PROCESOS DE DESPLAZAMIENTO (ICV, IAC, CES) PARA YACIMIENTOS PESADOS

RECUPERACIÓN TÉRMICA

DEFINICIÓN

Es el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos productores Estos procesos suministran energía en forma de calor al yacimiento, reduciendo la viscosidad del petróleo y aumentando su movilidad, permitiendo que fluya más fácilmente a los pozos productores.

Una alta porosidad, alta saturación de petróleo y alta permeabilidad son las características de yacimiento deseables para la aplicación de un proceso térmico de extracción. Obviamente, el contenido de petróleo debe ser lo más alto posible para que exceda el combustible requerido para el proceso térmico. Una alta permeabilidad conduce a una baja presión y bajas gastos operativos. Sin embargo, los yacimientos menos porosos o consolidados encontrados a mayores profundidades, a menudo tienen otros rasgos que hacen factible la aplicación de los procesos térmicos. 

OBJETIVOS DE LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA

  • Proporcionar calor al yacimiento para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción de fluidos viscosos. La reducción de la viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulta en una relación de movilidad más favorable.
  • Reducir la saturación residual de petróleo en las zonas calentadas a consecuencia de la expansión térmica.
  • Originar en el yacimiento procesos de destilación y craqueo del crudo contenido en sitio, esto debido a las altas temperaturas generadas.
  • Aumentar la movilidad del petróleo por efecto de la reducción de viscosidad atribuido al proceso de calentamiento de los fluidos cercanos al frente de invasión, mejorando la eficiencia areal del barrido.

CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS TÉRMICOS DE RECOBRO

1.-Según el origen o fuente generada de calor:

Externos:

Aquellos que implican la inyección de calor al yacimiento mediante un fluido transportador.

  • Inyección de agua caliente o de vapor: continua o
    alternada.
  • Explosiones nucleares
  • Aplicación de electricidad

Internos:

Aquellos que utilizan la generación del calor en el propio yacimiento.
  • Combustión en el yacimiento: convencional o progresiva
    (seca o húmeda) y en reverso.
  • Calor geotérmico

Según la función que cumplen:

Desplazamientos térmicos

En estos procesos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores para desplazar el petróleo y obtener producción en otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas de empuje en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. Un ejemplo de este proceso es la Inyección Continua de Vapor.

Tratamiento de estimulacion

En estos procesos solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores o únicamente el pozo, aumentando las tasas de extracción una vez que se reduce la resistencia al flujo.
  • Vapor para remover sólidos orgánicos o de otros tipos de los orificios en el revestimiento, en el liner ranurado o de la malla de alambre
  • Acidificación
Ambos procesos pueden combinarse (estimulación con desplazamiento) y, en este caso, las fuerzas impelentes son ambas: naturales e impuestas. De los procesos antes mencionados, los más comúnmente utilizados son la combustión en el yacimiento, la inyección de vapor y la inyección de agua caliente. Los cuales en este seminario se estudiaran más a fondo.

MÉTODOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA MÁS UTILIZADOS

A continuación se presenta una breve descripción de los procesos térmicos de extracción más comúnmente utilizados:
  • Inyección Agua Caliente
  • Inyección de Continua de Vapor
  • CombustiónIn Situ.

INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE (I.A.C.)

Es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento mediante el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Se utiliza un pozo inyector por donde es inyectado el agua y un pozo productor por donde se obtiene el petróleo.
 
En su forma más sencilla, la inyección de agua caliente involucra el flujo de dos fases: agua y petróleo.  Por otro lado, los procesos a vapor y los de combustión siempre envuelven una tercera fase: gas.  En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se trata básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría.  Exceptuando los efectos de  la temperatura  y el hecho de que generalmente se aplica a crudos viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua.
 
Debido a la difundida presencia del agua en todos los yacimientos petrolíferos, el desplazamiento por agua caliente debe ocurrir, en cierto grado, en todos los procesos de extracción térmica.  Se conoce que este mecanismo contribuye al desplazamiento del petróleo en las zonas corriente abajo tanto en la inyección continua de vapor como en la combustión in situ.
 
Figura . Esquema de inyección de agua caliente
 
Durante el proceso la zona vecina al pozo inyector se va calentando y a su vez parte del calor inyectado se pierde a expensas de su calor sensible y como consecuencia su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.
 
El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura.

Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente

Según los experimentos de Willman y col, la recuperación de petróleo mediante el desplazamiento con agua caliente en relación con el desplazamiento normal con agua (sin calentar), se debe principalmente a los siguientes mecanismos:
  • Mejoramiento de la movilidad del petróleo.

Como resultado de la reducción en su viscosidad y a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas.
  • Expansión térmica del petróleo

Esta contribuye a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas, aunque en algunos casos las reducciones en el petróleo residual son significativamente más pronunciadas que lo que puede ser explicado por la expansión térmica solamente.  El punto de vista más frecuente es que las reducciones en petróleo residual con aumento de temperatura por encima de aquellas explicables por la expansión térmica, se deben a cambios en las fuerzas de superficie de los fluidos a elevadas temperaturas.  Estas fuerzas de superficie incluyen no solo las fuerzas interfaciales entre las fases petróleo y agua, sino también las fuerzas entre las superficies de los minerales y los líquidos, especialmente aquellas que puedan retener compuestos orgánicos complejos asidos a la superficie de los minerales.

  • Efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo.

Otro factor envuelto en la recuperación por inyección de agua caliente y hasta el presente, aún no está claro cuál es el mecanismo que induce a estos cambios; sin embargo en base a ciertas investigaciones Sinnokrot y col.y Poston y col, respectivamente, han informado sobre cambios en las presiones capilares y permeabilidades relativas, en la dirección de mayor humectabilidad al agua, con aumentos de temperatura, por lo que se puede decir que estos cambios son de forma tal, que el flujo fraccional de agua disminuye con la temperatura y como resultado, la recuperación de petróleo aumenta. 

Criterios de diseño en el proceso de inyección de agua caliente

Factores de diseño en la I.A.C.

  • La posibilidad de utilizar pozos existentes a medida que estén disponibles o bien luego de ser reacondicionados.
  • La necesidad de pozos adicionales para
    reducir el espaciamiento o mejorar la extracción.
  • El efecto de la profundidad y de la inyectividad promedio del yacimiento sobre la
    duración y economía del proyecto.
  • El tipo y la ubicación de las instalaciones de superficie que deben utilizarse.
  • El suministro y el tratamiento del agua y las restricciones ambientales sobre la
    utilización de combustibles y el desecho de efluentes.

Factores importantes en el diseño de operaciones de inyección. 

  • Tiempo
  • Fluidos de Inyección (Composición)
  • Petróleo en Sitio
  • Comportamiento Primario
  • Fracción del Reservorio a ser barrido
  • Tasas de Inyección y Producción
  • Tratamiento del Agua de Inyección
  • Problemas Operacionales

Cálculo de la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente.

Existen tres enfoques diferentes para estimar el comportamiento de la inyección de agua caliente.
 
Un enfoque, es el propuesto por Van Heiningen y Schwarz y Croes y Schwarz,
los cuales utilizan el efecto de la viscosidad del petróleo sobre los procesos isotérmicos (o sea, se ignoran los efectos de la temperatura sobre la expansión térmica,  así como sobre los cambios en  las fuerzas de  superficie).   
El método presentado por Van Heiningen y Schwarz requiere el cambio de una curva de relación de viscosidad por otra de más bajo valor, de una manera que corresponda a los cambios en la temperatura promedio de yacimiento (la cual aumenta con el tiempo).
 
En la aplicación de este procedimiento, los principales elementos requeridos son la relación de viscosidad petróleo/agua en función de la temperatura, y la temperatura
promedio del yacimiento en función del tiempo.  El procedimiento, el cual  considera
solamente los efectos de la viscosidad, aunque el efecto de la expansión térmica de los fluidos sobre la extracción se puede incluir fácilmente. El procedimiento de Van Heiningen y Schwarz es fácil de aplicar, pero es válido solamente cuando las curvas de extracción tal, son representativas de la formación estudiada. Para petróleos de alta viscosidad, éstos resultados son útiles porque muestran la irrupción temprana del agua y la extracción del petróleo rebasado por el agua.
 
El segundo enfoque, es también prestado de la tecnología de la inyección convencional de agua, y está basado en la ecuacion de Buckley y Leverett para el
desplazamiento isotérmico en los procesos de extracción.  Las formas modificadas de estas ecuaciones para aplicarlas a la inyección de agua caliente, fueron introducidas por primera vez por Willman y col, y han sido utilizadas frecuentemente como una manera sencilla de estimar el comportamiento de la extracción mediante la inyección de agua caliente en sistemas lineales y radiales.

Buckley-Lever

Para los flujos lineales o radiales, la tasa de crecimiento de los frentes de saturación a temperatura Tj, esta dada por: 
 
 
Si se considera que la relación de Kr es independiente de T, se pueden generar valores de fw(S,T) y δfw / δS a diferentes temperaturas: 
 
 
El tercer enfoque, para estimar el comportamiento de una inyección de agua caliente, es mediante el uso de simuladores térmicos numéricos.  Los simuladores son capaces de calcular el comportamiento de la extracción, con mayor exactitud que lo que se puede lograr con los dos métodos más sencillos que se acaban de exponer.
Sin embargo, los simuladores tienen dos limitaciones: el alto costo (especialmente el costo de preparar los datos requeridos para alimentar el modelo) y la calidad de los datos de alimentación (a saber, los resultados no son mejores que los datos utilizados).

Equipos utilizados en el proceso de I.A.C.

Instalaciones de superficie

  • Conexiones a nivel de pozo
  • Reductores
  • Líneas de flujo
  • Múltiples de inyección
  • Planta de tratamiento
  • Bombas de succión
  • Bombas de inyección
  • Calentadores

Equipos de fondo

  • EmpacadurasTérmicas Recuperables
  • Niples de Asiento
  • Niples de asiento selectivo
  • Niples de asiento no selectivo
  • Niples Pulidos
  • Tapones Recuperables de Eductor
  • Mangas Deslizantes
  • Mandriles con Bolsillo Lateral
 
Figura . Esquema de equipos de superficie utilizados en I.A.C
 

Ventajas y desventajas del proceso de inyección de agua caliente

Ventajas:

  • EL agua caliente es capaz de transportar mayor cantidad de calor que el vapor, porque el agua tiene mayor calor específico que el vapor.
  • El agua caliente exhibe razón de movilidad más favorable que la inyección continua de vapor.
  • La inyección de agua caliente puede ser deseable en formación que contengan arcillas sensitivas al agua, la  inyección continua de vapor podría dañarlas.
  • Los problemas en equipo de la inyección de agua caliente serán menos que la inyección continua de vapor. 

Desventajas:

  • El agua caliente tiende a formar canales y digitarse, trayendo como consecuencia la irrupción más temprana del  agua en los pozos.
  • La principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el agua caliente a menos de 423 º F.
  • Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reduce el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente.
  • En el caso de petróleos livianos la inyección de agua caliente no es tan efectiva como la de vapor, ya que la destilación con vapor como mecanismo de recuperación de recuperación no se hace presente, debido a la ausencia de una fase gaseosa.

INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

Es un método de recuperación mejorada usado generalmente en yacimientos agotados de crudo pesado, donde la viscosidad es el factor limitante para alcanzar una tasa de producción comercial. En este proceso el vapor a alta temperatura se inyecta continuamente al yacimiento a través del pozo inyector y el crudo es desplazado hasta otro pozo llamado productor. El área cercana al pozo de inyección comienza a calentarse a temperatura de saturación del vapor, y esta zona se expande hacia el pozo productor.

Debido a la alta viscosidad de los crudos existe una tendencia del vapor irse a la parte alta del yacimiento, y esta tendencia limita la penetración del calor hacia las zonas inferiores, disminuyendo le eficiencia de barrido y en consecuencia la recuperación, a este fenómeno se le denomina segregación gravitacional. La inyección continua permite mayores tasas de inyección de vapor que la inyección cíclica o alternada; esta ventaja contrarresta la baja eficiencia térmica. Frecuentemente es económico aplicar inyección continua después de una operación inicial de campo por inyección cíclica. La recuperación por inyección continua puede aproximarse a un 50 % o más.

La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación final que la estimulación con vapor. Consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua.

En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continúa en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% para continua.

La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportados como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa.

Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente.

 Figura. Proceso inyección continua de vapor

Es un proceso de desplazamiento que consiste en inyección de vapor a través de un cierto número de pozos adecuados para tal fin (inyectores) para producir petróleo por los pozos adyacentes (productores). El calor del vapor inyectado reduce la viscosidad del petróleo a medida que este es barrido hacia el pozo productor.

El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente, el cual va desplazando petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura original del yacimiento. Desde este punto en adelante el proceso de desplazamiento prosigue tal como en la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres zonas diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los mecanismos operando en cada una de estas zonas.

La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional, excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo que e inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor.

Mecanismos de recuperación en inyección continua de vapor

Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efectos de la destilación por vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular.

En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo está gobernada básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad del petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua caliente serán solo ligeramente mayores que los obtenidos con inyección de agua fría convencional. Sin embargo, la expansión térmica del petróleo aún será responsable de una recuperación del orden del 3% al 5% del petróleo in situ.

En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la fase gaseosa y la alta temperatura originan la vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportados hacia delante por el vapor, hasta que se condensan en la porción más fría del yacimiento. La recuperación por la destilación con vapor depende de la composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el 20% del petróleo en situ.

El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez más rico en componentes livianos, lo cual causa efectos de extracción por solventes y desplazamientos miscibles en el petróleo original del yacimiento, aumentando así la recuperación. La magnitud de estos efectos aun no ha sido posible de evaluar cuantitativamente.

Otro mecanismo que opera en la zona de vapor es el empuje por gas en solución ya que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por este factor puede ser del orden del 3% de la recuperación total.

Aún queda por evaluarse la formación de CO2 ( y de otros gases en menores cantidades) resultante de las reacciones entre el vapor y el crudo (o de cualquier otra fuente), proceso conocido como acuatermólisis, el cual también puede actuar como mecanismo de desplazamiento.

Como otros mecanismos importantes en la eficiencia de desplazamiento se pueden mencionar: como la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo, la permeabilidad relativa al agua disminuye y la permeabilidad relativa al petróleo.  También al condensarse en la zona fría, las fracciones livianas de petróleo se mezclan con el petróleo frío y hacen un desplazamiento miscible; y el vapor condensado produce un desplazamiento inmiscible en el frente lo cual estabiliza el frente de invasión.

Criterios de diseño en el proceso de inyección continúa de vapor

Factores favorables

  • Alto Фh
  • Bajo costo de los combustibles
  • Disponibilidad de pozos que puedan ser utilizados
  • Alta calidad del agua
  • Alta densidad de pozo
  • Alto espesor neto con relación al total

 Factores desfavorables

  • Fuerte empuje de agua
  • Capa grande de gas
  • Fracturas extensivas

Otras consideraciones adicionales importantes son: el tamaño del arreglo, así, éste podría determinar las pérdidas de calor vía el tiempo de flujo.  La presión del yacimiento es un factor importante y significativo, ya que altas presiones del yacimiento requerirán altas presiones de inyección de vapor, lo cual se traduce en mayores temperaturas de inyección.

Perfiles que permiten monitorear la inyección de vapor

Registro de temperatura:

  • Permiten determinar cualitativamente que arena tomo o no vapor después de la inyección.
  • Se puede hacer en todos los casos de inyección y es sumamente útil para evaluar el éxito de la inyección selectiva cuando esta se hace por encima del extremo de la tubería.

 Perfil de flujo “flowmeter”:

  • Permiten determinar cuantitativamente que arena tomo o no vapor durante de la inyección.
  • Los flowmeter solo aplican cuando la inyección es convencional o inyección
    selectiva por debajo de la punta de la tubería.
Figura. Esquema de equipos utilizados en la inyección continúa de vapor.

Ventajas y desventajas del proceso de inyección continua de vapor

Ventajas:

  • Crudos muy viscosos en presencia de altas permeabilidades e incluso Altos
    recobros de petróleo
    por encima del 50%  a consecuencia de los diferentes mecanismos mencionados anteriormente.
  • La extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la
    obtenida por la inyección de agua caliente.
  • Los tipos de arreglos que más se han utilizado en la práctica son los de 7, 5 y
    9 pozos.
  • Ayuda aumentar el recobro en en arenas pocos consolidadas.
  • La condensación del vapor  induce un proceso
    de desplazamiento más eficiente, mejorando la eficiencia del barrido.
  • Formación en forma no muy profunda para que no se canalice demasiado el vapor  hacia los pozos de producción.

 Desventajas:

  • Altas pérdidas de calor.
  • La saturación de petróleo debe ser grande y el espesor de la arena debe ser de 20
    pies como mínimo, para minimizar las pérdidas de calor hacia las adyacencias.
  • Debe mantenerse grandes tasas de inyección para compensar pérdidas de calor desde la superficie hasta el objetivo.
  • La inyección de vapor no es aplicable en reservorios de carbón.
  • Altos costos de la generación de vapor, diseño de líneas de superficie y diseño
    mecánico de pozos.
  • Posible hinchamiento de las arcillas por parte del condensado de vapor.
  • Fácil canalización del vapor en petróleos muy pesados y segregación del vapor en
    yacimientos horizontales.
  • Producción de sulfuro de hidrógeno (H2S) en crudos con alto contenido de azufre.
  • Producción de emulsiones que en algunos casos son difíciles
    de romper.

COMBUSTIÓN IN SITU.

La combustión en sitio, es un proceso de movilización de los crudos de alta viscosidad. En este proceso, parte del crudo del yacimiento (aproximadamente el 10%) se quema para generar calor, con la finalidad de que se disminuya la viscosidad y se facilite su extracción.
 
La combustión en sitio implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición origina un frente de combustión  que propaga calor dentro del mismo. La ignición se refiere al inicio de la combustión del petróleo (combustible) en el yacimiento.

 La ignición puede ser de dos formas: espontánea y artificial.

Ignición Espontánea: Ocurre naturalmente cuando al aumentar la temperatura por efectos de la presión de inyección de aire, se inicia la combustión. El que ocurra o no
ignición espontánea depende principalmente del tipo de crudo, o sea, de su composición.
 
Ignición Artificial: Consiste en utilizar un calentador a gas o eléctrico, o productos químicos para lograr la ignición. Comparada con la ignición espontánea, tiene la desventaja del uso de calentador y de que solo parte del espesor total de la formación es puesto en ignición.
 
El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que
se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa la inyección del aire para mantener el avance del frente de combustión.
 
El calor suministrado por pie de formación para lograr la ignición varía de 0,3 a 3,3 MMBTU. La mayoría de los calentadores son de 30-45 Kw (1,0 Kw = 56,8 BTU/min). La
capacidad del calentador requerido se determina en la base a la tasa de inyección de aire, a la temperatura de ignición (combustión) y a la temperatura original del yacimiento.
 
La energía térmica generada por este método da lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como empuje por vapor y vaporización, para mover el crudo desde la zona de combustión hacia los pozos de producción.

Tipos de combustión en sitio

Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento:
 
El primero se denomina combustión convencional o hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; el segundo se denomina combustión en reverso o “en contracorriente” debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la combustión húmeda, en la cual se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire.

COMBUSTIÓN IN SITU CONVENCIONAL

Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe una inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor.
 
El aire (enriquecido con oxígeno, o aún oxígeno puro) se inyecta para oxidar el petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo, abrasión, erosión, y otros; además se crea más restricción al flujo de petróleo en el yacimiento debido a la alta saturación de gas. A medida que el proceso de combustión avanza, se genera calor dentro de una zona de combustión muy estrecha, hasta una temperatura muy elevada (alrededor de 1200°F).
 
Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, que origina el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se queman para mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón, y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante de su avance. Está claro que el petróleo localizado cerca de los pozos productores se encuentra a la temperatura original del yacimiento por un período largo, y así se va haciendo móvil y puede ser producido.
 
Generalmente existe una segregación por gravedad severa en la zona de combustión y como resultado la misma es más horizontal que vertical. Una vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En contrapartida, la viscosidad del petróleo se reduce notablemente de manera que la tasa de producción de petróleo alcanza un máximo.
 
El enfriamiento en los pozos productores puede ser necesario y la corrosión es un problema estrechamente relacionado a la combustión in situ, se vuelve cada vez más severa. Cuando se usa oxígeno enriquecido, la ruptura prematura del oxígeno también es un problema.
 
                              Figura. Esquema de combustión in situ convencional

Zonas que se forman en el proceso de combustión in situ convencional

  • Zona de aire inyectado y zona de agua: Esta zona se extingue a medida que el frente de combustión avanza.
  • Zona de aire y agua vaporizada: El agua inyectada formada se convertirá en vapor en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona no quemada de la formación ayudando a calentarla.
  • Zona de combustión: Esta zona avanza a través de la formación hacia los pozos productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la cantidad de petróleo quemado y de la tasa de inyección de aire. Se desarrollan temperaturas que van desde los 600° F hasta los 1200° F.
  • Zona de craqueo: Las altas temperaturas que se desarrollan delante de la zona de combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se vaporicen, dejando un carbón residual formado por las fracciones más pesadas, también denominado “coque”, que actúa como combustible para mantener el avance del frente de combustión.
  • Zona de vapor o vaporización: Aproximadamente a los 400°F se desarrolla una zona de vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos livianos vaporizados y vapor.
  • Zona de condensación o de agua caliente: En esta zona debido a su distancia del frente de combustión, el enfriamiento causa que los hidrocarburos livianos se condensen y que el vapor la convierta en una zona de agua caliente (50 a 200°F).
  • Banco de petróleo: En esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que contiene petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura inicial).
  • Gases fríos de combustión: El banco de petróleo se enfriará a medida que se mueve hacia los pozos productores y la temperatura disminuirá hasta un valor muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El CO2 contenido en los gases de combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual produce el hinchamiento y la reducción de su viscosidad.

Mecanismos de recobro

Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son muy variados,
destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la vaporización
y la condensación. Estos mecanismos son auxiliados por importantes reacciones,
tales como la oxidación, destilación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión, coque y desintegración catalítica. En estas zonas ocurre también un incremento en la presión debido principalmente al aumento en el volumen de los fluidos por expansión térmica, lo cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores.

Criterios de diseño

La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco profundos, entre
200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por los costos de compresión e inyección de aire), para crudos cuya gravedad oscile entre 8° y 26° API, pues ello garantiza suficiente deposición de coque para mantener activo el frente de combustión. Sin embargo, se ha estudiado la posibilidad de aplicar este proceso a yacimientos de crudos más livianos (hasta 40° API), siempre y cuando se trate de crudos de base nafténica o parafínica.

Ventajas y desventajas del proceso de combustión in situ convencional.

Ventajas:

  • Disponibilidaddel Aire
  • Favoreceel Drenaje Gravitacional
  • Eficienciadel Proyecto
  • ÁreaLimpia.
  • Mejorala calidad del crudo en el yacimiento.

Desventajas:

  • Costo de inversión.
  • La Falta de confianza.
  • Aplicación Crítica.
  • Bloqueo de Líquidos.
  • Volúmenes de gas Producido.
  • Restricción al flujo.

COMBUSTIÓN EN REVERSO

En la combustión en reverso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire. La combustión se inicia en el pozo productor y el frente de combustión se mueve contra el flujo de aire. Al movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno, y los fluidos atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a través de las zonas calientes hacia los pozos de producción por drenaje por gravedad y empuje por gas.

El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado delante de ella; no obstante, parte de los componente livianos y medianos del petróleo in situ son utilizados como tal. Casi no existe producción de monóxido o bióxido de carbono y las principales reacciones ocurridas durante la oxidación del crudo originan compuestos oxigenados tales como aldehídos, ácidos, peróxidos, y otros.

La siguiente figura, presenta un esquema simplificado de este proceso, indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento.

 
Figura. Esquema de  la combustión en reverso
        
Figura.  Diferentes zonas formadas durante la combustión en reverso y perfil de temperatura y saturación.

Procedimiento de campo 

  • Inyectar aire hasta que se tenga una alta saturación de aire en el yacimiento. 
  • Iniciar la combustión en los pozos de producción. El frente de combustión busca el oxígeno del aire y avanza desde el pozo de producción hacia los de inyección. 
  • Se sigue inyectando aire hasta que el frente alcance los pozos de inyección. 
  • Se debe detectar la temperatura de los pozos de inyección para observar la llegada del frente de combustión. 

Criterios de diseño

El petróleo producido tiene características diferentes al crudo in situ, pues es más liviano y de menor viscosidad. Por esta razón, este proceso ha sido propuesto para aplicarlo en áreas bituminosas y en crudo extrapesados (de gravedad menor de 8 °API), los cuales son prácticamente inmóviles a condiciones de yacimiento. En estos yacimientos la combustión convencional fracasaría, pues los bancos de líquido formados delante del frente de combustión originarían un bloqueo de la permeabilidad específica al gas, impidiendo su circulación.

Ventajas y desventajas del proceso de combustión en reverso.

Ventajas: 

  • La combustión en reverso es capaz de lograr la extracción de crudos extra-pesados, así como la explotación de arenas bituminosas donde la combustión progresiva fracasaría. 
  • El petróleo producido por la aplicación de un proceso de combustión inversa es más liviano y de menor viscosidad en comparación con el crudo extraído por medio de la combustión progresiva. 
  • Ocurre mejoramiento del crudo. Aumenta la gravedad API y reduce el contenido de azufre y metales. 
  • Los fluidos desplazados durante el proceso de combustión inversa fluyen a través de una zona caliente, en cambio en la combustión progresiva, los fluidos desplazados fluyen por la zona fría del yacimiento. 
  • El crudo desplazado hacia los pozos productores pasa por la zona quemada y por tanto su movilidad es muy alta. 

  Desventajas: 

  • Las fracciones intermedias (deseables) del crudo son quemadas en el reservorio durante el avance en contracorriente del frente de combustión. 
  • La combustión en reverso requiere mayor consumo de combustible, ya que se queman como tal componente mediano y pesado. 
  • La combustión en reverso ofrece menor eficiencia que la progresiva y es menos atractiva debido a que presenta factores de recobro más bajos. 
  • Alto consumo de combustible para mantener la combustión. Se consume entre el 50 y 70% del petróleo de la zona quemada (5-10 lbs. pet/PC arena). 
  • Se pueden producir igniciones espontáneas durante el recorrido del aire desde el pozo inyector hacia el pozo productor. 
  • Daños mecánicos de los pozos por las elevadas temperaturas del proceso. 
  • La combustión en reverso requiere el doble de la cantidad de aire que necesita un proceso de combustión convencional o progresiva.

COMBUSTION HÚMEDA

Esta variante de la combustión convencional se genera al inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignición del crudo in situ. La combustión húmeda se clasifica en combustión húmeda normal, incompleta y superhúmeda.

En el caso de combustión húmeda, normal o incompleta el agua inyectada al ponerse en contacto con la zona quemada se evapora y fluye a través del frente de combustión como parte de la fase gaseosa, puesto que la máxima temperatura del frente de combustión es, en este caso, mayor que la temperatura de evaporación del agua a la presión del sistema. El proceso se denomina húmeda normal cuando el coque depositado se consume completamente. Por el contrario, cuando el agua inyectada hace que el combustible depositado no se queme por completo, entonces se trata de una combustión húmeda incompleta.

La combustión superhúmeda se logra cuando la cantidad de calor disponible en la zona quemada, no es suficiente para vaporizar toda el agua inyectada al sistema. En este proceso, la máxima temperatura de combustión desaparece, y la zona de vaporización-condensación se esparce por todo el medio poroso. Este tipo también ha sido denominada combustión parcialmente apagada.

Figura. combustión Húmeda
Figuras. Esquema de la Combustión Húmeda 

Zonas que se forman en el proceso de combustión húmeda

  • Zona de aire y agua: Esta zona ya ha sido barrida por el frente de combustión y contiene poco o no contiene hidrocarburo.
  • Zona de vapor saturado: El agua se encuentra en esta zona como fase gaseosa, y los poros están saturados con una mezcla de vapor y aire inyectado. El frente de agua inyectada vaporizada es el límite entre las zonas 1 y 2.
  • Zona de tres fases (agua, petróleo y gas): Es la “zona de combustión”. El oxígeno es consumido en lo combustión de los hidrocarburos y de la deposición del coque formado en la parte corriente abajo de la zona.
  • Zona de desplazamiento por agua y gas: Es la zona de vaporización-condensación. La temperatura en esta zona es alrededor de la temperatura de vaporización del agua. Condensación progresiva del vapor y generación de agua por combustión tienen lugar en esta zona.
  • Zona virgen (inundada por agua): Justamente corriente abajo de la zona de vaporización ­ condensación está una zona de alto presión, debido a la formación de un banco de agua precedido de un banco de petróleo.

Criterios de diseños

Petróleo

  1. Viscosidad 100-5000 cps
  2. Gravedad < 40° API
  3. Composición , presencia de componentes asfálticos

  Yacimiento

  1. Espesor > 10 pies
  2. Profundidad > 500 pies
  3. Saturación de Petróleo > 500 Bbls/acre-pie
  4. Transmisibilidad > 20 md-pies/cps
  5. Temperatura > 150 ˚F

Ventajas y desventajas del proceso de la combustión húmeda

Ventajas

Las ventajas que ofrece la combustión húmeda en cualquiera de sus variantes, es que reduce en cierto grado los problemas operacionales propios del proceso, entre los cuales se cuentan: la producción de arena por las altas tasas.
 
La combustión húmeda debe ser considerada como una alternativa a la combustión convencional seca para todos los casos, debido a que podría reducir los requerimientos de aire y acelerar la respuesta de producción 

Desventajas

  • No se debe usar este proceso en yacimientos que puedan presentar problemas de incompatibilidad de arcillas/agua, la inyección de agua debe ser estudiada cuidadosamente.
  • La efectividad del proceso de combustión húmeda disminuye donde se espera que la segregación por gravedad sea importante, especialmente en intervalos gruesos y masivos que tengan buena continuidad vertical y alta permeabilidad.
  • El proceso de combustión húmeda debe considerarse donde exista significativa pérdida de calor a las floraciones adyacentes. 
  • No debe ser aplicado en formaciones donde la resistencia al flujo sea marginalmente aceptable para la combustión seca, ya que la adición de agua aumentará más aún la resistencia al flujo. 

Parámetros operacionales

  • Contenido de Combustible

El contenido de combustible, Cm, es la masa de coque ó residuo rico en carbono que resulta del craqueo térmico y de la destilación del crudo residual próximo al frente de combustión. Se expresa en lb/pie3 y su valor varía en el rango de 1,5 a 3 lb/pie3. Depende de una variedad de factores relacionados a las propiedades de los fluidos (viscosidad del petróleo, gravedad específica, características de destilación, saturación de agua y saturación de gas), las propiedades de la roca (permeabilidad, porosidad y contenido de mineral), la tasa de inyección de aire, la concentración de oxígeno, la temperatura y presión prevaleciente. 

Un incremento en la concentración de combustible, aumenta el tiempo necesario para barrer un área dada, e incrementa el requerimiento de aire necesario para barrer un volumen dado de formación. Esto por lo tanto, aumenta los costos. Cuando el contenido de combustible tiene su valor óptimo, la temperatura del frente está justo encima de la temperatura de ignición. Si el contenido de combustible es bajo, puede que sea necesario reciclar los gases producto de la combustión, con el objetivo de recuperar parte del calor almacenado en el frente. Esto desde luego, aumentaría los costos operacionales. En caso extremo de bajo contenido de combustible, puede que no sea posible mantener la combustión. En el caso de crudos de alta gravedad º API, el contenido de combustible es bajo y cualquier intento de mantener la combustión puede fallar.

  • Volumen de Aire Requerido

Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible depositado en 1 pie3 de roca.

Desde el punto de vista económico es un factor importante, puesto que determina la relación aire/petróleo, Fao, la cual se define como el volumen de aire a ser inyectado en orden a desplazar un BN de petróleo, y se expresa en PCN/BN.

  • Tasa de inyección de aire

La tasa de inyección de aire ia (PCN/día), es una variable difícil de determinar. Lo más adecuado es inyectar aire en el arreglo de prueba por unas dos semanas antes de la ignición, para determinar la inyectividad y presión necesaria. Sin embargo, debe tenerse la precaución de que puede ocurrir ignición espontánea.

  • Agua formada por Combustión

En la reacción química de algún combustible con oxígeno se forma una cierta cantidad de agua, la cual se denomina agua producto de la combustión. En general se expresa en bls/PCN de gases producto de la combustión.

  • Velocidad del frente de combustión

Es la velocidad con la cuál viaja el frente de combustión en un determinado punto del yacimiento.  El flujo de aire depende de la profundidad, de la permeabilidad y de la razón de movilidad. El principal efecto de la profundidad es permitir una mayor presión de inyección y así, para una cierta permeabilidad, el flujo de aire aumenta y el tiempo de barrido disminuye. La permeabilidad es el factor más importante: para una tasa de inyección dada, de mayor permeabilidad, menor presión de inyección y por lo tanto, menores gastos de compresión.

Existe un flujo de aire mínimo para mantener la combustión, cuyo valor depende de la temperatura de ignición del combustible residual, de la concentración de combustible y de la disipación del calor hacia fuera del frente de combustión. Tan pronto como el flujo de aire caiga por debajo de este valor mínimo la temperatura del frente caerá por debajo de la temperatura de ignición y la combustión se detendrá.

  • Calor de combustión

Es el calor que se genera durante la combustión de una determinada cantidad de combustible. En general se expresa en BTU/lb de combustible consumido.

Criterios para la selección del yacimiento en un proceso de combustión en situ

Basados en proyectos de campo y pruebas de laboratorio, se pueden establecer una serie de condiciones deseables que un yacimiento debe tener para ser considerado técnicamente atractivo para un proyecto de combustión in situ.

Estas condiciones son:

  • Contenido de petróleo.
Dado que el frente de combustión puede consumir alrededor de 300 bl/ acre-pie del petróleo inicial, al menos 600 bl/ acre-pie de petróleo deben estar presentes en el yacimiento. Esto implica una porosidad del orden del 20% y una saturación porcentual del petróleo del 40%.
  • Espesor

El espesor de arena neta no debe exceder los 50 pies. Espesores mayores de 50 pie requerirán suficiente inyección de aire para mantener el frente de combustión moviéndose al menos a una velocidad de 0,25 pies/días, lo que sería excesivo con respecto a las limitaciones prácticas impuestas por el equipo de compresión.

  • Profundidad
La profundidad del pozo debe ser mayor de 200 pies. En general profundidades menores de 200 pies, podrían limitar severamente la presión a la cual el aire puede ser inyectado. Operaciones en yacimientos profundos resultan en pozos altamente costosos, como también en gastos sustanciales en la compresión del aire, por lo que las condiciones económicas pueden imponer profundidades prácticas del orden de 2.500 a 4.500 pies.
  • Gravedad y viscosidad del petróleo

En general, petróleos de gravedades mayores de 40 °API no depositan suficiente coque (combustible) para mantener un frente de combustión. Por otro lado, petróleos de gravedades menores de 8 °API son generalmente muy viscosos para fluir delante del frente de combustión cuando la temperatura del yacimiento prevalece sobre la temperatura de combustión. La recuperación de petróleo de gravedades extremadamente bajas pueden ser posibles por medio de la combustión en reverso, donde el petróleo producido fluye a través de la zona calentada y su composición es estructuralmente alterada.

  • Permeabilidad

Cuando la viscosidad del petróleo es alta (un yacimiento conteniendo un petróleo de 10 °API), una permeabilidad mayor de 100 md podría ser necesaria, especialmente si el yacimiento es somero y la presión de inyección es limitada. Un crudo de gravedad entre 30 y 35 °API a una profundidad de 2.500 pies, puede responder a un proceso de combustión in situ, aún con permeabilidades tan bajas como de 25 a 50 md.

  • Tamaño del yacimiento
El yacimiento debe ser lo suficientemente grande, ya que si una prueba piloto a pequeña escala tiene éxito, un éxito económico a gran escala puede ser esperado. Dependiendo del espesor de la arena, el tamaño del yacimiento, podría ser aproximadamente de 100 acres.

Equipos utilizados en la combustión in situ

  • Instalaciones a nivel de superficie:
  • Compresores 
  • Generadores 
  • Líneas de inyección. 
  • Plantas de tratamiento. 
  • Compresores y generadores o calderas. 
  • Instalaciones para el sistema de levantamiento. 
  • Unidad de manejo, separación y tratamiento de los fluidos producidos, almacenamiento y transferencia de la producción a la estación de flujo correspondiente.

Figura. Equipos utilizados en lacombustión in situ

Equipos de Fondo:

  • Tubería de Inyección
  • Empacaduras Térmicas
  • Revestimiento de Tuberías
  • Tubería de producción

 ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA  DE MUCHA AYUDA, GRACIAS..!

 
 
 
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