PROCESOS TÉRMICOS CONVENCIONALES

RECUPERACIÓN TÉRMICA DE PETRÓLEO

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.

Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable.

CONSIDERACIONES GENERALES

En recuperación térmica, se debe tener presente una serie de consideraciones respecto a las variables básicas del yacimiento, entre las cuales tenemos:
  1. Profundidad:Esta es una consideración primordial. A medida que la profundidad aumenta, lapresión de inyección requerida normalmente aumenta.
  2. Petróleo in situ:Como regla práctica, la cual tiene muchasexcepciones, se considera que no es recomendable iniciar un proyecto térmico enuna formación que contenga menos de 1000 BY/acre-pie de petróleo in situ.
  3. Porosidad:A medida que la porosidad aumenta,mayor es el volumen de petróleo y menor el volumen de roca que se calientan.La porosidad es particularmente importante en un proceso de combustión. Seconsidera que un proceso de combustión en yacimientos con porosidad menor de18% – 20% tiene pocas posibilidades de éxito.
  4. Saturación de agua:En yacimientos donde se haya efectuado una inyección de agua exitosa, sonpocas las probabilidades de que un proyecto térmico sea también exitoso. Sin embargo, existen muchas excepciones a esta regla. Se piensa que muchos yacimientos agotados por empuje hidráuliconatural podrían ser buenos candidatos para recuperación térmica, cuando laviscosidad del petróleo es tan alta que la recuperación primaria es baja.
  5. Segregación:Yacimientos producidos por empuje por gas en solución donde haya ocurridosegregación gravitacional, pueden presentar problemas cuando son sometidos aprocesos térmicos.
  6. Heterogeneidad del yacimiento:La estratificación severa en un yacimiento hace difícilcorrelacionar propiedades de pozo a pozo. Esto puede resultar en cálculoserróneos del petróleo in situ, al mismo tiempo que dificulta la predicción de laeficiencia areal y vertical.
  7. Espesor de arena:Este es un parámetro importante en todos los procesos térmicos. Para inyecciónde vapor o de agua caliente, es conveniente tener espesores moderadamentealtos, ya que de esta manera las pérdidas de calor hacia las formacionesadyacentes son bajas. La conformación vertical en un proceso de Combustión Convencional disminuye amedida que el espesor aumenta. Esto ocurre debido a la tendencia del aire inyectado a fluir en la parte más alta de la estructura, debido a su baja densidad.
  1. Movilidad del petróleo: Se encuentra altamente influenciada por la viscosidad del fluido y las permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los fluidos deslizantes y desplazados.

PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA

Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican endos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimientoy los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos seles conoce como “Procesos In Situ”, entre los cuales, cabe mencionar el procesode Combustión In Situ.

Los procesos térmicos de extracción más continuamente utilizados son:
  1. Inyección de agua caliente
  2. Inyección continua de vapor
  3. Combustión in situ.

INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE (IAC)

La Inyección de Agua es unproceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a travésde un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos deinyección y producción se perforan en arreglos.En su forma más sencilla, la Inyección de Agua Caliente involucra solamente elflujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los decombustión envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de lainyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se tratanbásicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo esdesplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por agua fría.Exceptuando los efectos de la temperatura y el hecho de que generalmente seaplica a crudos viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementoscomunes 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. De allí, que muchos  de los elementos de la discusión sobre inyección de agua calientesean aplicables a ciertas regiones en otros procesos.

Cuando se inyecta agua caliente a través de un pozo, la formación de la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes.

El agua caliente inyectada suministra el calor necesario y como resultado su temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo inyector, este fluye con los fluidos del yacimiento formando una zona calentada en la cual latemperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector hasta la temperatura 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.

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1.pngMECANISMOS DE RECOBRO EN INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

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:
  1. Al mejoramiento de la movilidad del petróleo: como resultado de lareducción en su viscosidad y a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas.
  1. La expansión térmica del petróleo:esta contribuye a lareducción del petróleo residual a altas temperaturas, aunque en algunos casoslas reducciones en el petróleo residual son significativamente más pronunciadasque lo que puede ser explicado por la expansión térmica solamente. El punto devista más frecuente es que las reducciones en petróleo residual con aumento detemperatura por encima de aquellas explicables por la expansión térmica, sedeben a cambios en las fuerzas de superficie de los fluidos a elevadastemperaturas. Estas fuerzas de superficie incluyen no solo las fuerzasinterfaciales entre las fases petróleo y agua, sino también las fuerzas entre lassuperficies de los minerales y los líquidos, especialmente aquellas que puedanretener compuestos orgánicos complejos adheridos a la superficie de los minerales.Estos cambios en las fuerzas de superficie no necesariamente reducen lasfuerzas capilares, pues parece que varios de los sistemas roca/fluido estudiadosse tornan más humectados por el agua a medida que aumenta la temperatura.
  1. Efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo: Hasta el presente, aún no está claro cuál es el mecanismo que induce a estos cambios; sin embargo en base a ciertas investigaciones, 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.

La expansión térmica es más importante para los crudos livianos, mientras que para los crudos pesados, son más importantes la reducción de la viscosidad y los cambios de humectabilidad.

FACTORES QUE AFECTAN LA SELECCIÓN Y EL PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

El proceso de IAC puede verse afectado debido a:
  1. El suministro y el tratamiento del agua y las restricciones ambientales sobre la utilización de combustibles y el desecho de efluentes
  2. La necesidad de pozos adicionales para reducir el espaciamiento o mejorar la extracción.
  3. El efecto de la profundidad y de la inyectividad promedio del yacimiento sobre la duración y economía del proyecto.
  4. El tipo y la ubicación de las instalaciones de superficie que deben utilizarse.
Los criterios de selección de este proceso son:

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EQUIPOS UTILIZADOS EN EL PROCESO DE IAC

En superficie:
  • Calentadores
  • Bombas de inyección
  • Bombas de succión
  • Planta de tratamiento
  • Múltiples de inyección
  • Líneas de flujo
  • Reductores
  • Conexión a nivel de pozo
En el fondo:
  • Niples de asiento
  • Niples pulidos
  • Empacaduras térmicas recuperables
  • Mangas deslizantes
  • Mandriles con bolsillo lateral
  • Tapones recuperables de eductor

CONFIGURACIÓN DE POZOS EN EL PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

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  • “o”: simboliza un pozo inyector.
  • “x”: simboliza un pozo productor
  • “a”: es la distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila, uno a continuación del otro.
  • “d”: es la distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas una a continuación de otras en la misma columna.

MODELO IRREGULAR

Inyección perimetral: Los pozos se encuentran ubicados en el límite del yacimiento y el petróleo es empujado hacia el interior del yacimiento.1.jpg.png

Inyección basal: El fluido es inyectado en el fondo de la estructura.

MODELO REGULAR

Línea directa

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Lineal escalonado

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Cinco pozos

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Siete pozos

Normal

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Invertido

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Nueve pozos

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MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE RECOBRO

Existen tres enfoques diferentes para estimar el comportamiento de la inyección de agua caliente:

1.- 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 Schwarzrequiere 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, 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 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.

2.- El segundo enfoque es también prestado de la tecnología de la inyección convencional de agua, y está basado en la ecuación 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.

3.- 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).

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO

VENTAJAS:

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

DESVENTAJAS:

  1. El agua caliente tiende a formar canales y digitarse, trayendo como consecuencia la irrupción más temprana del agua en los pozos.
  2. 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.
  3. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reduce el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente.
  4. 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 (ICV)

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.

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MECANISMOS DE RECOBRO EN EL PROCESO DE 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 aún 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.

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FACTORES QUE AFECTAN LA SELECCIÓN Y EL PROCESO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

Se han podido determinar agentes que favorecen este método como lo son: un alto porcentaje de porosidad, bajo costo del combustible, la disponibilidad de pozos que puedan ser usados como pozos inyectores y productores por medio de arreglos, la calidad del agua para mejor eficiencia y un gran espesor.

De igual forma se han establecido algunos agentes que actúan de manera negativa, entre estos tenemos: la existencia de un fuerte empuje por agua, la presencia de grandes capas de gas, las fracturas extensivas en la formación.

Los criterios de selección de este proceso son:

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EQUIPOS UTILIZADOS EN EL PROCESO DE ICV

A nivel de superficie:
  • Caldera generadora de vapor
  • Planta de tratamiento de agua
  • Generador de corriente
  • Bombas de inyección y succión
  • Líneas de flujo
  • Múltiples
  • Reductores
  • Planta compresora
  • Sistema de distribución de los fluidos producidos
  • Equipo de medición y control
A nivel de fondo:
  • Tubería de Inyección
  • Empacaduras Térmicas
  • Revestimiento de Tuberías
  • Tubería de producción

CONFIGURACIÓN DE POZOS EN YACIMIENTOS CON INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

En la inyección continua de vapor se deben tomar en cuenta los arreglos ya que de esto depende la eficiencia del método. En general se definen como las figuras geométricas que forman los pozos inyectores y productores para mejorar o para hacer más eficiente la recuperación. Existen varios tipos de arreglos entre estos se pueden mencionar los arreglos de empuje en línea directa (rectángulo), arreglos de empuje en líneas alternas (líneas defesadas de pozos), arreglos de 4 pozos (triángulo equilátero), arreglos de 5 pozos (cuadrado), arreglos 7 pozos (triángulo equilátero), arreglos de 9 pozos (cuadrado), arreglos de 7 o 4 pozos invertidos (triángulo equilátero) y arreglos de 9 pozos invertidos (cuadrados).

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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO DE ICV

VENTAJAS:

  1. Aumenta el factor de recobro de 2 a 10 veces comparado con la recuperación primaria de crudo pesado.
  2. Ingresos anuales adicionales en línea con los aumentos de producción.
  3. El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85%
  4. Se puede utilizar en medio poroso suficientemente largo inicialmente saturado con petróleo y agua connata.
  5. La recuperación de petróleo es mayor que con cualquiera otra inyección.
  6. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de los proyectos de inyección continua.

DESVENTAJAS:

  1. Depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir una gran porción del calor inyectado.
  2. La inyección continua de vapor es de gran costo a nivel mundial.
  3. No es recomendable utilizar en pozos con viscosidad baja.
  4. Puede no ser factible usar inyección continua de vapor en formaciones que contienen arcillas que son sensibles al agua fresca.

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL ASISTIDA POR VAPOR (SAGD)

Es una tecnología de recuperación mejorada de petróleo para la producción de crudo pesado y bitumen. Es una forma avanzada de la estimulación de vapor en la que un par de pozos horizontales se perforan en el reservorio, donde uno de ellos se encuentra a unos pocos metros por encima del otro. Vapor a baja presión se inyecta continuamente en el pozo superior para calentar el petróleo y así reducir su viscosidad, permitiendo de esta forma que el petróleo drene por gravedad hacia el pozo productor que se encuentra abajo donde será bombeado.

En el proceso SAGD, dos pozos horizontales paralelos son perforados en la formación, donde uno de ellos se encuentra entre 4 a 6 metros por encima del otro. En el pozo superior se inyecta vapor y en el pozo de abajo se acumula el petróleo caliente que drenó desde la formación productiva, junto con el agua de la condensación del vapor inyectado. La base del proceso es que al inyectar el vapor se forma una “cámara de vapor” que crece a lo alto de la vertical y horizontalmente en la formación. El calor del vapor reduce la viscosidad del crudo pesado, lo cual permite que fluya hacia la parte inferior del pozo. El vapor y los gases, ascienden debido a su baja densidad en comparación con el crudo pesado, asegurando que el vapor no sea producido en el pozo inferior. Los gases liberados, que incluyen el metano, el dióxido de carbono, y por lo general algunos de sulfuro de hidrógeno, tienden a aumentar en la cámara de vapor, llenando el espacio vacío dejado por el petróleo y, hasta cierto punto, forman una manta aislante de calor por encima de la de vapor.

El flujo del petróleo y el agua van en contracorriente, impulsado por la gravedad de drenaje en la parte inferior del pozo. El agua condensada y el petróleo crudo son recuperados a la superficie por medio de algún sistema de levantamiento artificial como puede ser el sistema de cavidades progresivas (BCP) el cual tiene una excelente capacidad para el desplazamiento de fluidos de viscosidad con sólidos en suspensión. La operación del pozo inyector y productor, a una presión aproximada a la del reservorio elimina los problemas de inestabilidad que afectan a todos los procesos de alta presión de vapor, por lo que a partir del SAGD se puede producir entre el 70% al 80% del petróleo en sitio en reservorios adecuados. El proceso es relativamente insensible obstáculos verticales, ya que como la roca se calienta, la expansión térmica diferencial hace que se formen fracturas, permitiendo a que el vapor y el líquido fluyan a través de ellas. Térmicamente, el SAGD es dos veces más eficaz que la estimulación cíclica de vapor (CSS), resultando también en menor cantidad de pozos.

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CRITERIOS DE SELECCIÓN DE UN YACIMIENTO PARA LA APLICACIÓN DE SAGD

Su Aplicabilidad principal es para yacimientos de crudo pesado, los cuales son generalmente someros (poco consolidados), se debe tener mucho cuidado a la hora de perforar estos pozos.

  1. Espesor de arena neta petrolífera: > 50 Pies
  2. Gravedad API: < 15º
  3. Permeabilidad (k): > 2000 md
  4. Porosidad (f): > 30 %
  5. Presión: > 200 Psi
  6. Saturación de Petróleo (So): > 50 %
  7. Continuidad Lateral: < 1500 Pies

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRESENTES EN UN PROCESO DE SAGD

Los principales mecanismos que utiliza el proceso drenaje por gravedad asistida con vapor son:
  • Condensación: El vapor condensa en la interfase.
  • Drenaje: El petróleo y el condensado drenan hacia el pozo productor. El flujo es causado por la fuerza de gravedad.
  • Expansión: La cámara se expande vertical y lateralmente.

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ETAPAS DEL PROCESO SAGD

  • Precalentamiento

El objetivo es lograr la comunicación térmica entre los pozos.

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  • Crecimiento vertical de la cámara de vapor

Esta etapa inicia desde el comienzo de la inyección individual hasta alcanzar el tope de la arena objetivo (limitado por una barrera que impida la fuga de vapor inyectado).El vapor se encuentra arriba del petróleo, lo que trae como consecuencia que el vapor ascienda rápidamente en forma de dedos hacia el interior de la zona de petróleo (etapa inestable).

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  • Expansión lateral

La cámara de vapor luego de alcanzar el tope, comienza a expandirse en dirección horizontal. Se estabiliza la interfase por acción de la gravedad, de tal manera que al calentarse el petróleo fluye hacia el pozo productor. Experimentalmente se ha comprobado que pueden alcanzar una longitud de 100 a 150 metros.

1.jpgDIFERENTES ESQUEMAS DE SAGD

  • SAGD CONVENCIONAL

Un pozo horizontal inyector y un pozo horizontal productor.

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  • SAGD SENCILLO

Un pozo horizontal inyector/productor simultáneamente.

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  • SAGD MEJORADO

Un pozo horizontal productor y varios pozos verticales inyectores.

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  • SADG DOBLE

Dos serie de pozos inyectores y productores horizontales separados por cierta distancia.

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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO SAGD

VENTAJAS:

  1. Aunque el pozo inyector y el pozo productor están bastante cerca en la dirección vertical, el vapor asciende continuamente y crece en sentido horizontal también, permitiendo drenar petróleo de un área bastante grande.
  2. El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción. En la inyección de vapor convencional, el petróleo desplazado por el vapor se enfría y es más difícil desplazarlo hacia el pozo de producción.

DESVENTAJAS

  1. Una mayor consideración del desarrollo de operación de proyectos S.A.G.D. es el costo de la generación del vapor. Factores importantes que deben ser considerados son la relación vapor-petróleo y el costo del combustible requerido por pie3 de vapor. Este costo se ha elevado rápidamente debido al precio del combustible principal, el gas natural.
  2. Requiere depósitos comparativamente gruesos y homogéneos.
  3. Se necesitan equipos de fondo capaces de soportar las altas temperaturas provocadas en la formación y los fluidos.

EXTRACCIÓN POR VAPOR (VAPEX: Vapor Petroleum Extraction)

Es una evolución del proceso SAGD en el cual la inyección de vapor es reemplazada por un vapor de hidrocarburos que está cerca de su punto de rocío a la presión del yacimiento. Los vapores de hidrocarburos que han sido estudiados incluyen el Etano, Propano y Butano. Este vapor de hidrocarburo se disuelve en el crudo pesado, reduciendo su viscosidad para que pueda ser producido gravitacionalmente en el pozo horizontal ubicado por debajo del inyector.

CARACTERÍSTICAS DEL PROCESO VAPEX

  • El crudo o bitumen es movilizado por dilución con los vapores de hidrocarburos disueltos.
  • Las condiciones son elegidas hasta que el vapor está cerca del punto de rocío, ya que así es más soluble.
  • Mientras el calentamiento ocurre, el calor de la solución de vapor es generalmente insignificante.
  • Se ha encontrado que por cada 0,5 kg. de vapor requerido se recobra 1 kg de petróleo.
  • El solvente VAPEX es selectivo éste se disuelve en el petróleo.
  • Es compatible con yacimientos delgados, con altas saturaciones de agua y baja porosidad.
  • No hay posibilidad de dañar la formación porque no hay interacción con las arcillas.
  • El proceso es llevado a cabo a bajas temperaturas.
  • Hay menor demanda en los requerimientos de equipos.
  • Debido a las bajas temperaturas se pueden usar bombas de cavidades progresivas.
  • El vapor de hidrocarburos puede ser reciclado.
  • Puede ocurrir la disminución de asfáltenos en el crudo.

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MECANISMOS QUE INTERVIENEN DURANTE EL PROCESO

  • Transferencia de masa molecular:

Este mecanismo se caracteriza por transferir una sustancia a través de otra a escala molecular, es decir cuando se ponen en contacto dos fases que tienen diferentes composiciones la sustancia que se difunde abandona un lugar de una región de alta concentración y pasa a un lugar de baja concentración, como el caso de VAPEX, donde ocurre básicamente una redistribución de las moléculas pesadas del crudo al solvente que presenta moléculas livianas.

  • Drenaje por Gravedad:

En un yacimiento, el drenaje por gravedad ocurre por efecto de la diferencia de densidad de los fluidos presentes, en el cual ocurre que el fluido menos denso se mueva hacia arriba y el más denso hacia abajo (Gas/Petróleo, Gas/Petróleo/Agua, Petróleo/Agua). En el VAPEX a pesar del proceso de transferencia de masa, el crudo aún sigue siendo más pesado que el solvente y por diferencia de densidades entre estos fluidos (crudo y solvente), el crudo drena a la parte más baja del yacimiento por efecto de gravedad, mientras que el solvente se mantiene en la parte superior.

COMBUSTIÓN IN SITU (CS)

La combustión in situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por éste 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, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos de producción.

Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ en un yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante (forward combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; y combustión en reverso o contracorriente (reverse combustión) debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, originándose la denominada combustión húmeda, la cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en combustión húmeda normal, incompleta y superhúmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento, reduciendo así los costos del proceso.

Aunque el proceso de combustión convencional es más común que el proceso de combustión en reverso, ambos procesos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas.

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 ó 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 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.

VARIABLES BÁSICAS ENVUELTAS EN UN PROCESO DE COMBUSTIÓN IN SITU

  • CONTENIDO DE COMBUSTIBLE

El contenido de combustible, Cm, es la masa de coque o 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.

  • REQUERIMIENTO DE AIRE:

Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible depositado en un 〖pie〗^3 de roca. Muchas veces se acostumbra expresar el requerimiento de aire en millones de pies cúbicos normales (MMPCN) por acre- pie de formación.
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.

  • VELOCIDAD DEL FRENTE DE COMBUSTIÓN:

Es la velocidad con la cuál viaja el frente de combustión en un determinado punto del yacimiento. Así, si la tasa de inyección de aire es ia, PCN/día, entonces para flujo radial a una distancia rf del pozo inyector, la velocidad del frente de combustión, pie/día.

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.

  • CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA 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.

  • 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. La experiencia previa en el área puede indicar la posibilidad de que ocurra la ignición espontánea.

  • RADIO DE EXTINCIÓN:

El radio de extinción se define como la distancia radial (a partir del pozo de inyección) r_ext, pies, a la cual ya no es posible mantener la combustión.

EQUIPOS USADOS EN EL PROCESO DE COMBUSTIÓN IN SITU

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.
A nivel de fondo:
  • Tubería de Inyección
  • Empacaduras Térmicas
  • Revestimiento de Tuberías
  • Tubería de producción

COMBUSTIÓN IN SITU CONVENCIONAL

En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciales. Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, petróleo y gas.

En la combustión convencional, la ignición se induce en el pozo inyector, y una vez lograda, la temperatura aumenta gradualmente hasta que se alcanza el punto de vaporización del agua. El vapor de agua generado se mezcla con lacorriente de gases, y fluye a través del yacimiento a la misma tasa con la quese transfiere calor desde el frente de combustión. A esta temperatura ocurre el desplazamiento por destilación, de parte del petróleo.

Una vez que toda el agua se ha vaporizado, la temperatura en este punto aumenta progresivamente y la viscosidad del crudo in situ disminuye, así mismo los volúmenes de petróleo y gas aumentan por expansión térmica. Estemecanismo resulta en un incremento del flujo de petróleo dentro de la corrientelíquida. Puede ocurrir también vaporización del petróleo cuando la presión devapor de sus componentes exceda la presión del sistema. Cuando la temperatura supera los 350 °C (límite que depende del tipo de crudo y de las características del yacimiento) ya la mayor parte del petróleo ha sido desplazado de allí hacia las zonas menos calientes del yacimiento y en el material pesado depositado comienza a operarse la desintegración catalítica, de la que se origina un volumen adicional de hidrocarburos livianos.Finalmente, la parte más pesada del crudo (coque) se consume como combustible, alcanzándose la máxima temperatura de combustión.

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ZONAS FORMADAS DURANTE 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.

  • Frente y 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.

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 enriará 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 PRODUCCIÓN ASOCIADOS AL PROCESO

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 USADOS EN EL PROCESO

La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco profundos, entre 200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por los costos decompresión 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 deaplicar 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 DE LA APLICACIÓN DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN IN SITU CONVENCIONAL

Ventajas:

  • Disponibilidad del Aire
  • Favorece el Drenaje Gravitacional
  • Eficiencia del Proyecto
  • Área Limpia.
  • Mejora la 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 frentede combustión se mueve contra el flujo de aire.

El 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 zonascalientes hacia los pozos de producción por drenaje por gravedad y empuje porgas. 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.

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ZONAS FORMADAS DURANTE LA COMBUSTIÓN EN REVERSO

En dirección al sentido del movimiento:
  • Zona caliente

Contiene los fluidos productos de la combustión.

  • 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.

  • Zona de oxidación: o también llamada zona de conducción.

Ubicada delante del frente de combustión.

  • Zona inalterada:

Esta zona aún no ha sido alcanzada por el frente de combustión.

PROCEDIMIENTO A SEGUIR

  1. Inyectar aire hasta que se tenga una alta saturación de aire en el yacimiento.
  2. 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.
  3. Se sigue inyectando aire hasta que el frente alcance los pozos de inyección.
  4. 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

VENTAJAS:

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

DESVENTAJAS:

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

COMBUSTIÓN HUMEDA

Esta variante de la combustión convencional se genera al inyectar aguaalternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignicióndel crudo in situ. La combustión húmeda se clasifica en combustión húmedanormal, incompleta y superhúmeda. Esta clasificación ha sido propuesta enbase a las características de los perfiles de temperatura y saturación originados durante el proceso.

En el caso de combustión húmeda, normal o incompleta el agua inyectada alponerse en contacto con la zona quemada se evapora y fluye a través delfrente de combustión como parte de la fase gaseosa, puesto que la máximatemperatura del frente de combustión es, en este caso, mayor que latemperatura de evaporación del agua a la presión del sistema.

El proceso se denomina húmeda normal cuando el coque depositado seconsume completamente. Por el contrario, cuando el agua inyectada hace queel combustible depositado no se queme por completo, entonces se trata de unacombustión húmeda incompleta.

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

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ZONAS FORMADAS DURANTE EL PROCESO

  • 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.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO

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 de gases, la corrosión por ácidos en los pozos y en las facilidades deproducción, la oxidación en las tuberías por la presencia de oxígeno en lacorriente de gases inyectados y producidos, la formación de emulsiones, eltaponamiento de yacimiento por el coque depositado y otros. Estos problemas disminuyen debido a las menores cantidades de gases producidos, por la disolución de los ácidos producidos en el gran volumen de agua existente(inyectada, connata y formada), por el consumo completo de oxígeno y por la reducción de las temperaturas generadas.

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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. El proceso de combustión húmeda debe considerarse donde exista significativa pérdida de calor a las floraciones adyacentes.
  4. 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.

THAI (TOE TO HEEL AIR INJECTION)

Consiste en la inyección de aire en la parte superior del yacimiento, cercano al comienzo de la sección horizontal del pozo productor, mediante un pozo vertical.

En su formulación fundamental, ubica el punto inicial de producción muy cerca del punto de inyección, es decir, la sección horizontal del pozo productor está localizada en la parte más baja del estrato, y un pozo vertical es usado para la inyección (generalmente usando las perforaciones superiores). La punta del pozo horizontal está cerca de la zapata del pozo vertical, pero está localizada a varios metros de distancia.

El drenaje hacia el pozo horizontal productor, que se encuentra cerca de la base de la arena, ocurre por gravedad y por diferencial de presión.

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CARACTERISTICAS DEL PROCESO THAI

  1. Mínimo consumo de gas comparado con SAGD
  2. Reducción en la emisión de gases invernaderos
  3. Mejoramiento parcial del crudo de 8 °API
  4. Incremento sustancial en el factor de recobro

EQUIPOS UTILIZADOS EN EL PROCESO

  • Planta compresora
  • Centro de control
  • Planta de tratamiento
  • Separadores

ZONAS FORMADAS DURANTE EL PROCESO

  • Zona de aire
  • Zona de combustión
  • Zona de formación de coque
  • Zona de crudo móvil
  • Zona de crudo frió

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CONCEPTO CAPRI (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.La sección horizontal del pozo contiene catalizador granulado que incrementa y acelera sustancialmente el craqueo térmico y el mejoramiento resultante puede ser de hasta 20 °API. En otras palabras CAPRI hace el trabajo de una refinería pero en el subsuelo. 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, asfáltenos 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. Emplea una película externa de catalizador en el pozo productor horizontal para mejorar la calidad de los hidrocarburos hasta en 8 [°API] o más.

Una vez demostrado el concepto THAI se procederá con una prueba de campo de CAPRI.

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CARACTERÍSTICAS DEL PROCESO CAPRI

  1. Es simplemente THAI más un catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción.
  2. Se utilizan pozos horizontales de producción.
  3. Consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesadoy al mismo tiempo mejorar el crudo antes de que salga del subsuelo elimina elproblema de la combustión en sitio tradicional, ya que puede controlar elmovimiento de la cámara de combustión.
  4. La recuperación esperada es del 80%.
  5. Permite un ahorro considerable en los precios de refinación.

CALENTAMIENTO DE LA FORMACIÓN POR INYECCIÓN DE FLUIDOS CALIENTES

El propósito general de los métodos de recuperación térmica es aumentar latemperatura del crudo en el yacimiento, de manera que éste puede fluir másfácilmente. Por lo tanto, es deseable calentar el yacimiento eficientemente,tomando en cuenta que no todo el calor inyectado o generado en el yacimientopermanece en él, ya que parte de éste calor se pierde con los fluidos producidos yparte se pierde hacia las formaciones adyacentes no productivas, a menudoreferidas como suprayacentes y subyacentes.Cuando el calor se disipa hacia las formaciones adyacentes mediante elmecanismo de transferencia de calor por conducción (lo que es el caso común), elcalor disipado se puede estimar fácilmente, mientras que la cantidad de calor quesale del yacimiento con los fluidos producidos, es generalmente difícil depronosticar sin la ayuda de simuladores físicos o numéricos.

MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR

Los mecanismos básicos de transferencia de calor son: conducción, radiación y convección, aunque una inspección detallada del mecanismo de convección revela que este es una combinación de los mecanismos de radiación y conducción.

  • CONDUCCIÓN

Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura, a otra parte del mismo, a menor temperatura, o de un cuerpo a alta temperatura a otro cuerpo a menor temperatura, en contacto físico con él.

  • RADIACIÓN:

Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagnéticas.

  • CONVECCIÓN:

Es la transferencia de calor desde una superficie hacia un fluido en movimiento (o del fluido en movimiento hacia la superficie) en contacto con ella, o de una parte de un fluido en movimiento a mayor temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura. Si el movimiento del fluido se debe a la aplicación de alguna fuerza ( bomba, abanico, etc.), se dice que existe convección forzada. Si el fluido se mueve por diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas, se dice que hay convección libre.

El mecanismo de convección es realmente una combinación de conducción y radiación, influenciada por el movimiento del fluido.

MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR EN LA FORMACIÓN

Cuando un fluido caliente, gas, líquido o una mezcla de ambos, es inyectado enuna formación, parte de su contenido calorífico es transferido a la roca matriz y alos fluidos intersticiales, así como también a las formaciones adyacentes noproductivas.

A medida que el fluido inyectado desplaza parcialmente al petróleo, al agua y algas, transporta el calor a los espacios porosos. Así, los fluidos en la formación soncalentados por conducción y convección, la roca matriz es calentada por conducción, y los fluidos desplazados son calentados por conducción yconvección, con la predominancia de alguno de los dos dependiendo del tipo defluido inyectado y de la viscosidad del petróleo. La transferencia conductiva decalor a la roca matriz ayuda a igualar las temperaturas del sólido y del fluido, lascuales usualmente se consideran iguales en cálculos de inyección de fluidoscalientes. Sin embargo, el tipo de fluido inyectado determinará el tiempo al cual sealcanza tal equilibrio térmico. Por ejemplo, el coeficiente de transferencia de calor en el caso de vapor es mucho mayor que en el caso de agua caliente, lo cual,parcialmente podría ser responsable del pobre barrido en este último caso.

La transferencia de calor hacia las formaciones adyacentes es por conducción, yaque no hay flujo de fluidos. El proceso total, sin embargo, es complejo, ya que conel avance del frente de calor en la arena, las formaciones adyacentes sonexpuestas a cambios de temperatura con tiempo. Así, los gradientes de temperatura resultantes, dan lugar al flujo de calor en dos o tres dimensiones en las formaciones supra y sub-yacentes.

CALENTAMIENTO DE LA FORMACIÓN POR INYECCIÓN DE VAPOR

Cuando el vapor es inyectado en una formación inicialmente a una temperatura Tr, desplaza una cierta fracción del petróleo en sitio y a medida que el vapor se mueve dentro de la formación va perdiendo (transfiriendo) calor, hasta llegar un momento en que el vapor se condensa completamente. Hasta este punto, y considerando condiciones ideales (no hay segregación del vapor por efectos de gravedad, espesor uniforme, inyección a través de todo el espesor, no hay caída de presión, o sea, caída de temperatura en la zona de vapor), se puede establecer que la zona calentada por el vapor se encuentra a una temperatura constante.

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

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