se observa una disminución en la producción. Para retardar esta etapa de manera eficiente, es fundamental monitorear constantemente la tasa de producción con el fin de que la cámara de vapor ocurra de forma óptima a lo largo de la vida del proyecto, lo cual se obtiene evitando que ocurra la ruptura del vapor, puesto a que después que esta se produce se genera un canal preferencial de flujo y una parte del vapor que se inyecta fluye directamente hacia el pozo productor, lo que implica un uso ineficiente de la energía. Debe procurarse una tasa de producción no muy elevada pues esto conlleva a una rápida ruptura del vapor.

Tipos de pozos SAGD

  • SAGD  Convencional

Consiste en la perforación de un pozo horizontal productor (pozo inferior) y un pozo horizontal inyector (pozo superior) paralelos en el plano vertical, en el cual se inyecta vapor hasta formar la cámara de vapor y comenzar a drenar petróleo y condensado hacia el pozo productor.

Figura. SAGD Convencional.
Único pozo SAGD: Consiste en un solo pozo horizontal, en el cual se inyecta vapor en el extremo más alejado de la sección horizontal del pozo, con una tubería delgada aislada y concéntrica tipo “tubería continua” y simultáneamente producir los fluidos por el anular, con la ayuda de un método de producción artificial, convencionalmente bombeo mecánico ubicado a la profundidad  del talón del pozo. El único pozo SAGD ha sido desarrollado por la necesidad de recuperar reservas de crudo pesado en yacimientos de espesor delgado. Estos yacimientos no son económicamente viables para recobro térmico utilizando técnicas convencionales como el SAGD dual, inyección continua o cíclica de vapor.
Figura. Único pozo SAGD.
  • SAGD Mejorado

En este escenario se utiliza un pozo horizontal productor y uno o varios pozos verticales inyectores. El número de pozos inyectores dependerá de la longitud de la sección horizontal del pozo productor.

Figura. SAGD Mejorado.

Configuración de los pozos en el proceso SAGD En este proceso se han utilizado dos configuraciones básicas de arreglos de pozos inyectores: Pozos inyectores horizontales y pozos inyectores verticales. En el primer caso un pozo horizontal inyector es ubicado en forma paralela por encima de cada productor.

Figura: Configuración de un Pozo inyector horizontal.

La principal ventaja de utilizar este tipo de arreglo es que, luego de alcanzar la comunicación inicial, toda la longitud horizontal del pozo productor queda activa para el drenaje, alcanzándose altas tasas de flujo en corto tiempo. El principal problema que se presenta cuando se emplea un pozo horizontal como inyector es lograr la distribución uniforme del vapor a lo largo de toda la longitud horizontal, especialmente durante los períodos iníciales, ya que la condensación del vapor en la sección horizontal que no está calentada reduce el espacio disponible para la inyección. Este problema puede reducirse o eliminarse si el pozo es previamente calentado mediante la circulación de vapor. En el arreglo de inyectores verticales el vapor es inyectado a través de uno o varios pozos localizados encima y a lo largo de cada productor.

Figura. Configuración de un Pozos Inyectores Verticales

Criterios para la aplicación del proceso SAGD

La tecnología SAGD puede ser aplicada en yacimientos de crudos pesados y extrapesados que cumplan las siguientes características:
  • Profundidad menor a 4.500 pies.
  • Espesor neto definido como una sección continua mayor de 50 pies de espesor.
  • Buena continuidad lateral de la arena con el fin de poder evaluar más de un par de pozos y otro tipo de arreglo.
  • Presión mayor a 200 lpca.
  • Relación de permeabilidades (Kv/Kh) mayor a 0.8.f) Porosidades mayores a 20%.
  • Corte de agua menores a 90%.
  • Viscosidades mayores a 300 cP.
  • Gravedad API menor a 15°.
  • Sello lutítico en el tope de la arena objetivo
    mayor a 5 pies.

Ventajas y desventajas del proceso SAGD

La técnica de segregación gravitacional asistida por vapor presenta varias ventajas respecto a los métodos térmicos convencionales (como las inyecciones continua y cíclica de vapor) cuando es utilizada en el recobro de crudos pesados. Debido a que estas ventajas se encuentran en los puntos de vista: técnico, económico y ambiental, la técnica de SAGD se ha convertido en un método muy atractivo para la industria petrolera.

Ventajas técnicas:

Las ventajas técnicas se deben a diferentes factores que intervienen en un proceso SAGD. Por ejemplo, debido al uso de pozos horizontales en este método de recobro se presentan algunas ventajas:
  • Comparados con los resultados obtenidos con métodos en los que se emplean pozos verticales, al utilizar pozos horizontales se presenta un incremento en el área de drenaje, permitiendo la producción de hidrocarburos que de otra forma no serian recuperables.
  • Debido a que los pozos horizontales generan una menor caída de presión por unidad de longitud, se reducen las probabilidades de conificación del agua, minimizando daño al pozo.
Además, debido a las condiciones de operación que ocurren durante el proceso  se tienen las siguientes ventajas:
  • Debido a que el SAGD es un proceso en el que se aprovecha únicamente el drenaje gravitacional, por lo cual no se realiza un empuje con el fluido inyectado, se requiere de una menor presión de inyección comparada con la inyección continua y la cíclica. Esto se traduce en menores costos de compresión así como en la posibilidad de utilizar tuberías de menor resistencia.
  • Se alcanza una mejor movilidad del petróleo, ya que este permanece caliente hasta que es drenado al pozo productor. Esto se debe principalmente al empleo de distancias cortas entre los pozos y a que se asegura que el crudo se encuentre siempre en contacto con los fluidos calientes.

Ventajas económicas

Cabe señalar que las anteriores ventajas reducen costos y hacen que el proceso sea más rentable. Además existen otras ventajas que presenta el SAGD desde el punto de vista económico, a saber:
  • El costo de la perforación de una sección horizontal puede ser cuatro veces mayor al costo de un pozo vertical, pero la producción alcanzada en el primer caso puede ser diez veces mayor que la registrada tras la implementación de pozos verticales.
  • Los dos pozos del sistema SAGD son perforados en una misma locación, lo que reduce significativamente los costos de perforación y de las facilidades de superficie.

Ventajas ambientales

En este punto debe tomarse en cuenta que el hecho que en el proceso de segregación gravitacional asistida por vapor se realice todo un esquema de explotación de un yacimiento con pocos pozos y que las facilidades de superficie son menores que las requeridas en otros procesos es un factor determinante para la disminución drástica del impacto ambiental que el proceso puede llegar a generar.

Desventajas:

Algunas de las principales desventajas que implica la técnica de segregación gravitacional asistida por vapor desde el punto de vista práctico se enuncian a continuación:
  • Debido a las grandes pérdidas que ocurren durante el flujo del vapor hacia la formación     de interés, el proceso se restringe a profundidades menores a 4.500 pies.
  • Altos costos asociados a la instrumentación de los pozos productores e inyectores.
  • Altos costos para la generación del vapor.
  • Complejidad en las completaciones de los pozos horizontales.
  • Requiere buena caracterización dinámica y estática de los yacimientos.

Limitaciones del proceso SAGD:

  • Espesor de arena neta petrolífera:

En arenas delgadas las pérdidas de calor a estratos adyacentes pueden ser muy grandes, resultando inefectivo el proceso, de manera que los parámetros de inyección deben ser tal que minimicen la transferencia de calor hacia estos estratos.

  • Permeabilidad de la formación

Cuando el yacimiento es isotrópico (Kv/Kh=1), el crecimiento vertical de la cámara durante la primera etapa del proceso es uniforme, llegando el mismo hasta el tope de la formación. Cuando la permeabilidad vertical es muy baja, la cámara de vapor llega hasta el tope de la formación, observándose un crecimiento más adecuado hacia los lados.

  • Longitud de la sección horizontal/ Caída de presión

La máxima longitud horizontal permitida para pozo inyector está influenciada por la caída de presión dentro del pozo. En la mayoría de los casos esta caída de presión entre en pozo inyector entre el pozo inyector y productor a nivel de yacimiento es pequeña por la cercanía de los pozos. La presión de inyección al final del pozo horizontal inyector no debe ser tan alta o el vapor podría canalizarse rápidamente al pozo horizontal productor.

  • Intercalaciones de lutitas

La presencia de lutitas como estrato superior inmediato, para impedir la comunicación vertical de los estratos y la pérdida de calor, pues la lutita cumple una función de sello.

  • Formaciones de emulsiones

Es un problema típico que se presenta en los procesos de recuperación térmica, lo cual se traduce en la formación de mezclas con viscosidades mayores que las del crudo. La formación de emulsiones puede verse afectada por los patrones que se usan para la inyección y por las mismas condiciones del yacimiento, como humectabilidad y saturación de agua connata. Por ejemplo, tenemos que el grado de emulsificación puede ser afectado por la distancia entre los pozos inyector y productor, si estos están más cercanos, mayor es la probabilidad de que se formen emulsiones.

Equipos utilizados en superficie según el proceso

En los cuatro grandes procesos que se realizan en la EGV, se involucran una cantidad de equipos y facilidades, operando bajo parámetros ya definidos. Para una mejor comprensión, se listará, por proceso, los equipos a utilizar.

 

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL ALTERNO CON VAPOR (HASD)

Fundamentos del proceso HASD es un proceso de recuperación térmica que integra tecnología de pozos horizontales, con inyección cíclica e inyección continua de vapor y es una opción interesante para mejorar la explotación de yacimientos de crudos pesados y extrapesados en arenas delgadas y muy delgadas, donde la eficiencia térmica y la construcción de pozos para la aplicación de otros métodos de recuperación térmica como SAGD e ICV se ven comprometidos. Fue concebido por la compañía Francesa TOTAL en el año 2000.

Este sistema consiste en la combinación de tecnología de pozos horizontales (paralelos al buzamiento de los estratos) que se encuentren en el mismo plano horizontal, junto con mecanismos de desplazamientos que incluyen la disminución de la viscosidad con la temperatura (calentamiento de la formación). Los pozos son perforados uno al lado del otro en la zona baja del yacimiento y con un espaciamiento similar al utilizado en SAGD. Cada pozo sería inyector y productor de forma alternada, pero los periodos de inyección y producción serían iguales y coordinados entre pozos vecinos, es decir, cuando un pozo cambia a productor su vecino cambia a inyector. El período de tiempo típico para cambiar la modalidad de los pozos puede estar alrededor de los seis meses.

En la figura se muestra el esquema general del proceso HASD, donde se observa la alternancia de los pozos, para funcionar como inyectores o productores según la fase del proceso. Se dice que el proceso HASD ha realizado un ciclo cuando sus pozos has cumplido con su función de inyección y producción de forma consecutiva.

Figura. Esquema general del proceso HASD
 
El objetivo primario de este proceso es proporcionar energía térmica en las cercanías del pozo, usando el vapor como medio de transporte de calor y permitiendo que la roca actúe como intercambiador para el almacenamiento de la energía inyectada. Este calor es entonces  usado para disminuir la viscosidad del petróleo que fluye a través de la región calentada.

Básicamente implica tres etapas:

  1. Una rápida, pero temporal, inyección de vapor húmedo (calidad alrededor de 70 a 85 %) por un periodo de tiempo especifico (1 a 3 semanas) dentro de un pozo de petróleo.
  2. Un corto periodo de remojo (3 a 6 días), en el cual la mayor cantidad del calor latente del vapor es transferido dentro de la formación que rodea (adyacente) al pozo.
  3. Período donde el pozo es puesto en producción por varios meses.

Durante la última etapa, la tasa de producción de fluidos calientes al comienzo es más alta que la de la producción primaria en frío. Sin embargo, la tasa de petróleo declina con el tiempo a valores cercanos a los de la etapa de pre-estimulación, ya que el calor es removido con los fluidos producidos y disipado dentro de las formaciones  no productivas adyacentes. Estas tres etapas se repiten ciclo por ciclo, hasta que el proceso resulte no rentable.

Figura. Proceso HASD.
 
En la figura.a podemos observar cómo se genera la cámara de vapor en uno de los pozos, mientras que el siguiente pozo actúa como productor. La figura.b Muestra como en el siguiente ciclo el pozo que inicialmente era productor fue cambiado a inyector mientras que el que anteriormente inyectaba vapor ahora produce petróleo. Mientras que la figura.c muestra el impacto de la inyección progresiva de vapor por ambos pozos, durante ciclos sucesivos, generando el calentamiento del yacimiento y sus fluidos. HASD surge como una estrategia de recuperación para arenas delgadas y muy delgadas desde el punto de vista operacional, en comparación con el método SAGD, el cual requeriría posicionar dos pozos horizontales en una sección transversal de una arena delgada. De hecho, el proceso SAGD es aplicable para arenas con espesores mayores a 50 pies. Adicionalmente, el número de pozos requeridos para un mismo espaciamiento se duplica para el proceso SAGD, en comparación al proceso HASD, como se observa en la Figura.
 
 Figura. Comparación SAGD vs HASD
 
Dentro de las desventajas presentadas por el proceso HASD, se pueden mencionar el considerable estrés térmico al cual se someten el fondo del pozo, la cementación y las completaciones.

Rango de aplicación del método HASD

Generalmente para este método  es muy difícil encontrar información documentada sobre la aplicación en campo de HASD, Es un método relativamente nuevo  y la información que existe sobre este método es  más que todo pruebas de simulación.
 
Este método surge como alternativa para SAGD, no es difícil  pensar que la variación de los rangos de aplicación  entre  uno y otro sea muy similar. En específico  el rango que difieren estos dos métodos es el espesor de la arena petrolífera
 

Condiciones Operacionales.

Las condiciones operacionales son las Siguientes:
 
Estas condiciones varían entre un yacimiento y otro, ya que depende absolutamente de las características principales como la estructura del yacimiento, la porosidad, el petróleo original en sitio, viabilidad económica etc.

EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO ASISTIDA CON VAPOR (VAPEX) PRINCIPIO.

El proceso VAPEX (Extracción por vapor) por lo general usa un par de pozos horizontales uno encima del otro y también desplazados horizontalmente. Este proceso utiliza un solvente de hidrocarburo liviano en el rango de propano y butano (o alguna combinación de hidrocarburos livianos) inyectado en el pozo horizontal superior. El solvente se difunde en el petróleo pesado o bitumen diluyéndolo y, al final, reduciendo su viscosidad para permitirle drenar por gravedad al pozo de producción horizontal inferior.
 
Las condiciones de operación son controladas con el objetivo de mantener el solvente en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para así aumentar al máximo los efectos de dilución del solvente. El solvente también puede tener efectos de remoción de asfalto sobre el crudo pesado o bitumen dependiendo de la composición del solvente.

Mecanismos de recobro

1.-Segregación gravitacional

El solvente se difunde en el petróleo pesado o bitumen diluyéndolo y, al final, reduciendo su viscosidad para permitirle drenar por gravedad al pozo de producción horizontal inferior.
  • Transferencia de masa.
  • Difusión molecular.
  • Dispersión mecánica.
  • Altura de drenaje.
  • Heterogeneidad de yacimiento.
  • Distancia  entre pozos.

2.- Humectabilidad del medio poroso.

El uso de solventes puede inducir precipitación de asfáltenos y en algunos casos podría bloquear el flujo de crudo en la formación. No obstante, este tema es controversial y requiere más investigación. Aunque la mayoría de científicos coincide en reportar la ocurrencia de precipitación de asfáltenos, todavía no hay suficiente evidencia para confirmar el bloqueo o la reducción significativa de la producción de crudo en todos los yacimientos, ya que depende de las propiedades químicas del solvente y del crudo pesado, y también de variables como temperatura y presión de yacimiento.

Por ejemplo, en 1994, Das, de la Universidad de Calgary, realizó experimentos con Crudo Peace River y reportó que el butano no causa precipitación de asfáltenos. Pero cuando utilizó Crudo de Lloydminster, el butano precipitó un poco de asfáltenos. Wu y colaboradores, de la Universidad de Alberta, utilizaron un simulador composicional (Stars) para modelar la precipitación de asfáltenos y en junio de 2005 reportaron inexistencia de evidencias para demostrar que los asfáltenos impidan el flujo de crudo en yacimientos donde Vapex es utilizado. 

Otros factores que afectan y determinan la eficiencia de Vapex son: la transferencia de masa, la difusión molecular, la dispersión mecánica, la altura de drenaje, la heterogeneidad de yacimiento, la distancia entre pozos y la humectabilidad del medio poroso. Aunque existen ecuaciones para modelar algunos de estos factores individualmente, los modelos desarrollados en laboratorio para el estudio y la simulación de Vapex aún no han sido completamente correlacionados o ajustados a las condiciones en campo. Los resultados obtenidos hasta ahora indican que Vapex es una tecnología apta para ser implementada en yacimientos de crudos pesados y bitúmenes, no sólo en Canadá sino que puede ser adaptada en otros países. La aplicación de Vapex en la industria se encuentra en su etapa inicial y su optimización depende fundamentalmente de la investigación de factores que hasta el momento no han sido considerados y que son determinantes en la implementación del proceso.

3.- Configuración de pozos

La extracción de petróleo asistida con vapor (VAPEX) es un proceso relativamente nuevo que está siendo probado en Canadá. Consiste en la inyección de un solvente miscible, que reduce la viscosidad del petróleo pesado. El método puede ser aplicado en un pozo por vez o en pares de pozos. Los procesos VAPEX (Extracción de Vapor),
usualmente utilizan un par de pozos horizontales, uno encima del otro y desplazados también de manera horizontal. En el enfoque que utiliza un solo pozo, se inyecta solvente desde el extremo de un pozo horizontal. En el caso que implica dos pozos, se inyecta solvente en el pozo superior de un par de pozos horizontales paralelos. Los gases valiosos son barridos después del proceso mediante la inyección de gas inerte.El método VAPEX ha sido estudiado extensivamente en laboratorios y en operaciones de simulación y está siendo sometido a pruebas piloto, pero aún no fue desplegado en operaciones de campo de gran escala.

Los métodos termales, como sus contra partes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Los factores de recuperación son más elevados que en el caso de los métodos de producción en frío—con excepción del método de minería pero también lo son los costos asociados con la generación de calor y el tratamiento del agua.

Factores que afectan el proceso de VAPEX

El costo del solvente es el factor económico más importante en el diseño de Vapex. Estudios experimentales desarrollados por Butler y colaboradores, en 1995, determinaron que la relación óptima entre solvente y crudo debe estar dentro de un intervalo de 0,12 m3 a 0,3 m3 de solvente por m3 de crudo pesado. Los solventes más utilizados en Vapex son propano, butano o mezclas de propano-butano. Sin embargo, en 1994, Lim G. y colaboradores utilizaron etano como solvente para estimular la producción de crudo pesado en el campo Cold Lake, de Imperial Oil.

Aspectos prácticos

Ventajas y desventajas del proceso VAPEX

Ventajas

•      Mejoramiento in situ del petróleo. El crudo producido se puede transportar fácilmente y tiene una buena calidad para ser refinado.
•      Bajas emisión de gases de efecto de invernadero.
•       Se inyecta solvente en vez del vapor de agua para ablandar el bitumen.
•       Con Vapex el proceso requiere menos energía que SAGD.
•      Los costos de operación son más bajos que en el proceso de SAGD e inyección de vapor.

Desventajas

  • Alto riesgo de precipitación de asfáltenos.
  • La economía depende de la cantidad de solvente recuperado.
  • Se requiere de una muy buena eficiencia de movilidad del solvente.

Equipos utilizados en el proceso

  • Calentadores
  • Tanques de diluentes
  • Tanques de almacenamiento de crudo
 Figura. Esquema de de los equipos utilizados en el proceso VAPEX 

OE TO HEEL AIR INJECTION (THAI)

El proceso Thai es un Nuevo método de recuperación para yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Básicamente es una variante de un proceso convencional de Combustión en Sitio  en la que se integran conceptos del mismo con la tecnología de pozos horizontales.

Fundamentos del proceso

La tecnología THAI hace uso de un pozo vertical de inyección de aire, con uno de producción horizontal. Integrando tecnologías ya existentes, proporciona la oportunidad de crear un cambio de ritmo en el desarrollo de los recursos de crudos pesados y extrapesados a nivel mundial.  

Durante el proceso se forma un frente de combustión generando calor, lo que reduce la viscosidad del crudo mejorando su movilidad y al mismo tiempo, se craquean los componentes de alto peso molecular e inmóviles para generar productos móviles, menos densos y de menor viscosidad.

A medida que avanza el frente de combustión, el petróleo calentado es producido de forma gravitacional hacia el pozo horizontal, de esta manera el frente de combustión barre el yacimiento de forma muy eficiente, obteniendo un estimado del factor de recobro del 80% del Petróleo Original en Sitio (POES).

Con la finalidad de lograr un óptimo desarrollo del proceso THAI, el pozo vertical debe estar ubicado buzamiento arriba en el yacimiento y los horizontales en las zonas relativamente más bajas. Los gases calientes (principalmente nitrógeno, dióxido de carbono y vapor de agua) atraviesan la zona fría del crudo delante de la zona de combustión a temperaturas de 400 y 700°c, creando una zona de movilidad en donde el crudo y los gases fluirán hacia el pozo.

Finalmente, la producción se estabilizara a una tasa determinada, cuando el frente de combustión avance a una velocidad constante, lográndose con esto un mejoramiento uniforme del crudo de la formación.

Figura. Representacióndel proceso THAI

Equipos de superficie

Entre algunos de los equipos de superficie que se deben utilizar en un proceso de THAI se pueden mencionar:
  • Planta compresora
  • Centro de control
  • Planta de tratamiento
  • Separadores

Etapas del proceso THAI

1.- Puesta en marcha

En la puesta en marcha, tanto el pozo horizontal como el vertical son precalentados con vapor durante un corto periodo de tiempo (3 meses) a fin de mejorar la movilidad alrededor del pozo vertical y facilitar la inyección de aire. Después de estos tres primeros meses se detiene la inyección de vapor y se empieza a inyectar aire por el pozo vertical, para iniciar la combustión y mantenerla.

2.- Zona de coque

El área roja muestra donde están siendo depositadas las fracciones pesadas (coque) en el yacimiento. El coque es el combustible para el proceso, el cual se obtiene a través de la quema de aproximadamente un 10% del crudo en sitio. Este coque es
depositado entre la base del yacimiento y el frente de combustión.

3.- Petróleo movilizado

Figura.Representación del movimiento de fluido.

El área verde es donde la saturación de petróleo ha sido reducida de un 80% hasta un 50%, mostrado que el mismo se ha movido desde la zona dentro del pozo horizontal.

4.- Combustión

Se inyecta aIre encendido dentro del yacimiento, auto encendido el petróleo y se crea una zona de combustión de alta temperatura (400- 700°c). El fluido inyectado caliente entra en contacto con el crudo frio en frente de la zona de combustión causando el adelgazamiento de las fracciones de crudo para movilizarlas y las fracciones pesadas son en parte utilizadas para generar el coque. El crudo liviano y el agua del yacimiento vaporizada son barridos dentro del pozo horizontal hasta la superficie. El frente de combustión se mueve a razón de veintitrés centímetros por día (23 cm/dia) o cien metros por año (100 m/año).

5.- Estado de equilibrio

Mientras continúa la inyección de aire, el frente de drenaje de crudo aumenta hasta llegar al borde de la zona modelada. En este momento, se establece un banco de aire continuo y se espera que la producción se estabilice.

En el estado de equilibrio, la forma del frente de drenaje de petróleo es constante, lo que permite controlar el flujo de oxigeno y garantizar que predomine el proceso de oxidación a altas temperaturas.

Figura. Diagrama representativo del estado de equilibrio

6.- Estado final

La parte delantera del volumen de drenaje ha alcanzado ahora el talón (Heel) del pozo productor horizontal. El yacimiento ya esta precalentado y el proceso puede continuar en esta fase del estado de equilibrio a las tasas de producción máximas. La región detrás del frente encendido es ahora barrido de crudo, demostrando porque se esperan altos factores de recobro con el proceso de THAI.
 
Figura . Diagrama del estado final

Criterios para la aplicación de THAI

  •          El yacimiento debe ser lo más uniforme posible.
  •          Crudo con alto contenido de componentes pesados.
  •          Crudos con cierto porcentaje de asfaltenos.
  •          El espesor de la arena debe estar entre 8 y 100 pies.
  •          La gravedad del crudo debe ser de 8 a 25°API.
  •          Se recomienda que la profundidad se encuentre entre 3000 y 5000 pies.
  •          Presencia de gas libre es perjudicial.
  •         Presencia de zonas con lentes de lutitas que actúen como barreras para el vapor no es crítica.

Ventajas y desventajas del proceso THAI

Ventajas

THAI puede considerarse como una variante de Combustión in Situ, la energía para mantener la combustión proviene de la quema del coque que se encuentra establecido en el yacimiento. THAI, es más eficiente térmicamente que SAGD, y este aspecto ha sido siempre como uno de los atributos.

El azufre se reduce en aproximadamente un 20-30% y los metales pesados se reducen en aproximadamente un 90%, quedando como residuos inertes en el depósito de arena. Otro beneficio de THAI es que se realiza en sitio a través de la mejora de craqueo térmico del crudo pesado.

Las pruebas de laboratorio reflejan que crudos de 10 a 8 API han pasado a ser 16 – 18 API y muestras de 10.9 API fueron acondicionadas a cerca de 20 API. Tan pronto como el proceso este completamente estabilizado (es decir, cuando la expansión lateral del frente de combustión es completa), se espera que la mejora de la calidad del crudo producido sea más constante.

Además, la combustión genera productos derivados beneficiosos, por ejemplo, gases, calor y agua. Los gases arrastrados, como el nitrógeno, suben junto con el crudo hasta la superficie, donde son separados del mismo y comercializados.

Por otra parte, se ha demostrado que el agua producida durante el proceso es de muy alta calidad y análisis hechos a la misma indican que con poco tratamiento puede ser adecuada para usos industriales.

Específicamente las ventajas son:
  •          Proceso de combustión a corta distancia.
  •          El estimado de recuperación de recurso es de un 70-80%.
  •          No hay segregación gravitacional del aire o adedamiento
  •          Obtención de agua de mejor calidad durante el proceso de producción.
  •          Mejoramiento del crudo hasta 10 °API, por ende se requiere de menor refinación.
  •          Reducción del diluente requerido para transportar el crudo, debido a la disminución de la viscosidad del mismo.
  •          El combustible para mantener la combustión es el coque resultante del craqueo.
  •          Los pozos así como las instalaciones de superficie son convencionales.
  •          Mejor control sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente.

Desventajas

  • Temperaturas extremadamente altas, lo que conduce a que equipos tales como revestimientos, cubiertas y cabezales de pozo tengan que resistir el calor.
  • Cambios en la composición del crudo producido, pudiendo perder características importante, lo que haría mas difícil el proceso de refinación.
  •  Los remanentes de coque quemado pueden sellar el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión.
  • Severa corrosión en los equipos de subsuelo en caso de realizarse el proceso en modalidad de combustión húmeda, debido a la presencia de agua, CO2 como gas proveniente del proceso de combustión y las altas temperaturas manejadas en el proceso.

Beneficios del método THAI

a) Alta recuperación de hidrocarburos

  • Se estima una recuperación de aceite de hasta el 80% según cálculos experimentales (Xia y Greaves (2001)).
  • En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor.
  • Disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento.
  • Se puede mejorar la gravedad API del aceite, de 8 a 14 °API, para el caso del crudo pesado del yacimiento Wolf Lake.

b) Ambientales

  • No deteriora al medio ambiente.
  • Mayor aumento de la gravedad API del crudo; Petrobank (2008) estima una reducción del 22% de emisión de dióxido de carbono porque no se quema gas natural en superficie para generar vapor al compararse con el drene por gravedad asistida con vapor, además de un uso mínimo de agua dulce.
  • 50 por ciento menos de emisiones de gases de efecto invernadero.

c) Económicos

  • Cuando se lleva a cabo la combustión, se generan productos benéficos como gases, calor y agua. Gases como el nitrógeno, que llegan a superficie junto con el petróleo, que se pueden comercializar. Se genera calor que aporta energía al yacimiento para su producción y el agua producida se destila con calidad industrial.
  • Se puede operar con un solo pozo horizontal de producción, con un mínimo de vapor y de instalaciones de procesamiento de agua.
  • Mínimos requerimientos de gas natural para generar vapor.
  • Menor tiempo de ejecución del proceso

 CONTROLLED ATMOSPHERIC PRESSURE RESIN INFUSION (CAPRI)

Es THAI más un catalizador (similar a los que se usan en refinerías en todo el mundo) que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción; en otras palabras CAPRI (forma parte de los catalizadores heterogéneos o de contacto y realiza un proceso catalítico de hidrotratamiento) hace el trabajo de una refinería pero en el subsuelo. Ahora bien, combinando ambos sistemas lo que se quiere es iniciar fuego subterráneo y hacer fluir el petróleo pesado, a la vez que se mejoran las características del crudo, en términos de densidad, antes de llegar a superficie y eliminar los productos no deseados como azufre, asfaltenos y metales pesados.
 
En el proceso THAI – CAPRI la reacción creada por el frente de combustión provoca que los fluidos desciendan al pozo productor (horizontal) y entren en contacto con el catalizador, el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el pozo y es aquí donde ocurre la reacción química. El mejoramiento del aceite se produce al activarse la conversión catalítica, ya que el aceite movilizado pasa a través de la capa del catalizador.
 
El proceso THAI/CAPRI podría eliminar la necesidad de mejoradores como los del complejo de José en el estado Anzoátegui. Resultados de laboratorio demuestran que solo usando THAI se transforma crudo de 11°API a uno de 19°. Al aplicar CAPRI se puede disparar este valor hasta 26°API, produciéndose un crudo mejorado en sitio de muy alta calidad, que ofrece potenciales mejoras en cuanto a transporte y la refinación, y por ende económicas, lo cual no podría realizarse a través de otros métodos de recuperación mejorada.
 
Figura. Esquema del proceso CAPRI
 
Las condiciones de reacción son creadas delante del frente de combustión, en la zona de aceite móvil, entonces los fluidos resultantes al ser drenados hacen contacto con el catalizador alrededor del pozo horizontal productor. Las temperaturas generadas por el frente de combustión son de alrededor de 400 a 600ºC o mayores. Los fluidos comprenden agua (vapor), gases y aceite de combustión, incluyendo monóxido de carbono y una cantidad pequeña de oxígeno. Se lleva a cabo un craqueo (es un proceso químico por el cual se quiebran moléculas de un compuesto produciendo así compuestos más simples) extensivo delante del frente de combustión, proporcionando combustible para mantener las reacciones en frente de combustión, generando grandes cantidades de hidrocarburos ligeros.

Descripcion del proceso CAPRI-THAI

THAI –CAPRI combina una configuración especial de pozos verticales de inyección, pozos horizontales de producción, una combustión in – situ y un catalizador agregado al relleno de grava alrededor del o los pozo de producción. La idea que sustenta a THAI – CAPRI consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesado y, al mismo tiempo, mejorar el crudo antes de que salga del suelo.

Malcolm

Greaves, ingeniero químico de la Universidad de Bath en Inglaterra, fue quien desarrolló por primera vez la tecnología a principios de los 90. Desde entonces, THAI – CAPRI se ha seguido desarrollando y fue patentada en Canadá, Estados Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad intelectual y sigue trabajando con Greaves y otros expertos para adelantar la tecnología.

Para llevar a cabo el THAI – CAPRI, en primer lugar, los operadores encienden un fuego que se alimenta junto con aire que se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el
fondo del pozo vertical se encuentra el extremo, o “punta” (toe) del pozo horizontal. Al bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un calor tremendo dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo pesado, frío, cuya gravedad entonces hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. El gas producido a partir de la combustión hace subir el crudo hasta la superficie.

Teóricamente, el frente de combustión se mueve forzosamente hacia el principio, o “talón” (heel), del pozo horizontal, en vez de moverse descontroladamente en cualquier dirección. Esto sucede porque el frente sigue a la zona de baja presión del pozo horizontal. Al ser menor la presión en el pozo productor, el crudo fluye hacia éste con lo que prácticamente la cámara de combustión en succionada.

Simulaciones computarizadas de este proceso predicen que la recuperación de crudo será hasta de 80%, algo nunca visto en la industria de los crudos pesados. Resultados de laboratorio demuestran que sólo usando THAI se transforma crudo de 11° API en crudo de 19° API. Al agregar CAPRI se puede incrementar este valor hasta 26° API, lo cual permite producir crudo de muy alta calidad.

Este proceso posee otras ventajas teóricas, entre ellas, que no deteriora el medio ambiente. Por una parte, en comparación con la inyección tradicional de vapor, el proceso requiere menos energía en la superficie para hacer que fluyan el bitumen o el crudo pesado. No se requiere energía para generar vapor, ya que simplemente se comprime aire y se inyecta al yacimiento. Al no quemar gas natural en la superficie para generar vapor, Petrobank estima que pueden reducir en 22% las emisiones de dióxido de carbono. Al eliminar los mejoradores en la superficie, también se reducirán los gases de invernadero, una consideración importante para países como Canadá que ha ratificado el Protocolo de Kyoto.

Normalmente, los mejoradores en la superficie eliminan el coque. Los remanentes de coque quemado sellan el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión. Como resultado, el aire no puede ir directamente hasta el pozo horizontal ni pasar por encima del yacimiento de crudo, lo que dificulta la producción. Además, la combustión genera productos derivados beneficiosos, por ejemplo, gases, calor y agua. Los gases arrastrados, como el nitrógeno, suben junto con el crudo hasta la superficie, donde son separados del crudo y comercializados. Se puede liberar calor para generar energía. Es más, el agua producida será destilada, con calidad industrial, y como tal, requerirá un tratamiento mínimo para poder ser usada, por ejemplo, para irrigación.

Ventajas del proceso CAPRI

  • Es simplemente THAI más un catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción.
  • No deteriora el medio ambiente.
  • Se utilizan pozos horizontales de producción.
  • Consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesado y al mismo tiempo mejorar el crudo antes de que salga del subsuelo elimina el problema de la combustión en sitio tradicional, ya que puede controlar el movimiento de la cámara de combustión.
  • La recuperación esperada es del 80%.
  • Resultados en el laboratorio demuestran que solo usando THAI se transforma el crudo de 10ºAPI en un crudo de 19ºAPI.
  •  Permite un ahorro considerable en los precios de refinación.

Desventajas del proceso CAPRI

  •  Un problema con Thai/Capri podría ser sus temperaturas extremadamente altas.
  •  Con este proceso se cambia la composición del crudo producido, pudiendo perder características importantes, lo que haría más difícil o imposible la refinación.

CRITERIOS DE APLICABILIDAD DE LOS PROCESOS THAI Y CAPRI EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO.

 

Espero que la información sea de mucha ayuda, Gracias.!

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