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YACIMIENTO DE GAS

YACIMIENTOS DE GAS

Son aquellos que se caracterizan por:
  • La fase única de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción del yacimiento.
  • Las composiciones del gas producido y del gas que queda en el yacimiento son las mismas y no cambian con el tiempo, producción o tasa de producción
  • Las relaciones PVT para el gas seco son relativamente simples y se pueden predecir con razonable precisión del conocimiento único de la composición del gas.

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CRAQUEO CATALITICO

Craqueo

El craqueo descompone los hidrocarburos complejos en moléculas más simples para aumentar la calidad y cantidad de otros productos más ligeros y valiosos para este fin y reducir la cantidad de residuos. Los hidrocarburos pesados se exponen, a alta temperatura y baja presión

Este proceso reorganiza la estructura molecular, convirtiendo las cargas de hidrocarburos pesados en fracciones más ligeras, como queroseno, gasolina, GPL, gasóleo para calefacción y cargas petroquímicas

Carga y distribución
Comúnmente para el proceso de craqueo las refinerías utilizan gasóleo para producir gasolina, pero cuando no logran cubrir la demanda, elaboran una mezcla con otros residuos que han sido tratados en un tambor donde separan el agua y vapor contenidos y darle cierta estabilidad a la alimentación. La carga generalmente tienen un peso molecular ente 200 a 600 y un punto de ebullición mayor a 340º C.

 

Figura. distribución del proceso

 

 


Finalidad
La finalidad del craqueo no es otra que la de obtener la mayor cantidad de hidrocarburos livianos como GLP (gas licuado de Petróleo) y gasolina teniendo como alimentación las fracciones pesadas producidas en el proceso de destilación, tales como el Gasóleo y el Crudo Reducido

El craqueo es importante por dos razones fundamentales: convierte las fracciones menos útiles del petróleo en gasolina y produce hidrocarburos insaturados como los alquenos. Por ejemplo, el eteno obtenido por este procedimiento es la materia prima para fabricar nuevas sustancias como los plásticos.

Tipos de craqueo

  • Craqueo térmico

 

 

El proceso de craqueo térmico se desarrolló en un esfuerzo por aumentar elrendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina producida a partir de un barril de crudo.

La eficiencia del proceso es limitada porque, debido a las elevadas temperaturas y presiones, se deposita una gran cantidad de combustible sólido y poroso en los reactores. Esto, a su vez, exige emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo. Más tarde se inventó un proceso en el que se recirculaban los fluidos; elproceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación decombustibles sólidos bastante menor.

  • Hidrocraqueo 

El hidrocraqueo es un proceso en dos fases que combina el craqueocatalítico y lahidrogenación, y por medio del cual las fracciones de destilado sedescomponenen presencia de hidrógeno y catalizadores especiales dando lugar a productos demás valor. En comparación con el craqueo catalítico, elhidrocraqueo tiene laventaja de que se procesan cargas con alto contenido de azufre sin desulfuraciónprevia. En el proceso, la carga de productos aromáticos pesados se convierte enproductos más ligeros, a muy altas presiones y temperaturas bastante elevadas. 

 


Cuando la carga tiene un alto contenido parafínico, el hidrógenoreduce la formación de alquitrán y previene laacumulación decoque en el catalizador. El hidrocraqueo produce cantidades relativamentegrandes de isobutano para cargas de alquilación, así como isomerización paracontrol del punto de goteo y del punto de humo, dos características importantes enel combustible de alta calidad para aviones de reacción

Craqueo catalítico
El craqueo catalítico descompone los hidrocarburos complejos en moléculas más simples para aumentar la calidad y cantidad de otros productos más ligeros y valiosos para este fin y reducir la cantidad de residuos. Los hidrocarburos pesados se exponen, a alta temperatura y baja presión, a catalizadores que favorecen las reacciones químicas.

Este proceso reorganiza la estructura molecular, convirtiendo las cargas de hidrocarburos pesados en fracciones más ligeras, como queroseno, gasolina, GPL, gasóleo para calefacción y cargas petroquímicas. La selección de un catalizador depende de una combinación de la mayor reactividad posible con la máxima resistencia al desgaste.

EL crackeo catalítico es importante debido a que modifica los procesos usados en la refinería para convertir crudos pesados en la valiosa gasolina y productos muchos más ligeros. Los gases ligeros producidos por craqueo catalítico contienen más olefinas que las producidas por el crackeo térmico.

El catalizador modifica, profundamente, el mecanismo de ruptura de los enlaces entre átomos de carbono y aumenta la velocidad de transformación y reduce la severidad de las reacciones y elimina la mayor parte de las reacciones secundarias, productores de gas, coque y residuos pesados.

El catalizador puede ser regenerado para mantenerlo en actividad útil (reactor regenerador) y la reacción de craqueo es endotérmica y la de regeneración es exotérmica, por lo que algunas unidades se diseñan para aprovechar este intercambio.

Tipos de craqueo catalítico

  • Craqueo catalítico de lecho fijo 

Fue el primero en utilizarse comercialmente, este utiliza un reactor de lecho fijo. 

Los reactores de lecho fijo consisten en uno o más tubos empacados con partículas de catalizador, que operan en posición vertical. Las partículas catalíticas pueden variar de tamaño y forma: granulares, cilíndricas, esféricas, etc.

Este tipo de craqueo presentaba problemas para la regeneración del catalizador. En la mayoría de los casos, el catalizador es muy valioso para ser desechado. Si la actividad del catalizador disminuye con el tiempo pueden hacerse necesarias regeneraciones muy frecuentes. Aun en esos casos en los cuales el costo sea tan bajo que no se requiera regeneración, el procedimiento de parar y arrancar el equipo para el cambio del catalizador puede ser una operación muy costosa. Si esto se hace necesario a intervalos frecuentes, todo el proceso puede resultar antieconómico.

 
 
 
  • Craqueo catalítico de líquidos

Las unidades de craqueo catalítico de lecho fluido tienen una sección de catálisis (elevador, reactor y regenerador) y una sección de fraccionamiento, las cuales trabajan conjuntamente como una unidad de proceso integrada. El CCL utiliza un catalizador finamente pulverizado, suspendido en vapor o gas de petróleo, que actúa como un líquido. El craqueo tiene lugar en la tubería de alimentación (elevador), por la que la mezcla de catalizador e hidrocarburos fluye a través del reactor. El proceso de CCL mezcla una carga de hidrocarburos precalentada con catalizador regenerado caliente al entrar aquélla en el elevador que conduce al reactor. La carga se combina con aceite reciclado dentro del elevador, se vaporiza y es calentada por el catalizador caliente hasta alcanzar la temperatura del reactor. Mientras la mezcla asciende por el reactor, la carga se craquea a baja presión.

 
  • Lecho móvil 

Es similar al craqueo catalítico de líquidos, pero el catalizador está en forma de pastillas en lugar de polvo fino. Las pastillas se transfieren continuamente mediante una cinta transportadora o tubos elevadores neumáticos a una tolva de almacenamiento situada en la parte superior de la unidad, y después desciende por gravedad a través del reactor hasta un regenerador. El regenerador y la tolva están aislados del reactor por sellos de vapor. El producto craqueado se separa en gas reciclado, aceite, aceite clarificado, destilado, nafta y gas húmedo.

 
 
 
  • Thermofor

En el craqueo catalítico termofor, la carga precalentada circula por gravedad por el lecho del reactor catalítico. Los vapores se separan del catalizador y se envían a una torre de fraccionamiento. El catalizador agotado se regenera, enfría y recicla, y el gas de chimenea de la regeneración se envía a una caldera de monóxido de carbono para recuperar calor.

  •  Craqueo catalítico fluidizado

El proceso FCC (Fluid Catalytic Cracking) se basa en la descomposición o rompimiento de moléculas de alto peso molecular. Esta reacción se promueve por un catalizador sólido pulverizado, que se incorpora a los hidrocarburos en un reactor de tipo tubular con flujo ascendente, esto ocurre luego del precalentamiento necesario para incorporar la temperatura requerida a la reacción. A la salida del reactor el producto es enviado al equipo de fraccionamiento para obtener los diferentes corte de hidrocarburos y dirigir la corriente gaseosa a recuperación de gases, mientras el catalizador se separa de los productos de reacción a través de ciclones para entrar en la etapa de regeneración, y el coque que se genera y adhiere al mismo por las altas temperaturas de reacción, se quema antes de recircularse al reactor; la energía liberada en el quemado sirve para dar parte del calentamiento de la corriente de carga.

partes del proceso de craqueo catalítico fluidizado.

  • Convertidor o reactor 

La carga se atomiza con vapor de dispersión (190 psi) en seis boquillas igualmente espaciadas 60 grados alrededor de la circunferencia del riser. Un poco más arriba se encuentra una boquilla ranurada (slottednozzle) que introduce el reciclo de slurry, la cual retorna los finos recuperados en el fondo de la fraccionadora. Las boquillas de carga están diseñadas para tratar un flujo de 15.000 barriles por día con 3% de vapor de dispersión. La carga atomizada se pone en contacto con el catalizador regenerado para así efectuarse la reacción en sus sitios activos a 990 °F; para lograr una distribución adecuada de la carga sobre el catalizador, la misma va a un anillo distribuidor y de allí a seis boquillas igualmente espaciadas, de esta forma dispersa, la carga entra a la zona colectora del tubo elevador, donde el catalizador regenerado caliente se pone en contacto con dicha carga y se vaporiza elevando su temperatura hasta la de reacción, de 980-990°F. El catalizador suministra el calor necesario. La mezcla catalizador-hidrocarburo asciende a través del riser hasta llegar al desgasificador.

 
  • Desgasificador

La salida del reactor fluye directamente hacia los ciclones de dos etapas, donde se separan el catalizador y los vapores. El catalizador pasa a la parte baja de la sección para despojarse de los hidrocarburos entrampados con vapor de 190 psig, para posteriormente ascender por el tubo elevador mediante aire portador hacia el regenerador. El flujo de catalizador es regulado por una válvula de tapón. Los vapores de agua e hidrocarburos despojados salen de los ciclones y pasan directamente a la fraccionadora

  • Regenerador 

Es la parte superior del convertidor en donde el catalizador coquizado se expone a un flujo de aire el cual quemará el coque depositado en sus sitios activos, convirtiéndolo en dióxido de carbono en su mayor parte; el calor de la reacción, por ser exotérmica, calienta el lecho del regenerador hasta unos 1.315 °F aproximadamente. El aire es introducido a través de un ducto dotado de una serie de ramificaciones que poseen boquillas de inyección con el fin de distribuirlo uniformemente en toda la superficie del catalizador para facilitar la quema del coque. Debido a la velocidad de inyección de aire, el catalizador por contener gran cantidad de finos, se esparce por todo el volumen del regenerador, sin embargo esta sección contiene dos pares de ciclones abiertos de dos etapas, dos primarios y dos secundarios.

 
 

El regenerador se comunica con el reactor mediante una línea denominada bajante (stand pipe) en donde el catalizador de la fase densa pasa a través de un embudo (hopper), y comienza a descender hasta llegar nuevamente al reactor a 1.230 °F aproximadamente. En la parte baja se encuentra otra válvula deslizante pero esta vez de un solo disco, conocida como SLV-2, la cual se encarga de regular la cantidad de catalizador con el fin de adecuar la temperatura de reacción en los valores típicos. Entre el embudo y la válvula SLV-2 se inyecta aire de servicio a través de 12 boquillas espaciadas a lo largo del bajante para mantener el catalizador fluidizado. 

  • Fraccionadora Principal 

El propósito de la Fraccionadora es enfriar y recuperar los productos líquidos de los vapores provenientes del reactor. Los vapores calientes del craqueo entran a la columna cerca de la base y por debajo de la recirculación del slurry. En el fondo de la torre hay una sección de deflectores cuyo objetivo es recuperar los finos de catalizador arrastrados con los vapores de producto. El fraccionamiento se lleva a cabo al condensar los componentes de hidrocarburos a medida que el vapor fluye hacia arriba a través de las bandejas de la columna.

 
 
Características típicas de operación del reactor FCC
 
REACCIONES DEL FCC

  • Reacciones efectuadas por desintegración catalítica

 

  • Reacciones efectuadas por desintegración térmica.

Productos obtenidos.
Los productos más importantes del craqueo catalítico son los gases secos, el propano/propileno (PP), el butano/butileno (BB), la gasolina, el Aceite de Reciclo Liviano (ARL), el Aceite de Reciclo Pesado (ARP) Y el Aceite Lodoso.



A continuación se presenta una descripción más detallada de cada uno de ellos:
 
1.- Gas Seco: éstos son los gases que salen por el tope de la torre absorbedora; contienen principalmente hidrógeno, metano, etano, etileno, trazas de H2S e inertes (N2, CO que se toma como inertes en este caso, CO2). Este gas se mezcla en el sistema de gas combustible, luego de ser tratado con aminas para la remoción del H2S y opcionalmente con tratamiento caústico para eliminar los mercaptanos. El rendimiento de gas seco se debe primeramente al craqueo térmico, presencia de metales en la alimentación o un craqueo catalítico no selectivo.


2.-Propano/Propileno (PP): es el producto de tope de la columna despropanizadora, y es rico en dicho componentes. Se vende como grado refinería o grado propileno a las industrias manufactureras de polímeros.


3.-Butano/Butileno (BB): es el producto de fondo de la despropanizadora y tiene gran uso en las mezclas de gasolina para regular la presión de vapor y contribuir a mejorar el número de octano; en alquilación donde las olefinas reaccionan con el isobutano para formar el alquilato; se usa también en la producción del MTBE donde reacciona con metanol para producir el aditivo oxigenado para la gasolina (metil- terbutil-éter, MTBE). En caso de que existan mercaptanos, se retiran por lavado caústico. El rendimiento del PP y BB se logra aumentando la conversión a través del aumento de la temperatura de reacción y la temperatura de mezcla catalizador/aceite; disminuyendo el tiempo de residencia de craqueo y añadiendo ZSM-5 (aditivo para el aumento del octanaje). Otro uso alterno tanto para el PP y como para el BB, es que ambos pueden ser también inyectados al sistema de gas combustible de la refinería.


4.-Gasolina: este es el producto más valioso de la unidad de craqueo catalítico, y tiene un porcentaje del 35% de producción total de la gasolina de una refinería. Las impurezas que puede tener la gasolina del craqueo catalítico son los mercaptanos y éstos se eliminan por endulzamiento a través de un proceso comercial conocido como Merox. Se obtienen dos tipos de gasolina: la gasolina liviana (LCC) y la gasolina pesada (HOUK).


5.-Aceite de reciclo liviano (ARL): es un corte lateral de la fraccionadora principal, y se usa ampliamente en mezclas para la formación de aceites de calentamiento y combustible diesel. Este es particularmente importante cuando en invierno su valor aumenta y puede llegar a ser mayor que el de la gasolina. La manera más simple de aumentar su rendimiento es reducir el punto final de la gasolina, y esto generalmente se lleva a cabo por el aumento de la relación de reflujo de tope. La calidad de este producto se mide por el número de cetano, el cual es una indicación de la calidad de ignición del combustible.


6.-Aceite de reciclo pesado (ARP): es uno de los cortes de la fraccionadora principal cuyo rango de ebullición está entre el del ARL y el del aceite lodoso. Parte del ARP se recicla hacia la fraccionadora como aceite de lavado y la otra parte se retira como producto para procesarlo en el hidrocraqueo o mezclarlo con aceite lodoso y diluente de fuel oíl, esto dependiendo de la localización de la refinería y las disponibilidades del mercado. Los rendimientos dependen mucho del tipo de alimentación y del nivel de conversión de la unidad.


7.-Aceite Lodoso: es producido por el fondo de la fraccionadora principal y puede ser destinado como alimentación a la planta Reductora de Viscosidad, enviado al sistema general de diluente o al sistema de aceite combustible. También puede ser usado como medio de enfriamiento de otras unidades.


8.-Coque: este producto intermedio es necesario en las operaciones de catalítica, ya que el calor desprendido por su combustión en el regenerador compensa la pérdida de calor en el tubo elevador.


Impactoambiental del proceso de craqueo.


En particular, algunos procesos de la refinación destacan por su grado de emisiones contaminantesel proceso de craqueo catalítico emite contaminantes atmosféricos que consisten generalmente deóxidos de azufre (SO) y de nitrógeno (NO).Otros contaminantes detectados son el monóxido de carbono (CO), el dióxido de carbono (CO2), partículas sólidas (PM),NH3, aldehídos y cianuros.


El alto contenido de nitrógeno (0.1 por ciento peso) provoca la formación de óxidos de nitrógeno (NO), un agente contaminante que se transforma en ácido nítrico en presencia de humedad en la atmósfera, nuevamente formando lluvia ácida y un efecto adicional que consiste en la destrucción de la capa protectora de ozono.


Otra emisión importante que se produce en los procesos de craqueo catalítico es la de monóxido de carbono (co) este es un gas incoloro e inodoro pero muy toxico debido a su elevada afinidad por la hemoglobina de la sangre incapacitándola para transportar el oxigeno lo que puede conducir a presentar desde pequeñas molestias y dolores de cabeza hasta fallos respiratorios que pueden causar la muerte


Otro de los contaminantes emitidos por la unidad de craqueo catalítico es el coque.
El coque de petróleo es lo que queda después de refinar el petróleo. Un sólido poroso, de color negro o gris oscuro, que contiene altas cantidades de azufre y metales pesados, como el níquel y el vanadio, y que puede ser utilizado como combustible.Su nivel de impureza -y también su grado de toxicidad- está directamente relacionado con la naturaleza del petróleo del cual se extrae.


La principal vía de entrada es la inhalación de polvo. Concentraciones excesivas de polvo de coque pueden causar molestias en ojos, conductos auditivos y nasales, así como irritación de la piel y mucosas de membrana. Irritación pulmonar por inhalación. A largo plazo puede producir bronquitis crónica. Una sobreexposición al polvo de coque puede agravar los problemas respiratorios existentes como asma, bronquitis o fibrosis pulmonar. Del mismo modo, debido a sus propiedades irritantes, contactos repetidos con la piel pueden agravar una dermatitis existente. El polvo de coque puede formar mezclas explosivas con el aire.

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, NO DEJEN DE COMENTAR. GRACIAS!
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Las incrustaciones y su incidencia sobre la producción de petróleo

En la segunda mitad del siglo XIX se inicia propiamente la explotación y producción de petróleo con fines comerciales en Venezuela. Pero es para el año 1.922, cuando Venezuela pasó a transformarse en un país netamente petrolero, pues el producto que para ese momento significaba el mayor ingreso para la nación pasó a segundo escalón y fue el petróleo reconocido y adquirido como primera fuente de ingreso monetario para el país. Desde ese entonces las industrias tuvieron que combatir ciertas reacciones químicas que obstaculizaban la extracción el crudo, esa formación de cristales en las tuberías de producción, representaba un gran obstáculo.

El suelo producía de manera natural aquella fuente de dinero, sin embargo las industrias para transformar éste en diferentes recursos útiles para la vida, exponían y exponen al petróleo a diferentes periodos de tratamiento para su obtención. La producción era y es aquella etapa de explotación del petróleo más completa y compleja,  implica el flujo en el yacimiento, la producción en pozo, la recolección de crudo, separación del gas, almacenamiento del crudo, transporte de esté y exportación. Es decir, alguna incidencia en esta etapa implicaría muchos daños.

Sucede que cuando un pozo de petróleo o gas produce agua o utiliza un sistema de inyección de agua para mejorar el recobro, es posible que se forme una incrustación. Este fenómeno puede llegar a comprometer la integridad y tiempo de vida útil de pozos productores e inyectores, instalaciones en superficies, tuberías de producción, líneas de transmisión y distribución, y ductos en general, representando graves problemas y gastos para la industria. Lo cual puede no permitir el desarrollo favorable de la tan importante etapa de producción del petróleo. De hecho las incrustaciones son capaces de reducir el área efectiva al flujo de un pozo productor en un lapso corto de tiempo, lo cual provoca producción diferida y por consecuencia pérdidas económicas.

LAS INCRUSTACIONES Y SU INCIDENCIA SOBRE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Las incrustaciones son compuestos resultantes de la cristalización y precipitación de sales minerales presentes en el agua asociada en los yacimientos de petróleo; estos iones tienden a unirse por la continua variación de las condiciones a que se ven sometidos. “Mientras transcurre el tiempo, mas y mas minerales van formando sedimentos en las calderas, ollas, tuberías y en cualquier otro dispositivo con el que el agua entre en contacto” (González, 2001, p.88). La depositación de incrustaciones tiene el efecto de reducir los caudales de producción debido al taponamiento de los poros de la formación, fracturas y/o disparos.

Durante el proceso de producción se utilizan pozos paralelos con sistemas de inyección de agua para aumentar la rentabilidad de un yacimiento (PDVSA, 2008), y durante esto puede nacer la acumulación de incrustaciones dentro de las tuberías, que puede causar un estrangulamiento y posteriormente un colapso y puede representar el cierre de un pozo, esto depende de la composición química del agua, así como de la temperatura del yacimiento.

Básicamente, la formación de fases solidas se debe a la descomposición de los fluidos en su ascenso a la superficie, lo que modifica las condiciones de equilibrio fluido – mineral hacia fases termodinámicamente más estables (Ellis y Mahon, 1977)

En los pozos de producción se presenta la problemática por la existencia de incrustaciones en tuberías profundas de pozos, ya que en la producción, se conjugan fenómenos tanto de descompresión como la relativamente alta temperatura de la formación. El sistema de producción de los pozos puede verse como una cadena de elementos, la cual permite que el crudo fluya desde el yacimiento hasta los equipos instalados en la superficie.

Bello (2010) afirma que: “Una causa de reducción de las tasas de producción puede deberse a la disminución de las áreas efectivas de flujo como consecuencia de la acumulación de incrustaciones dentro de la tubería de producción, o por una restricción innecesaria” (p.32). Esta puede sin duda alguna ocasionar daños materiales y económicos a las industrias y pérdidas del crudo.

La deposición de incrustaciones inorgánicas puede ocurrir durante y después de las operaciones de inyección en el orificio de inyección del pozo, cerca del orificio inferior de inyección del pozo, en el depósito entre el inyector y el productor, en la parte externa del pozo productor, en el orificio del pozo productor y en las instalaciones de la superficie.

Por otro lado de la producción, la deposición de incrustaciones puede bloquear perforaciones, tuberías de revestimiento, tuberías de producción, válvulas, bombas electro-sumergibles y equipos de terminación en el fondo del pozo, al obstruir el orificio del pozo y estrechar gravemente el flujo de líquido. La deposición de incrustaciones reduce el índice de producción de los pozos de gas y petróleo, generando un costo operativo adicional para el tratamiento, la protección y la eliminación. Además, a la industria petrolera le cuesta millones de dólares cada año y es la principal causa de disminución de la producción en todo el mundo.

La solución de este tipo de problemas le cuesta a la industria cientos de millones por año en términos de pérdidas de producción. Hasta no hace mucho tiempo, los métodos de tratamiento eran limitados y poco efectivos para combatir estas incidencias, sin embargo se considero necesario utilizar técnicas de eliminación rápidas y efectivas; así mismo, los sistemas de remoción comprenden métodos químicos y mecánicos, cuya elección depende de la ubicación de los sedimentos y sus propiedades físicas.

CONCLUSIÓN

Un conocimiento general del vasto problema que envuelve la producción de los hidrocarburos, serviría para facilitar la comprensión de las dificultades que puede atravesar la industria en la búsqueda y extracción del petróleo y que representan un riesgo latente no solo para esta sino también para los encargados de manejar y mantener en efectivo funcionamiento los pozos. Pero llega un momento en el que la presión natural en las formaciones petrolíferas es insuficiente, y entonces hay que recurrir al bombeo,  inyección de gas o de pozos paralelos inyectores de agua para facilitarle al yacimiento la expulsión del petróleo hacia la superficie.

La acumulación de sedimentos minerales es uno de los principales problemas de producción que más preocupan a la industria y a los ingenieros de producción, este conjunto de depósitos que se incrustan en los orificios de los cañoneos, los revestidores, las tuberías, válvulas y equipamiento en general representan un peligro para la producción, debido a que un error puede culminar en el cierre de un pozo, y esto a nivel monetario implica perdidas de dinero en gran escala sin contar con el desperdicio del trabajo y del crudo. Esta formación de incrustaciones en las tuberías impide así mismo el acceso de las herramientas de reparación del pozo a las secciones inferiores.

El control de incrustaciones a través de la inhibición con productos químicos es el método preferido para mantener la productividad de los pozos. Sin embargo, cuando las incrustaciones se forman en el orificio del pozo, las técnicas de extracción de incrustaciones deben ser rápidas y no deben dañar el orificio del pozo, las tuberías ni el ambiente de formación, y deben ser efectivas en la prevención de re precipitaciones. Es necesario evitar estas incidencias, tomar precaución, y utilizar los medios químicos idóneos aplicables que no afecten ni la producción ni el medio ambiente que lo rodea, para que no se presenten pérdidas monetarias y materiales ni daños en la biodiversidad producto de alguna complicación.

BIBLIOGRAFIA

  • González, A. (2001). ¿Qué es el magnetismo? [Libro en línea]. Consultado 17 de mayo del 2015 en: 
  • Bello, K. (2010). Propuesta de programa de estimulación matricial reactiva a pozos productores que presentan merma de producción por incrustaciones en el área dación del distrito san tomé [Tesis en línea]. Universidad de Oriente, Barcelona. Consultado 17 de mayo del 2015 en: 
  • Barrero, N. (2009). Evaluación de los factores que afectan la precipitación de incrustaciones en los pozos productores con alto corte de agua de los campos zapatos – mata r, área mayor oficina, estado Anzoátegui [Tesis en línea]. Universidad de Oriente, Barcelona. Consultado el 17 de mayo del 2015 en: 
  • Modelación química de aguas de formación del Activo Luna, Tabasco. (2001). [Pagina web en línea]. Disponible en: 
  • PDVSA, Copyright. (2008). Procesos de la industria petrolera.

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

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Actualidad de la refinación del petróleo en Venezuela

Desde el momento que se refino el petróleo en sus inicios para convertirlo en combustible, los adelantos científicos y tecnológicos en la refinación de los hidrocarburos han sido testimonio del progreso y auge industrial alcanzados en los años que corren de este siglo XX. La historia de la refinación de hidrocarburos venezolano se ha caracterizado por una continua adaptación a los cambios en las condiciones del mercado. Es decir, “Venezuela, por lo tanto, desempeño un destacado papel en el desarrollo de la producción de crudo y de refinados. Su contribución a la oferta de crudo y derivados para satisfacer la demanda del mundo libre fue de vital importancia” (Rivas, 1999, p.304).

El petróleo crudo tal y como es extraído del subsuelo es de uso muy restringido porque no satisface los requerimientos de calidad exigidos en las diferentes aplicaciones industriales. Por esta razón, el crudo debe ser procesado en plantas complejas y costosas para obtener productos técnicamente útiles y de comercialización. Se hace pues indispensable la utilización de estos procesos de tratamiento, transformación y refinación para la obtención del mayor número de productos de alto valor comercial, así ha sido hasta ahora, y ha resultado un éxito, omitiendo ciertas pérdidas.

En la actualidad se puede destacar como hecho positivo el constante aumento de la capacidad refinadora de la industria petrolera nacional, se ha vuelto una de las más reconocidas en el ámbito internacional, gracias a su gran capacidad de producción y refinamiento que sirve para satisfacer, no sólo las necesidades de energía del mercado nacional, sino además, la demanda de petróleo de muchos países. Rivas (1999) sostiene que: “El petróleo constituye los fundamentos sobre los cuales se ha erigido un comercio floreciente con los Estados Unidos y otras naciones del mundo” (p.114).

Actualidad de la refinación del petróleo en Venezuela

La refinación del petróleo es una etapa sumamente importante ya que mediante este proceso se producen gasolinas, naftas, destilados, asfaltos, lubricantes, ceras y combustibles residuales, “la operación fundamental de las refinerías es la destilación fraccionada del petróleo bruto, para separarlo en fracciones con intervalos crecientes de P.eb” (Primo, 1996, 116). Debido a que el crudo es una mezcla de diversas sustancias, las cuales tienen diferentes puntos de ebullición.

La refinación del petróleo consiste en someter el crudo a un proceso de destilación fraccionada utilizando columnas de fraccionamiento especialmente diseñadas para tal fin. El crudo se calienta a unos 400ºC. Los vapores que se forman ascienden por la columna de fraccionamiento y se van separando en diferentes fracciones, de acuerdo con sus puntos de ebullición. (Acuña, 2006, p.25)

Además, “Cada una de las fracciones se somete a los procesos de refinación y a otros de transformación para mejorar sus propiedades o aumentar el rendimiento en los producto de mayor demanda” (Primo, 1996, p.117). Dependiendo de la cantidad y calidad de los productos que deseamos obtener, y también de las características específicas del crudo. Muchos de los productos obtenidos de la destilación primaria se someten a un proceso de hidrotratamiento mediante el cual se eliminan el azufre y el nitrógeno.

En un principio, Venezuela contaba con mucha intervención de empresas petroleras extranjeras que fueron las que comenzaron con la explotación del crudo en territorio Venezolano. Navarro (2010) afirma que según su estudio sobre la historia de la vida petrolera venezolana; Para el 31 de octubre de 1929, hubo 108 compañías petroleras registradas en el Ministerio De Fomento y así muchas otras más, fue con el pasar del tiempo donde las empresas nacionales lograron el auge y el gobierno invirtió y construyo enormes centros refinadores.

En la última década el gobierno venezolano se ha apoyado en su posición de importante productor petrolero, desarrollando una posición protagónica en Latinoamérica y en el resto del mundo. Ramírez (2008) afirma: “Venezuela como país exportador de petróleo en Latinoamérica, está comprometido en asegurarle suministro a aquellos países de la región que no tienen la ventaja comparativa energética que esta posee” (p.60). Y así ha sido siempre.

Hoy en día en nuestro país tenemos varias refinerías. En el estado Falcón se encuentra el Centro de Refinación Paraguaná, formado por la interconexión de las refinerías de Amuay y Cardón (Falcón), y la de Bajo Grande (Estado Zulia). En el estado Carabobo tenemos El Palito, y en el estado Anzoátegui están localizadas las refinerías de Puerto La Cruz y San Roque. Por último se ha incorporado mediante un contrato de arrendamiento con el gobierno de Curazao, la refinería La Isla.

Aunque han surgido ciertas controversias con respecto a estas refinerías debido a que han presentado problemas en su funcionamiento, los ejecutivos han afirmado que todo se mantiene en orden.  El Universal (2015) publicó: “La refinería  El Palito, con capacidad para procesar 146.000 barriles por día de crudo, será sometida a un mantenimiento mayor en 2015, dijo un ejecutivo de la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA)”.

Y Aunque parece un hecho poco difundido, Petróleos de Venezuela no solo mantiene operaciones en varias refinerías en Estados Unidos a través de Citgo, sino que también participa en plantas procesadoras de crudo en Europa y a lo largo del Caribe. A través de asociaciones estratégicas, Pdvsa tienen presencia en una serie de refinerías en el hemisferio Norte, desde el estado de Louisiana, en Estados Unidos, hasta Suecia o Escocia.

CONCLUSIÓN

El petróleo crudo no es directamente utilizable, salvo a veces como combustible. Para obtener sus diversos subproductos es necesario refinarlo, de donde resultan, por centenares, los productos acabados y las materias químicas más diversas.  La destilación o fraccionamiento, es la operación que permite separar cortes o combustibles de una mezcla compleja de hidrocarburo. Esta función está destinada a las refinerías, factorías de transformación y sector clave por definición de la industria petrolífera.

En materia de refinación, hay que destacar como hecho positivo el constante aumento de la capacidad refinadora de la industria petrolera nacional. El aumento se debe a la fuerte inversión realizada por el Estado para la construcción de enormes centros refinadores como por ejemplo El Complejo Refinador Paraguaná conformado por varias refinerías, considerado uno de los más importantes de todo el mundo, pues se encuentra en condiciones de procesar más de 1.300.000 barriles de crudo al día.

Los impactos ambientales de una destilería de petróleo son el resultado, de las emisiones gaseosas, descargas de efluentes, desechos sólidos, ruido y olor además de efectos visuales o estéticos. Los eventos fortuitos que se han presentado en dichas refinerías han tenido como consecuencia daños colaterales hacia el medio ambiente, daños de infraestructura y las pérdidas humanas irreparables, muchas veces producto de negligencia y otras sin respuesta. Es cierto, que la Nación fortalece los medios necesarios para obtener el petróleo y sus derivados, pero algunas veces omiten la seguridad y conservación de lo que le rodea, lo importante es que se mantenga la producción y refinación del crudo, y así ha sido. En la actualidad, la industria petrolera venezolana junto con el gobierno, mantienen el ejercicio de planes y creación de nuevas refinerías y explotación de la faja del Orinoco, con el fin de aumentar la producción a seis millones de barriles por día en el 2019.

BIBLIOGRAFIA

  • Rivas, R. (1999). Venezuela, apertura petrolera y geopolítica. [Libro en línea]. Consultado el 4 de junio del 20015 en:
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  • El petróleo de Venezuela en los últimos 20 años. (2009). [Pagina web en línea] disponible en: 

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IMPORTANCIA DE LA QUÍMICA EN LA INGENERIA DE PETROLEO

El desarrollo de la química se sitúa para los siglos XVII y XIX donde aparecieron más sustancias, descubiertas o sintetizadas por los propios químicos, como respuestas del propio ambiente y desarrollo del ser humano. Estas prometían mejorar con creces las propiedades de los productos naturales. En principio, durante esta época se descubrió la también necesidad de hacer cálculos precisos sobre el comportamiento de la materia y la energía que tomaba parte de los procesos químicos existentes. Y pues, “Si la sociedad demanda que se realicen investigaciones continuas en ciertas áreas, y concede créditos, la investigación científica seguirá avanzando” (Becker Wentworth, 1977, p.5).

La química se presenta como la posibilidad de evolucionar y mejorar los componentes de productos que llegaban a ser básicos. Y así sucedió en todo aquello que conformaba la tierra, fue la química expandiéndose en diferentes áreas de la vida; creciendo como espuma lo que era la industria química. Y es así como la química se volvió necesaria para la existencia y explicación de la vida y sus procesos. Hoy en día, toda reacción, todo movimiento, toda disciplina tiene una relación estrecha con la química.

Los procesos químicos están presentes en la industria mundial y nacional, pero muy particularmente en la industria de procesamiento de petróleo, en cada una de sus etapas de producción. En la ingeniería de petróleo, encontramos que la composición de este es de e 84 a 87 % de carbono.Es decir, se conforma en su totalidad por átomos y moléculas, que forman las cadenas que dan los enlaces origen de la existencia del petróleo. Es justo ahí donde se sitúa la importancia de la química en el petróleo, porque es base de su existencia, ha dado origen a los estudios e investigaciones que han hecho posible extraer del crudo, muchos derivados, que han facilitado la vida en sociedad.

Importancia de la química del petróleo para la Ingeneria petróleo

En la industria petrolera, en general, se realizan cuatro grandes procesos: exploración, producción, refinación y, finalmente, comercio y suministro, donde es necesario que el ingeniero en petróleo capacitado para esto tenga preciso conocimiento en el manejo y ejercicio de la química del petróleo, para pues así desarrollar cada uno de estos procesos o especializaciones de manera oportuna y efectiva. Es decir;

 En las industrias que se consideran de proceso, existen muchas operaciones físicas (…) Así, la separación de sólidos de una suspensión por filtración, la separación de líquidos por destilación, o la separación de agua por evaporación y secado son operaciones típicas de este tipo.  (Coulson Y Richardson, 1981,  p.15)

Uno de los más antiguos productos obtenidos a partir del petróleo fue el querosén que se obtenía a través de alambiques mediante destilación directa del petróleo. Pero posteriormente el proceso se fue perfeccionando y se obtuvo gasolina y gasoil, para alimentar motores de combustión. Actualmente hay una amplia variedad de productos derivados del petróleo, especialmente aquellos obtenidos por explotación de los hidrocarburos en plantas petroquímicas, que son de uso común en medicina, fabricación de textiles, calzado, cosméticos, y demás.

Es necesario que el Ingeniero de petróleo tenga conocimiento previo de la manipulación, composición y medios químicos de adquisición de estos productos, porque como se menciona anteriormente se obtienen en plantas petroquímicas, es decir, se utiliza como producto base el petróleo crudo, pero aplicándosele química a sus componentes y procesos derivados de esta; se logra esa evolución, de transformarse del crudo simple al más refinado producto.

La función de la industria petroquímica, es transformar el gas natural y algunos derivados del petróleo en materias primas, las cuales representan la base de diversas cadenas productivas. Y así mismo en conjunto con otras ciencias, descubrir innovaciones en salud, avances en la ciencia, aporte a la tecnología, es decir, permitirle a la sociedad, la oportunidad de buscar soluciones científicas, químicas y efectivas.

La química y los campos relacionados con ella han sido responsables de los avances significativos producidos en las áreas de los plásticos, química del petróleo, fibras sintéticas, productos farmacéuticos, combustibles, fertilizantes, insecticidas y detergentes. Los avances continuos dependen en gran medida de las necesidades de la comunidad. (Becker Wentworth, 1977, p.5)

En el mundo actual, la fuente principal de los compuestos orgánicos es el petróleo. El crudo es una mezcla de gran cantidad de compuestos, la mayoría de los cuales son hidrocarburos. Por ello es importante conocer la química de este, como está constituido.  Ángel Vian Ortuño (1999) Afirma: “El conocimiento de la base constitutiva del petróleo es importante para el refinador, (…) el tratamiento que conviene aplicar a un petróleo depende de su constitución” (p.298).

La vida sin el petróleo no podría ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y diésel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos.

 CONCLUSIÓN

La química ha servido de puerta para el descubrimiento de un sin fin de fármacos y como puente para distintas ciencias, ha colaborado con estas para la obtención de infinidades de productos y requerimientos. Ha sido la química la que ha estudiado la materia y al ser humano como tal, la química ha aportado mucho a la sociedad humana. Sin embargo ha sido la química también portadora de malas noticias de la mano del petróleo, cuando en su explotación y desarrollo han tenido que acabar o extinguir suficiente vegetación y biodiversidad. Porque no se han tomado las medidas de precaución necesaria o en casos extremos el hombre se ha preocupado más en buscar soluciones nuevas, cuando ha hecho caso omiso del daño que puede causar.

La formación analítica y teórica sobre la química petrolera es importante para el ingeniero en petróleo, porque le permite desarrollar los conocimientos, las bases intelectuales suficientes para tratar a los hidrocarburos de manera adecuada y así obtener productos útiles para el hombre, evitando la contaminación y el daño ambiental que puede provocar el desconocimiento o la mala manipulación de las plantas o los procedimientos químicos que se le deben realizar al petróleo.

Para que la industria petrolera se desarrollara, era necesario que contara con técnicos de alto nivel de preparación, y como consecuencia se crean las carreras de ingeniero en petróleo y todos las carreras relacionadas a este medio, que permitieron el impulso correcto y aceptable de la industria, donde era requisito ecuánime aprobar cátedras de conocimiento de la química del crudo. El petróleo es y ha sido desde años remotos fuente de producción económica y sustentable en la sociedad, un mal aprovechamiento de este no solo provocaría una catástrofe ambiental, si no también pérdidas económicas irreparables para las industrias.

BIBLIOGRÁFICA

  • Coulson, J.M. y Richardson, J.F. (2003).Ingeniería química [Libro en línea].Consultado 7 de mayo del 2015 en: 
  • Ortuño, A. (2006). Introducción a la química industrial [Libro en línea]. Consultado 7 de mayo del 2015 en: 
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  • Universidad de los Andes Venezuela. [Página web en línea]. Disponible en: 
  • Acta Universitaria (2011). [Página web en línea]. Disponible en:

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NUEVAS TEGNOLOGIAS EN LOS PROCESOS DE DESPLAZAMIENTO PARA YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS

INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)

El CO2 es inyectado a unas condiciones de presión y temperatura que hacen que éste sea miscible con el petróleo. Causando primero y principalmente, una disminución de la viscosidad del petróleo, permitiéndole fluir más fácilmente a través del reservorio (Holm y Josendal 1974; Archer Wall 1992). Segundo, la inyección de CO2 (y agua) dentro de un campo incrementa el gradiente de presión entre los pozos inyectores y productores, ocasionando que el petróleo sea empujado hacia afuera más rápidamente (Archer y Wall 1992).

En los procesos de inyección continua o cíclica de CO2, éste es inyectado a condiciones donde él es miscible con el petróleo. Aunque inmiscible, una cantidad finita de CO2 todavía se disuelve dentro del petróleo, por lo tanto este proceso también reduce la viscosidad del crudo. Sin embargo, el mecanismo primario para la inyección de CO2 cíclico es fundamentado en un incremento del volumen o barrido del petróleo que causa que éste sea forzado a salir del poro. (Monger, 1991).

Algunos de los modelos más recientes de Inyección de CO2 dentro del subsuelo han implicado la suposición que el CO2 reacciona solo con el petróleo y que el agua del sistema de la roca no es afectado (Archer y Wall 1992). A pesar, tasas de producción de una temprana inyección de CO2 proyectan sufrimientos de corrosión y escamaciones de las bombas y otros equipos. (Patterson 1979). Fue entonces concluido que la inyección de CO2 ha causado disolución de minerales carbonatados en el subsuelo y la precipitación de calcita ocurrida a medida que la presión va decayendo durante la producción. El sistema agua-roca-petróleo- CO2 son claramente no inertes (Existe desarrollo de reacciones químicas).

El dióxido de carbono debido a su baja temperatura crítica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta el C30. Como resultado, la invasión con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad mucho más bajas que las requeridas en procesos con gas vaporizante.

El CO2también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto que es muy importante en crudos pesados) y causa su hinchamiento. Se han propuesto varios esquemas de inyección con CO2 y, a menos que la permeabilidad del yacimiento al agua sea muy baja, un esquema recomendable es la inyección de un tapón de CO2 de 5% de VP, seguido por agua (de la forma WAG), hasta que  cerca del 20% de CO2 se haya inyectado.

El dióxido de carbono (CO2) se ha usado como método de recobro mejorado por más de cincuenta y cinco años. Datos experimentales y de campo han mostrado los procesos para trabajar, con incrementos de recobro siendo tan altos como 22 por ciento del petróleo original en sitio. (Brock y Bryan 1989). Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO2. En un tipo, el CO2 es inyectado en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo largamente por medios de recobro primario y el petróleo y el CO2 son barridos a lo largo de un frente hacia los pozos productores. En este proceso, el agua es usualmente inyectada alternativamente con el CO2 (Gas Alternado con Agua o WAG), con ello se evita tener dos problemas comunes asociados con la inyección continua de dióxido de carbono: Una saliente viscosa del CO2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. Ambos factores reducen la eficiencia de barrido del CO2 a través de los canales de flujo del reservorio. El otro método de recobro es el proceso Huff and Puff (Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro del pozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde, el CO2 y el petróleo son producidos de vuelta por el mismo pozo. El ciclo de producción e inyección es generalmente repetido dos a tres veces. La cantidad de incremento del petróleo recuperable de cada sucesivo tratamiento generalmente declina del realizado previamente, hasta que este ya no es viable económicamente para inyectar más CO2.

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LA PRESIÓN DE MÍNIMA MISCIBILIDAD ES VITAL Y SE HALLA POR TRES MÉTODOS (BÁSICOS):
  • Burbuja ascendente

Se inyecta una burbuja de gas desde el fondo de una celda y se observa cualitativamente si ésta llega al tope.

  • Slim Tube

Se simula lo que se hace al inyectar gas en el yacimiento. Estos experimentos de flujos usualmente constituyen la mejor técnica para determinar la miscibilidad (entre CO2 y Petróleo). El aparato típico consiste de 40 pies (ft) de un tubo de acero inoxidable de serpentín empacado con un tamiz o malla de arena. Para cada prueba, el empaque de arena es saturado con petróleo y llevado a la temperatura y presión deseada. El CO2 es inyectado a una velocidad no mayor de 40 ft/día hasta que 70 por ciento (%) del volumen poroso es desplazado. Después de esto, la velocidad es doblada. El efluente del Slim Tube fluye a través de un tubo de vidrio de alta presión, ahí se ve si hay una o dos fases saliendo. Para determinar si la miscibilidad ha sido logrado se procede a realizar una gráfica. El petróleo recuperado es aquel obtenido después de la inyección de 1,2 veces el volumen poroso. Un rompimiento pronunciado de la curva de recobro muestra que el desplazamiento inmiscible ha cambiado a uno miscible. Los recobros son usualmente del 90 al 95 % en la región miscible (Orr.1981).

  • Diagramas Ternarios

Se realiza mediante ecuaciones de estado ajustadas. El diagrama ternario representa el comportamiento de fases de una mezcla de tres componentes.

Para la estimulación de la producción, el proceso de inyección de CO2 inmiscible o miscible sirve para incrementar el flujo de petróleo hacia el pozo, ya que la movilidad del petróleo se mejora.

FUNDAMENTOS DE LA TECNOLOGÍA

El CO2 se usa como solvente que se mezcla completamente con el petróleo residual para superar las fuerzas capilares e incrementar la movilidad del petróleo. La eficiencia del desplazamiento es cerca del 100% donde el solvente contacta el petróleo y la miscibilidad ocurre.

Un suficiente suplemento de un solvente particular tiene un impacto económico, en Canadá por ejemplo, por la abundancia del gas natural se usa éste como primera opción, mientras que en los Estados Unidos por las grandes reservas de CO2 en los estados del oeste, han sido aprovechadas para el recobro mejorado en los campos de la cuenca Permian al oeste de Texas.

El dióxido de carbono es un caso especial de recobro miscible a alta presión. Este gas es altamente soluble en el crudo, expandiendo el petróleo y reduciendo su viscosidad, mientras simultáneamente extrae los hidrocarburos livianos por vaporización. El frente desplazante de gas, enriquecido por hidrocarburos vaporizados a través de múltiples contactos, forma un tapón miscible tan largo como la presión de mínima miscibilidad (MMP) es mantenida. Ya que el CO2 puede extraer componentes más pesados, este es miscible con crudos teniendo pocos componentes de C 2 -C 6. El dióxido de carbono tiene un menor MMP que el gas natural, nitrógeno o gas de combustión y por lo tanto puede ser aplicado en pozos más someros (yacimientos que poseen una menor presión).

El mayor problema con los flujos de gas miscibles para el EOR es la razón de movilidades adversas causadas por las bajas viscosidades típicas del gas inyectado en comparación con el petróleo, quizás por medio de uno o dos órdenes de magnitud. El resultado es un inestable frente entre el gas y el petróleo, el cual permite que se formen y propaguen a través del fluido desplazado adedamientos viscosos, dejando mucho de los hidrocarburos aislados. Actualmente, los medios primarios para atacar estos problemas es la técnica alternada de gas y agua. En este proceso, el agua y el CO2 son alternadas, El proceso WAG pretende el virtual decrecimiento de la movilidad del CO2, manteniendo la presión y salvando costos operativos por medio de la substitución de agua menos costosa.

USOS DEL DIÓXIDO DE CARBONO

La muy alta solubilidad del dióxido de carbono en el petróleo y en menor grado en el agua permite:
  1. Una larga reducción en la viscosidad del petróleo y un pequeño incremento en la viscosidad del agua.
  2. Expansión del petróleo en un rango del 10 al 20 por ciento (%), dependiendo sobre su tipo de composición y presión de saturación.
  3. Reducción en la densidad del petróleo. Esto disminuye el efecto de la segregación gravitacional durante la inyección de CO2 gaseoso.
  4. Una reducción de la tensión interfacial. Con CO2 en el estado gaseoso a una presión suficientemente alta donde la miscibilidad con el petróleo pueda ser lograda.
  5. Acción química sobre las rocas carbonáticas o lutíticas.

DESVENTAJAS DE LA INYECCIÓN DE CO2

La inyección de CO2 dentro de la zona de petróleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petróleo. El aumento del gas, (Gas Oil- Rate “GOR” o RGP) mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petróleo rutinariamente causa la precipitación de asfaltenos. (Monger y Trujillo 1987). Experimentalmente se determinó que la cantidad de depósitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una función de la cantidad de asfaltenos disueltos en el petróleo inicialmente. La inyección de CO2 mezclado con petróleo conduce a la deposición de componentes de peso molecular más altos que la inyección de hidrocarburos solamente. El sitio de la deposición de asfaltenos es específico mineralógicamente con los minerales de arcilla y calcita a través de las capas orgánicas.

Una de las consecuencias mayores de la inyección de CO2 dentro de las zonas de petróleo en las rocas, es que los granos se convierten recubiertos con cubiertas bituminosas. Esto puede servir para aislar los granos de minerales de los fluidos reactivos así como a su vez resulta en que la roca empiece a incrementar su mojabilidad al petróleo a medida que la inyección de CO2 procede.

Existen numerosos aspectos acerca de la inyección de largas cantidades de CO2 dentro del subsuelo. Entre ellos se destaca que la inyección de CO2 dentro de un acuífero salino puede resultar en la precipitación de minerales. La razón para este proceso es que el agua salina típicamente contiene calcio acuoso, entonces el añadir CO2 puede conducir a la precipitación de calcita mediante la reacción del tipo: CO2

También el CO2 inyectado puede reaccionar más allá con los minerales de calcio en el subsuelo:

CO2 + H2 O + CaAl2Si2O8 (Anortita) ⇒ Al2 Si2 O5 (OH) 4 (Caolinita) +CaCO3 (Calcita)

La caolinita generada es una partícula discreta de arcilla que reduce la porosidad y permeabilidad ligeramente.

A pesar de éstos factores adversos, la disolución de CO2 dentro del agua del acuífero puede conducir a la formación de soluciones ácidas del tipo:

CO2 (aq) +2H2O HCO3-+ H+(aq)

CaCO3 + 2H+(aq) Ca 2+(aq) + HCO3-

Tales soluciones ácidas son capaces de causar la disolución de los minerales carbonáticos (o cualquier mineral). Los efectos de la inyección con salmuera más CO2 muestran que la disolución de cementos de carbonatos ocurren directamente como un resultado de la adición de CO2, mediciones de análisis de rocas, revelan que las rocas pueden derivar mayores permeabilidades después de la inyección de CO2 a través de pequeños cambios en la porosidad donde el petróleo residual observado es bajado. El desarrollo de un sistema dual de porosidad tiene potencialmente una gran significancia por la manera que el CO2 podría moverse en el yacimiento (Caso para las areniscas del Mar del Norte cementadas con carbonatos). Dependiendo sobre las condiciones de la inyección de CO2 se puede teóricamente conducir ya sea a la precipitación o disolución de minerales. Actualmente inyectar CO2 dentro del subsuelo no tiene una garantía de éxito o un modelo exacto que represente su comportamiento en la formación.

MECANISMOS QUE OPERAN

  • Generación de Miscibilidad
  • Barrido del crudo
  • Disminución de la viscosidad del petróleo
  • Reducción de la tensión interfacial entre el petróleo y la fase de CO2- petróleo en la región miscible cercana.

INYECCIÓN DE GAS ENRRIQUECIDO O EMPUJE CON GAS CONDENSANTE

En este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano (10-20% VP), empujado por un gas pobre y agua. A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo. Esto produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto con el hidrocarburo.Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.

El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de diseño.

El aspecto negativo de este proceso es que si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

La inyección continua de gas enriquecido y la remoción de las fracciones livianas alrededor del pozo forman una zona rica en C2 y C4. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, esta banda de petróleo enriquecido se vuelva miscible con aquel, desplazando al petróleo que va adelante. Con excepción del propano líquido, que es miscible en el primer contacto con el petróleo del yacimiento, este proceso requiere de múltiples contactos entre el petróleo y el gas enriquecido para que se pueda desarrollar ese tapón miscible in situ. A pesar que el costo del material del tapón  es menor que el del tapón de propano, la presión de operación del proceso es mucho más alta que para el proceso de LPG: en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.

VENTAJAS

  • El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo residual contactado.
  • La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.
  • El proceso es más económico que el de tapón de propano.
  • Se desarrolla la miscibilidad a una presión menos que en el empuje con gas pobre.
  • El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de diseño.

DESVENTAJAS

  • Tiene una pobre eficiencia.
  • Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad.
  • El costo del gas es alto.
  • La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

COMPONENTES BÁSICOS DEL SISTEMA ASP

Debido a que la inyección ASP mejora el desplazamiento del crudo a través de diferentes mecanismos (reducción de la tensión interfacial, emulsificación, adsorción) producidos por los componentes que contiene, resulta imperativo dar a conocer las definiciones de cada uno de ellos, lo que permitirá una mayor comprensión del sistema.

ÁLCALIS

Los álcalis se definen como cada uno de los óxidos, hidróxidos o carbonatos de los metales alcalinos (litio, sodio, potasio y rubidio).

Químicamente, los álcalis son una solución de una base en agua o simplemente una sustancia que produce iones hidróxido, OH- al disolverse en agua.

Un ejemplo claro es el hidróxido potásico, de fórmula KOH:

KOH Þ OH- + K+ (en disolución acuosa)

Álcalis más comunes

  • Hidróxido de Potasio (KOH).
  • Hidróxido de Sodio (NaOH)
  • Carbonato de Calcio (CaCO3).
  • Bicarbonato de Calcio (Ca(HCO3)2).
  • Silicato de Sodio ( Na2SiO3).

En el proceso ASP se usan con frecuencia los álcalis débiles, como el carbonato y el bicarbonato de sodio por permitir una menor adsorción de los demás componentes.

SURFACTANTE

Surfactante es un término que normalmente se utiliza para designar en forma abreviada los compuestos con actividad interfacial. Químicamente, los surfactantes se caracterizan por tener una estructura molecular que contiene un grupo que posee poca atracción o antipatía por el solvente, conocido como grupo liofóbico, junto a otro que tiene fuerte atracción o apetencia por el solvente, llamado grupo liofílico. Si el solvente es el agua, estos grupos se conocen como las porciones hidrófobas o hidrofílicas del surfactante.

Sin título.pngEjemplos de Surfactantes

POLÍMERO

Los polímeros son sustancias de alto peso molecular (10000 g./mg o mayor), formados por macromoléculas (generalmente orgánicos) que están constituidas por pequeñas moléculas (monómeros) unidas mediante enlaces covalentes, de forma repetitiva. Estas pequeñas moléculas pueden estar enlazadas de forma lineal, ramificada, tipo injerto, en bloque y al azar.

Las reacciones por las cuales se unen los monómeros entre sí se llaman reacciones de polimerización, definida como un proceso químico por el cual mediante calor, luz o un catalizador se unen varias moléculas de un compuesto generalmente de carácter no saturado llamado monómero para formar una cadena de múltiples eslabones, moléculas de elevado peso molecular y de propiedades distintas llamadas polímeros.

Sin título.pngMolécula de Polímero 

Por lo general, las soluciones acuosas de los polímeros solubles en agua muestran comportamiento pseudoplástico. Esto significa que la viscosidad disminuye al aumentar la velocidad de cizallamiento.

 

DESCRIPCIÓN LAS INTERACCIONES ENTRE LOS COMPONENTES BÁSICOS DEL SISTEMA ASP

Las sustancias químicas como el álcali, el surfactante y el polímero son los principales componentes de cualquier proceso de inyección química. Cuando se pretende inyectar al yacimiento las tres sustancias en un mismo tapón (en inglés “slug”) es necesario conocer, comprender y anticipar las interacciones que ocurren entre ellos, así como con el sistema petróleo – salmuera – roca, debido a que las mismas influyen en el resultado final de las pruebas de campo. Además, permitiría entender como cada químico contribuye en la recuperación mejorada de petróleo, con lo que se lograría optimizar el diseño de flujo y el desempeño en el recobro de petróleo.

Como el objetivo principal de estos químicos en el proceso ASP es disminuir la tensión interfacial entre el agua y el petróleo e incrementar la viscosidad del agua para mejorar el radio de movilidad, por lo tanto, se estudiarán las interacciones específicas entre ellos en base a cómo influyen en la tensión interfacial, la viscosidad y en el desplazamiento de fases.

Interacciones del álcali, surfactante y polímero.

La mezcla ASP es una solución formada por una combinación de álcali, surfactante y polímero diluidos en agua, los cuales son compatibles primordialmente a bajas concentraciones. Al unirse estos químicos ocurren interacciones entre ellos debido a las propiedades o funciones individuales de cada uno, mostrando así un buen desempeño al momento de aplicarse al yacimiento.

El tapón ASP básicamente estará compuesto por cierta concentración en peso (p/p) de álcali que al ser mezclado con la del surfactante y el polímero – concentraciones determinadas por estudios de laboratorio –, este actuará como una capa protectora sobre las moléculas de ambos compuestos, lográndose que al momento de que la mezcla contacte al yacimiento se disminuya la adsorción del surfactante y del polímero.

Esta disminución ocurre por la razón principal del que el álcali al modificar la superficie mineral de la roca, cargándola negativamente (ya que esta es una sustancia que produce iones hidróxido, OH-) será en parte consumido permitiendo que los demás cumplan su función, es decir puede actuar como un agente de sacrifico para proteger al surfactante  y al polímero de los iones divalentes presentes en la salmuera y en la superficie de la roca.

El surfactante, mejora las propiedades interfaciales del álcali, asimismo, el sinergismo de los agentes químicos puede mejorar las condiciones entre las fases agua – petróleo para lograr disminuir la tensión interfacial, aumentando la zona de baja TIF. Este, al mismo tiempo, protege al álcali de la salinidad del agua de formación ya que logra aumentar la tolerancia del álcali por medio del aumento de la salinidad requerida de la solución con respecto a la del agua de formación. En presencia del polímero puede forma agregados entre sí, a una concentración menor a la CMC.

El polímero, por su parte, cambia las propiedades de la solución, aumentando la viscosidad de la misma, la cual puede permanecer constante a lo largo del proceso, siempre y cuando las propiedades reológicas del mismo no sean modificada, tal es el caso del surfactante a concentraciones mayores a la CMC que modifica las características reológicas de la solución al máximo, es decir se pueden observar aumentos o disminuciones consecutivas de la viscosidad del polímero, porque se pueden formar estructuras del tipo gel.

Ocurre, que al estar en contacto con el surfactante sus moléculas hidrofóbicas son saturadas por las moléculas del surfactante que forma micelas alrededor de este, obstaculizando a los grupos hidrofóbicos de asociarse a otros. Este logra mejorar las propiedades del surfactante y viceversa (sinergismo) y también logra características que ni él, ni el surfactante producirían solos.

Existen ciertos polímeros que tienen pequeñas cantidades de surfactante que al mezclarse con el álcali y el surfactante disminuye notablemente tanto la TIF entre las fases como la difusión del polímero y la transferencia de masa entre las fases agua – petróleo afectando el fenómeno de adsorción.

PROCESO DE INYECCIÓN ASP

La inyección ASP es una técnica de recuperación mejorada de petróleo producto de una modificación de la inyección alcalina, debido a que ésta resultaba en un bajo recobro de petróleo a causa de la pérdida o consumo del álcali por las diversas reacciones químicas con el sistema roca – salmuera – petróleo, por el bajo valor ácido del crudo y por la carencia de un control en la movilidad. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de álcali, de surfactante y de las soluciones poliméricas.

Está diseñada para ser aplicada después de una recuperación por inyección de agua, con el propósito de reducir la Sor especialmente en los yacimientos de petróleo con un alto valor ácido (>0,2 KOH/g); sin embargo, mediante pruebas de laboratorio y de campo han demostrado que esta técnica puede ser aplicada en cualquier momento de la vida útil del yacimiento e inclusive en algunos casos en crudos con un bajo valor ácido, siempre que la concentración del surfactante sea alta. Para llevar a cabo el proceso, se requiere de valores óptimos de las diversas variables involucradas (tapón, tamaño, concentraciones de los agentes químicos, etc.) para lograr el máximo recobro de petróleo en los yacimientos heterogéneo multifásicos sujetos a dicho proceso.

El valor óptimo del tapón se obtiene de acuerdo al volumen poroso del yacimiento y su porcentaje es basado en el volumen de poros del área barrida. En cuanto a las concentraciones químicas se calculan mediante pruebas de laboratorio, donde las del álcali y del surfactante se basa en la totalidad de la fase petróleo y las del polímero con referencia a la totalidad de la fase agua, ya que en el proceso este es insoluble en la fase petróleo.

Es muy importante, estudiar el diseño de fluido, la compatibilidad roca – fluido y la inyección lineal y radial en muestras de núcleo. Estas, generalmente, se hacen de 6 a 9 meses, para luego ejecutarlo en campo donde se incluye la mezcla e inyección de químico (para la mezcla se requiere de ciertas instalaciones de superficie), cuantificación y monitoreo de los fluidos y químicos producidos, entre otros.

En el proceso se usa la mezcla de los agentes químicos a bajas concentraciones, aunque todo depende de las condiciones del yacimiento. Generalmente, son:
  • Álcali de 1 a 2 %p/p.
  • Surfactante de 0,1 a 0,4 %p/p.
  • Polímeros de 800 a 1400 ppm.

Este proceso comprende una sucesión de tapones, combinados o individual. Mediante las diversas pruebas que han realizado en diversos campos petroleros han determinado que la composición y secuencia de los tapones juegan un papel muy importante en la movilización y recobro del petróleo residual. Idealmente se desplazará en flujo tipo pistón, donde cada nuevo fluido debe empujar el fluido que antecede.

El proceso se inicia con la inyección de un tapón de agua, de baja salinidad, para acondicionar el yacimiento. Este tapón, compuesto normalmente por cloruro de sodio (NaCl) o ácido clorhídrico (HCL), producirá un buffer compatible entre el yacimiento y las soluciones químicas, desplazando la salmuera de la formación que, generalmente, contiene iones de potasio (K), sodio (Na) y Calcio (Ca); disminuyendo la posibilidad de que estos afecten la acción de los agentes químicos. Con ello, se evitará las precipitaciones indeseables como es el caso de la precipitación de álcali que origina taponamiento en los poros; también minimizará la posibilidad de que el surfactante sea adsorbido en la roca. Con este acondicionamiento se logrará obtener la salinidad denominada salinidad óptima en la que los valores de la TIF son bajos y se maximice el recobro de petróleo.

Sin título.png

Factores que afectan el proceso ASP

El proceso ASP debe alcanzar tres metas principales:
  • Propagación de los agentes químicos.
  • Mínima retención del químico inyectado
  • Barrido completo del área de interés.

Sin título.pngEsquema de la Inyección ASP.

Estas pueden ser afectadas por dos factores principales:
  • Selección del tipo de químico, concentración de cada uno y el tamaño del tapón.
  • Propiedades de las rocas y los fluidos.

Factores a considerar para aplicar ASP

  • Saturación residual de petróleo (Sor)

Según estudios realizados, para aplicar la inyección ASP se debe tener en el yacimiento por lo mínimo un 35% del VP como saturación residual de petróleo.

Este valor, debe estar relacionado con la posibilidad de que los químicos puedan remover el crudo económicamente rentable. Indicando, que es imperativo realizar pruebas de núcleo. Es importante, además, la presencia de crudo móvil para que ayude a formar el banco de petróleo.

  • Porosidad

Las formaciones del subsuelo pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sales, anhidritas y yesos) pueden tener porosidad cero, para todos los efectos prácticos. En cambio, las areniscas bien consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor a 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.

Puede aplicarse, tanto en yacimientos de areniscas como en carbonatos, en este último antes de aplicarse debe de inyectarse un tapón de agua (salmuera suave) al inicio y al final de la inyección.

  • Permeabilidad (K)

En la inyección ASP, se encontró que permeabilidades menores a 25 md no permitirán el flujo de fluidos eficiente. Además, indican a través de diversos estudios, que se debe considerar principalmente la tasa de inyectividad y el espaciamiento entre pozo el cual está relacionado con la permeabilidad.

  • Temperatura del yacimiento (Ty)

Para el proceso ASP, se considera como temperatura mínima 230 ºF (110 ºC), aunque se debe tener en cuenta que las altas temperaturas pueden afectar los mecanismos de desplazamiento del proceso, como es el caso de la reducción de la TIF.
Para surfactantes iónicos, la CMC en solución agua – alcohol primero decrece y luego vuelve a crecer con la temperatura. Debido a dos efectos, de un lado un aumento de temperatura produce reducción de hidratación del grupo hidrofílico. Por otra parte, un aumento de temperatura produce una desorganización creciente de las moléculas de agua que se encuentran cerca del grupo no polar, como consecuencia el desajuste agua – grupo no polar decrece, o en otros términos la compatibilidad aumenta, lo que desfavorece la formación de la micela (CMC aumenta).

También, afecta a los polímeros, donde un aumento de temperatura origina una disminución en la viscosidad, además puede ocasionar la degradación de la cadena polimérica y por ende una disminución en la viscosidad.

  • Espesor de arena neta (EAN)

Si se tiene un espesor delgado (<20 pies) este no representará un factor que afecte el proceso, siempre que, como ya se ha mencionado, se tenga un volumen de crudo económicamente extraíble para que el proyecto sea rentable.

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

Destacada

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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HIDROTRATAMIENTO

HIDROTRATAMIENTO

El término hidrotratamiento es utilizado en la industria petroquímica y otras para distintos tratamientos con el hidrógeno, H2. Es un término que a veces induce a confusión, pues parece indicar un tratamiento con agua (hidrotratamiento) cuando en realidad es con hidrógeno (hidrógenotratamiento).

El caso particular del hidrotratamiento en la industria de refinación del petróleo, puede definirse como el contacto de una alimentación de hidrocarburos con hidrógeno, en presencia de un catalizador y bajo condiciones de operación apropiadas, bien para preparar cargas a otros procesos y/o mejorar la calidad de productos terminados o para convertir fracciones pesadas a otras más livianas. 

El hidrotratamiento es una de las operaciones más significativas que se llevan a cabo durante la refinación del petróleo. Este proceso ha cobrado una nueva importancia en la actualidad, debido a que a partir de este proceso se cuenta con fracciones de petróleo con una menor cantidad de impurezas, como el azufre (S, S2, S8), Nitrógeno (N2) y algunos metales como el Vanadio (V) que llegan a envenenar a los catalizadores de otros procesos.

Se trata normalmente de reacciones de hidrogenación utilizando hidrógeno gaseoso sobre mezclas de sustancias, generalmente complejas. A este proceso se someten los gasóleos primarios, gasóleos de vacío y productos de desintegración. Al tratarse de reacciones industriales es habitual el uso de catalizadores, alta temperatura o calor, o combinaciones de los mismos; los hidrocarburos reaccionan con hidrógeno dentro de un lecho catalítico y bajo unas condiciones moderadas de presión (entre 20 y 70 bar) y temperatura (entre 270 ºC y 400 ºC). Con ello, los átomos de azufre presentes en las moléculas de hidrocarburo se combinan con el H2 para dar lugar a sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas es tratado posteriormente en procesos de recuperación de azufre que lo transforman en azufre elemental.

La mayoría de las reacciones de hidrotratamiento se llevan a cabo por debajo de los 800ºF para minimizar el craqueo.

FINALIDAD DEL HIDROTRATAMIENTO

Los procesos de hidrotratamiento tienen dos funciones básicas. Una es mejorar las características de los productos terminados al alcanzar sus especificaciones, en términos de calidad y emisiones estándar (contenido de azufre en particular). El segundo es preparar las alimentaciones a unidades de conversión en la refinería (isomerización, reformación, craqueo catalítico e hidrocraqueo) cuyos catalizadores son sensibles a impurezas como: el azufre para catalizadores metálicos, nitrógeno para catalizadores ácidos y metales de todos los tipos.

En este sentido, hay dos principales categorías de procesos de hidrotratamiento acorde a su objetivo, encontrar especificaciones de productos terminados o preparar la alimentación a otros procesos de refinería. La siguiente figura indica como estas categorías son incorporadas al esquema de refinación. Las principales unidades de hidrotratamiento  que son diseñadas, para mejorar la calidad del producto, son el hidrotratamiento de kerosén, gasoil y lubricantes. Y las principales unidades de hidrotratamiento que preparan alimentaciones a otros procesos son el hidrotratamiento nafta y destilado de vacío.

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Los objetivos se pueden agrupar en función a las reacciones principales o deseadas que tienen lugar:
  1. Remoción de contaminantes como azufre, nitrógeno, oxígeno, metales, etc. En esta clasificación se incluyen los procesos cuya razón de eliminar las impurezas es mejorar la carga que luego será alimentada a otros procesos; ejemplo de estos son el pretratamiento de la alimentación a reformación catalítica, y el pretratamiento a la carga a hidrocraqueo y craqueo catalítico. Igualmente, existen tipos de procesos en los que la remoción de los contaminantes se lleva a cabo a objeto de mejorar la calidad de los productos terminados como diesel, querosén, residuales, aceites lubricantes, entre otros.
  2. Conversión de compuestos a otros en el mismo intervalo de temperatura de ebullición. Algunos ejemplos son el hidrotratamiento de las gasolinas para convertir, olefinas en parafinas y reducir el número de bromo, y la saturación de heteroaromáticos del combustible quero-jet para mejorar su punto de humo.
  3. Conversión de fracciones a otras de menor punto de ebullición. En este tipo de procesos se incluye el hidrocraqueo de residuos para producir destilados medianos y livianos, el hidrocraqueo de gasóleos para producir combustible diesel y gasolina, y el hidrocraqueo de nafta para obtener propano y butano.

PRINCIPIOS BASICOS DEL HIDROTRATAMIENTO

El proceso de hidrotratamiento (HDT) consiste básicamente en la hidrogenolisis de los compuestos sulfurados, nitrogenados, oxigenados y la hidrogenación de olefinas y aromáticos para mejorar la calidad del petróleo crudo o de sus fracciones en presencia del catalizador de óxidos metálicos, (Mo2O3, Co2O3). En la industria de refinación el HDT se lleva a cabo en un reactor tubular de lecho fijo de tres fases (Trickle Bed) en donde se ponen en contacto el hidrocarburo con hidrógeno con un catalizador selectivo bajo condiciones óptimas de operación para la producción de un producto con bajo contenido de contaminantes. El gas forma una fase continua, que está constituida en su mayor parte por hidrógeno (H2) y en mucho menor cantidad se encuentran el ácido sulfhídrico (H2S), amoniaco (NH3), agua (H2O) y gases ligeros como metano (CH4) y etano (C2H6). Mientras que la fase líquida está formada en gran parte por los hidrocarburos, y en menor cantidad por hidrógeno, ácido sulfhídrico, amoniaco, agua, y gases ligeros disueltos. Los compuestos sulfurados, nitrogenados y  oxigenados se encuentran como una fase dispersa en forma de gotas sobre la superficie de las partículas catalíticas.

La fase gas actúa suministrando hidrógeno para el líquido que humedecen el catalizador el cual es el principal sitio de reacción. La velocidad de difusión del hidrogeno y de los compuestos contaminantes desde el líquido hacia la superficie de las partículas catalíticas es lenta comparada con la velocidad de hidrogenación. 

Parte de líquido se introduce por fuerzas capilares dentro del poro catalítico. Se conoce que entre un 40 y 50% del volumen del poro se llena con líquido, y se considera que las reacciones se llevan a cabo únicamente en los sitios de la superficie del catalizador cubierta por el líquido. Como consecuencia una molécula de hidrógeno que se encuentra en la fase gas se absorbe en una gota de líquido, el hidrógeno se difunde a través del líquido dentro del poro hasta llegar al sitio catalítico, simultáneamente los compuestos contaminantes también se difunden a través del líquido hacia la superficie del catalizador para reaccionar con el hidrógeno y así remover los contaminantes del petróleo como el azufre, nitrogeno, oxígeno y moléculas pesadas en forma de productos como ácido sulfhídrico, amoniaco, agua y gases ligeros respectivamente. 

Los compuestos obtenidos de la reacción viajan a través del líquido hacia afuera del poro, y se desorben desde el seno de líquido hacia la fase gas. Debido a que la reacción ocurre en la fase líquida el tiempo necesario para el transporte de los reactivos a los sitios activos del catalizador influyen en el decremento de la velocidad de reacción global.

IMPORTANCIA DEL HIDROTRATAMIENTO

Las reacciones de hidrotratamiento son muy importantes en la industria del refino del petroleo. Se emplean, generalmente, para preparar las alimentaciones que van a ir a las unidades de conversión (reformado catalítico, FCC … etc) o para mejorar la calidad de los productos finales. La mayor parte de los productos de destilación del petróleo que produce una refinería se han sometido a un proceso de hidrotratamiento antes de su comercialización [1]. Así, las naftas se hidrotratan para eliminar azufre, nitrógeno y metales, que son venenos de los catalizadores de reformado; el proceso de reformado es fundamental en la producción de gasolina, aromáticos e hidrógeno. El queroseno se somete a un proceso de hidrotratamiento para eliminar el azufre y saturar olefinas y aromáticos, previamente a su utilización como combustible de aviación. El gasoil sufre un proceso similar al queroseno para eliminar el azufre y el nitrógeno. El gasoil de vacío, que alimenta el FCC (fuente importantísima de gasolinas en la actualidad), también se hidrotrata en algunas ocasiones para mejorar el rendimiento de la unidad y eliminar las emisiones de azufre y nitrógeno. Los aceites lubricantes se hidrogenan para mejorar su viscosidad, color y estabilidad. Y, por último, los residuos (fuel atmosférico y de vacío> también se someten, aunque en mucha menor proporción que los destilados anteriores, a procesos de hidrotratamiento para obtener fueles de bajo contenido de azufre y mejorar la conversión de fondo.

Como puede verse por lo anteriormente expuesto, los procesos de hidrotratamiento son de una importancia crucial en el esquema de una refinería y, además, su importancia crece día a día, debido fundamentalmente a la necesidad de procesar cargas más pesadas y a exigencias medioambientales.

La tendencia actual del suministro de petróleo es a proporcionar crudos cada vez más pesados, con mayor cantidad de heteroátomos (S,N,O,) y, por tanto, más difíciles de procesar. Por otraparte, hay una demanda cadavez mayor de productos ligeros y “limpios”.

Esto hace que los procesos de hidrotratamiento obtengan cadavez más importancia, no sólo para eliminar heteroátomos, sino también para convertir productos de fondo (hidrocarburos de alto peso molecular) en otros más ligeros por medio de reacciones de hidrocraqueo. Por otra parte, el creciente auge del aprovechamiento del carbón para producir combustibles por hidrolicuefacción da lugar a productos líquidos ricos en asfaltenos, 5, N, y metales, que es necesario hidrotratar para mejorar sus propiedades.

REACCIONES PRODUCIDAS DURANTE EL HIDROTRATAMIENTO

HIDRODESULFURACIÓN (HDS)

La Hidrodesulfuración (HDS) es un proceso de tecnología Fisico-Quimica que se lleva a cabo en la refinación del petróleo, destinado a reducir el porcentaje de azufre (que es una impureza contaminante) que se encuentra en las fracciones del petróleo, luego de diversos procesos, tales como destilación fraccionada o atmosférica, destilación por presión reducida (destilación al vacío), reformado, o desintegración catalítica.

Este azufre se encuentra combinado formando componentes químicos que, de ser encontrados en los combustibles en el motor en el momento de la combustión, este se corroería y al mismo tiempo, al ser expulsados los gases, contaminarían el ambiente.

El objetivo de este proceso es remover el átomo de azufre mediante la ruptura del enlace C-S. A través de este proceso se eliminan los compuestos sulfurados responsables de las emisiones de SOx (Óxidos de azufre) al ambiente. Además permite mejorar la calidad del producto en cuanto a olor, color, estabilidad, entre otros. Durante el proceso se eliminan los compuestos sulfurados en forma de sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, diolefinas y otros.

Durante este proceso se depositan sobre los catalizadores carbón y metales que no han sido totalmente extraídos en procesos previos; que compiten con los compuestos de azufre por los sitios activos del catalizador disminuyendo su actividad durante el tratamiento. Esto obliga a combinarlos o regenerarlos constantemente para restablecer su actividad.

El nivel de hidrodesulfuración depende de varios factores entre ellos la naturaleza de la fracción de petróleo a tratar (composición y tipos de compuestos de azufre presentes), de la selectividad y actividad del tipo de catalizador utilizado (concentración de sitios activos, propiedades del soporte, etc.), de las condiciones de reacción (presión, temperatura, relación hidrocarburo/hidrógeno, etc.) y del diseño del proceso. Es importante señalar que el H2S debe ser continuamente removido porque es un inhibidor de las reacciones de HDS y envenena el catalizador. El catalizador es una sustancia que acelera una reacción formando compuestos intermedios que facilitan que la reacción ocurra y que desaparezca al finalizar la reacción de tal manera que el catalizador no se gaste a lo largo de ésta.

Los compuestos de azufres pueden ser simples y fácilmente identificables en los cortes livianos, hasta muy complejos y difíciles de identificar en las fracciones más pesadas. En las fracciones livianas vírgenes el azufre está presente típicamente en compuestos alifáticos; por ejemplo, en las gasolinas los compuestos de azufre más comunes son los mercaptanos, sulfuros y disulfuros alifáticos; aun cuando, en gasolinas también se han encontrado tiofenos provenientes de procesos de craqueos. A medida que aumenta el punto de ebullición promedio, los compuestos de azufre tienden a ser más complejos (cíclicos) y, en fracciones más pesadas el azufre está presente casi exclusivamente en estructuras aromáticas complejas. Por encima del intervalo de ebullición de las gasolinas (por ejemplo en querosenes y gasóleos), las estructuras sulfuradas predominantes son los sulfuros, sulfuros cíclicos, benzotiofenos y dibenzotiofenos. En residuos de petróleo las estructuras de azufre son similares a las de los gasóleos. Sin embargo, poseen mayor cantidad de azufre.

La facilidad relativa para la eliminación del azufre de una fracción de hidrocarburo determinada, depende grandemente del tipo de sulfuro presente, en las fracciones de nafta la mayoría del azufre está presente en mercaptanos y sulfuros, lo que hace relativamente fácil su remoción, en el gasóleo la mayoría del azufre está presente como benzotiofenos y dibenzotiofenos, así que es más difícil remover el azufre del gasóleo que de las fracciones de nafta, y las especies más difíciles de azufre se encuentran en las fracciones más pesadas, lo que significa que los gasóleos pesados son más difíciles de tratar que los gasóleos ligeros.

La facilidad para remover azufre disminuye en el siguiente orden:

Disulfuros > sulfuros > tiofenos > benzotiofenos > dibenzotiofenos

La hidrogenación parcial de estos compuestos se realiza de acuerdo con la siguiente reacción (HDS):

1

Como hemos dicho otros compuestos que pueden estar presentes en los destilados y que pueden reaccionar con el hidrógeno son los siguientes: tioles, sulfuros alifáticos y aliciclicos y también alquil-tiofenoles. Todos estos compuestos son hidrogenados a sulfuro de hidrógeno y a una o dos moléculas de hidrocarburos (que poseen un punto de ebullición más bajo que el compuesto original) de acuerdo con las siguientes reacciones:

1

O en el caso de sulfuros cíclicos:

1.png

La R denota un grupo alifático, por ejemplo C3H7, y para alqui-tiofenoles:

1.png

Finalmente, los compuestos del tipo dibenzotiofenos, que están presentes en gasóleos craqueados con puntos de ebullición que extienden más allá de 340 ºC, son reducidos a compuestos difenilicos.

Por ejemplo:

1.png

Estos compuestos del tipo dibenzotiofenos son mucho más resistentes a la hidrogenación que los compuestos de azufre descritos en las reacciones anteriores. Los compuestos del tipo dibenzotiofenos de alto peso molecular son más difíciles de desulfurar que los de bajo peso molecular. Esto también se refleja en el hecho de que las fracciones más livianas muestran un grado de desulfuración mayor a las fracciones pesadas.

Para las reacciones de hidrodesulfurización se toman generalmente como compuestos característicos el tiofeno y algunos derivados del benzotiofeno y del dibenzotiofeno, ya que son los compuestos que mayoritariamente están presentes en las diferentes cargas de hidrocarburos.

1.pngDescripción del proceso

El proceso de hidrodesulfuracion de cortes petroleros para eliminar la cantidad de azufre contenida en los mismos se divide básicamente en tres secciones:

  • Sección de los reactores o sección de reacción.
  • Sección de gas de reciclo.
  • Sección de recuperación del producto.

Estas secciones mayores de la unidad de HDS proveen las instalaciones para desulfurar catalíticamente los gasóleos y preparar productos para uso inmediato o para mezcla adicional.

En la sección de reacción se lleva a cabo la conversión del azufre contenido en la carga en sulfuro de hidrogeno, mediante el uso de un reactor de lecho fijo, donde el contenido de azufre, nitrógeno y oxigeno son convertidos en H2S, NH3 y H2O, sobre el catalizador.

En la sección del gas de reciclo se purifica el hidrógeno, que puede o no ser combinado con la alimentación fresca para servir de exceso en el reactor, dependiendo de la severidad del proceso.

En la sección de despojamiento se utilizan separadores instantáneos, que separan la mezcla en productos gaseosos y líquidos, y de ser necesario, se emplea una torre de fraccionamiento del producto.

¿Por qué se desulfura?

Se debe reducir el contenido de azufre de las fracciones del crudo, por las siguientes razones:
  • Debido a que los catalizadores del reformado catalítico son altamente sensibles al azufre su contenido debe estar por debajo de 1ppm.
  • Los controles estándar de contaminación de aire requieren de una remoción del 80% o más del contenido de azufre presente en los combustibles.
  • La mayoría del azufre presente en un GAS-OIL alimentado a un reformado catalítico, puede ser depositado en forma de coque el cual puede convertirse a SO2 en el regenerador y puede ser emitido a la atmosfera en los gases de combustión.
  • También debe eliminarse el azufre presente en la alimentación de hidrocraqueo para evitar el envenenamiento del catalizador utilizado en la unidad.
  • La reducción del contenido de azufre disminuye la corrosión durante el refinado y el manejo y mejora del olor del producto final.

Importancia del HDS

La reducción de las emisiones de dióxido de azufre resultantes del uso de esos combustibles en vehículos automotores, aeronaves, locomotoras de ferrocarril, barcos, o las plantas de petróleo, hornos de combustión de energía residencial e industrial, y otras formas de combustión de combustibles, como finalidad del proceso.

Otra razón importante para eliminar el azufre de las corrientes de nafta intermedios de productos dentro de una refinería de petróleo es que el azufre, incluso en concentraciones extremadamente bajas, son venenos de los catalizadores de metal noble de platino y renio en las unidades de reformado catalítico que se utilizan posteriormente para actualizar las corrientes de nafta.

Los procesos industriales de hidrodesulfuración incluyen instalaciones para la captura y eliminación del gas sulfuro de hidrógeno. En las refinerías de petróleo, el gas sulfuro de hidrógeno se convierte posteriormente en azufre elemental subproducto. De hecho, la gran mayoría de los 68.000.000 de toneladas métricas de azufre producido en todo el mundo en 2010 fue de azufre subproducto de la refinación del petróleo.

Clasificación del petróleo por su contenido de azufre

El azufre es uno de los componentes que están presentes en los hidrocarburos, esto implica que mientras mayor es la cantidad de azufre requiere de mayores procesos de refinamiento, y por ende un mayor costo final, razón por la cual la presencia de azufre es también un determinante del valor comercial del petróleo.

El petróleo puede clasificarse de 2 formas según su contenido de azufre.

  • Petróleo Dulce, es aquel que contiene menos de 0.5% de contenido sulfuroso, es decir, con presencia de azufre. Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usado para ser procesado como gasolina.
  • Petróleo Agrio, es aquel que contiene al menos 1% de contenido sulfuroso en su composición. Debido a la mayor presencia de azufre su costo de refinamiento es mayor, razón por la cual es usado mayormente en productos destilados.

Los crudos pesados se clasifican como petróleo agrio y esto se debe a que el contenido de azufre contenido dentro de los mismos oscila entre el 2 y 8% aproximadamente.

Azufre elemental

La formación del azufre elemental se lleva a cabo en dos fases:
  • Aislamiento del H2S formado por adsorción/desorción en una disolución de aminas.
  •  Oxidación del H2S en la Planta de Recuperación de Azufre (PRA).

Planta de Aminas

La Planta de Aminas elimina los contaminantes ácidos del fuel gas y de las corrientes residuales gaseosas de los Hidrotratamiento de los hidrocarburos. El fuel gas (gas obtenido en procesos como el craqueo catalítico y el Hidrotratamiento, que contiene altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno (H2S), debe tratarse para poder usarlo como combustible de refinería. En dicha Planta, las corrientes de hidrocarburos líquidos y gaseosos que contienen sulfuro de hidrógeno se cargan en una torre de absorción de gas o en una torre de contacto de líquidos, donde los contaminantes ácidos son absorbidos por disoluciones de aminas que circulan en contracorriente, de forma que el H2S se disuelve en este absorbente líquido. La amina, rica en H2S disuelto tras la absorción, se calienta y agota con vapor para eliminar el sulfuro. La amina pobre en H2S retorna al proceso de absorción y la corriente de elevada concentración en sulfuro de hidrógeno se envía a la Planta de Recuperación de Azufre.

Planta de Recuperación de Azufre

En esta Planta se convierte el sulfuro de hidrógeno de los gases ácidos en azufre elemental mediante reacciones térmicas y catalíticas. El proceso consiste en la combustión parcial de la corriente de gas rica en H2S, y posterior reacción del dióxido de azufre resultante junto con el H2S inquemado en presencia de un catalizador de alúmina activada para producir azufre elemental, que se recoge líquido en un depósito.

Posteriormente se enfría para su solidificación, se muele y se almacena para la venta.

Las Plantas de Recuperación de azufre no son equipos de combustión, sino reactores químicos con el propósito de controlar las afecciones ambientales del proceso de refino.

Este azufre elemental es utilizado para la elaboración de productos comerciales tales como cosméticos, fertilizantes, fármacos, entre otros.

Este producto es producido en cantidades excesivas a la demanda. Es almacenado en forma sólida abierto a la atmósfera y representa un problema ambiental existente, un ejemplo de esto es el complejo criogénico Jose en el estado Anzoátegui, donde existen grandes acumulaciones de azufre.

HIDRODESNITROGENACIÓN (HDN)

La hidrodesnitrogenación procede por un camino diferente que el de hidrodesulfuración. Mientras que en la hidrodesulfuración el azufre es removido primero y la olefina creada como intermediario es saturada, en la hidrodesnitrogenación, el aromático es saturado primero y luego el nitrógeno es removido. El nitrógeno es más difícil de remover y consume más hidrogeno que en la remoción de azufre debido a que el mecanismo de reacción envuelve la saturación de anillos aromáticos antes de la remoción del nitrógeno. En la hidrodesulfuración, el azufre puede ser removido sin la saturación del anillo.

La remoción del nitrógeno de los compuestos orgánicos presentes en las diversas fracciones de crudos, es más difícil que la remoción del azufre. A pesar de ello, históricamente este hecho era considerado de poca importancia debido a la pequeña cantidad relativa de compuestos de nitrógeno presentes en las cargas convencionales. Sin embargo, esta situación ha cambiado por la creciente necesidad de procesar cargas pesadas y de mejorar la calidad de crudos sintéticos, los cuales poseen grandes cantidades de compuestos de nitrógeno altamente refractario. La desnitrogenación es especialmente importante cuando se hidrotratan fracciones para ser alimentadas al proceso de reformación catalítica, hidrocraqueo y craqueo catalítico, ya que la presencia de compuestos nitrogenados, especialmente de carácter básico, neutralizan los sitios ácidos del catalizador utilizado en estos procesos, favoreciendo la desactivación del mismo.

HIDRODESMETALACIÓN (HDM)

La mayoría de las impurezas metálicas ocurren en naftas y destilados medios a ppm o hasta niveles ppb. Ellos están presentes como compuestos órgano-metálicos. En el hidrotratamiento de naftas, los metales más comunes son arsénico de ciertas fuentes de crudo, mercurio proveniente de ciertos condensados y silicio de agentes antiespumantes usados visbreakers y coquizadores. Estos compuestos se descomponen en el hidrotratador y el metal es depositado sobre el catalizador en forma de sulfato de metal.

Una vez depositado, estos metales contribuyen a la desactivación catalítica y al contrario del coque no son removidos por regeneración. Flujos de gas pueden contener trazas de níquel y vanadio en las fracciones más pesadas de materia prima. Estos también son depositados en el catalizador y contribuyen a la desactivación. Residuos atmosféricos pueden contener metales, casi exclusivamente níquel y vanadio, en el radio de tres dígitos de ppm. La desmetalización de ese tipo de materia prima es una meta importante del procesamiento y un catalizador especial de desmetalizacion es usado para ese propósito.

HIDROGENACIÓN DE AROMÁTICOS (HDA)

La saturación de anillos aromáticos es deseable cuando se hidrotratan destilados medios pues se logra mejorar el índice diesel, el punto de humo, entre otras propiedades de esas fracciones. Una reducción significativa (25% en peso o más) de anillos monoaromáticos, requiere condiciones severas de operación debido a la gran estabilidad del anillo bencénico. En cuanto a los compuestos poliaromáticos, es sabido que su presencia en las cargas a hidrotratar inhibe el resto de las reacciones (hidrodesulfuración, hidrodesnitrogenación, hidrodesoxigenación). La saturación de aromáticos no es deseable en el hidrotratamiento de cargas que producirán gasolinas pues disminuye el octanaje de estas. Sin embargo, en el pretratamiento de gasóleos de vacío que se utiliza como carga de la unidad de craqueo catalítico, es conveniente reducir el contenido de poliaromáticos ya que estos inducen la formación de coque (subproducto no deseable) en la unidad.

A diferencia de las reacciones anteriores, la hidrogenación de aromáticos está determinada por un equilibrio termodinámico. A presiones parciales de hidrógeno típicas del hidrotratamiento, el incremento de la temperatura hace que la saturación de compuestos aromáticos aumente hasta un límite a partir del cual posteriores aumentos de temperatura se traduce en una disminución de la hidrogenación por desplazarse el equilibrio de la reacción hacia la deshidrogenación. Mientras mayor es la presión parcial de hidrógeno, mayor es esta temperatura límite.

HIDRODESOXIGENACIÓN (HDO)

El hidrotratamiento requerido para remover azufre y nitrógeno generalmente al mismo tiempo elimina oxígeno adecuadamente a las mismas condiciones de operación. Los ácidos nafténicos, éteres y fenoles son los compuestos oxigenados que se encuentran con más frecuencia en las fracciones de petróleo. El mecanismo es similar al de desulfuración; se absorbe el oxígeno de la molécula de hidrocarburo sobre la superficie del catalizador, se rompe el enlace C-O y luego ocurre la hidrogenación.

HIDROGENACIÓN DE OLEFINAS (HID)

En las fracciones vírgenes del petróleo no están presentes las olefinas. Sin embargo, las fracciones obtenidas de procesos de craqueo pueden contener cantidades considerables de olefinas. Por ejemplo los aceites de reciclo de craqueo catalítico (ARL) usualmente contienen en el orden del 10% en peso de oleofinas, principalmente mono-olefinas.

La saturación de olefinas y diolefinas es muy importante para cargas provenientes de procesos de craqueo. Las cargas craqueadas que contienen diolefinas son inestables y deben ser protegidas del contacto con oxígenos pues podrían formarse gomas antes del hidrotratamiento. Las reacciones de saturación de olefinas son altamente exotérmicas, por lo que (cuando las cargas contienen altas concentraciones de olefinas) se requiere atención especial al control de temperatura en el reactor.

HIDROCRAQUEO (HDK)

Las moléculas complejas de hidrocarburos, sometidas a altas temperaturas en una atmósfera de hidrógeno, sufren reacciones de hidrogenólisis formando moléculas más simples. Las reacciones de HDK pueden o no ser deseable según el objetivo del hidrotratamiento. Si el objetivo es reducir el contenido de azufre de una nafta, el hidrocraqueo no es deseable; lo contrario ocurre si el objetivo es hidroconvertir residuos a productos más livianos.

Hidrogenólisis: La hidrogenólisis, también llamada ruta directa, comprende la extracción directa del átomo de azufre sin hidrogenación del anillo, produciendo mayoritariamente bifenilo. Algunos investigadores han propuesto que los bifenilos también pueden reaccionar con H2 para dar productos de hidrogenación, tales como los ciclohexilbencenos, pero esta reacción es sumamente lenta.

VARIABLES DEL PROCESO DE HIDROTRATAMIENTO

Aunque existen muchos factores que afectan las reacciones de Hidrotratamiento, las variables más importantes son las relacionadas con las condiciones de operación y el catalizador.

CONDICIÓN DE OPERACIÓN

Las condiciones de operación que se establecen en el Hidrotratamiento son función tanto del origen y propiedades de la cargas como del objetivo del proceso. Debe considerarse como regla general, que la severidad del tratamiento debe incrementarse cuando aumenta la temperatura media de destilación de la carga, ya que también se incrementa la concentración de impurezas difíciles de remover. En general las condiciones menos severas se aplican a las naftas, seguida por los destilados intermedios y las más severas para las fracciones pesadas. Las condiciones de operación que normalmente se fijan, ya que influyen considerablemente en el buen funcionamiento tanto del catalizador como de la planta son: temperatura, presión parcial del hidrogeno, velocidad espacial (LHSV) y la relación hidrógeno/carga (H2/HC). Estas no se seleccionan en forma independiente si no en forma conjunta para lograr una operación óptima.

  • Temperatura

La temperatura tiene gran influencia en el funcionamiento de una unidad de Hidrotratamiento y se considera la variable más importante para controlar el nivel de progresión de las reacciones. La severidad del tratamiento se incrementa con la temperatura, debido al aumento en las velocidades de reacción, incrementando el depósito de carbón sobre la superficie del catalizador y acortando el tiempo de vida del mismo.

En general, un aumento de temperatura conlleva a una mayor remoción de azufre y nitrógeno. Sin embargo, algunas propiedades del producto pueden desfavorecerse con un aumento de temperatura, cuyas consecuencias pueden ser el desmejoramiento del color del producto, la producción de craqueo térmico, la formación de coque y la aceleración de la desactivación del catalizador.

La temperatura debe mantenerse lo más baja posible pero en el nivel de actividad requerido, y así, conservar el nivel de carbón mínimo y retardar la desactivación del catalizador. A temperaturas inferiores a 280 °C, las velocidades de reacción tienden a disminuir, y arriba de 410 °C ocurren reacciones indeseables, generando excesivo depósito de carbón sobre el catalizador.

En el proceso de desulfuración la formación de olefinas se incrementa con la temperatura. Por tal motivo, para compuestos cuya especificación de contenido de azufre es de 0.2 ppm o menos, se ha tratado de alcanzar un aumento de la severidad del Hidrotratamiento, a fin de disminuir aún más la concentración de azufre en el efluente del reactor, sin embargo, el efecto es el contrario, ya que el contenido de azufre en el producto se incrementa, debido al aumento en la concentración de olefinas, las cuales se recombinan con el ácido sulfhídrico del gas de recirculación para formar mercaptanos.

Algunas propiedades del producto pueden incluso desfavorecerse con un aumento de la temperatura, al menos después de un límite que es función del tipo y característica de la carga. En los casos en los que el objetivo del Hidrotratamiento es mantener el nivel de desulfuración, de desnitrogenación, o de conversión constante a lo largo del ciclo de operación, la temperatura del reactor debe ser aumentada para compensar las pérdidas de actividad del catalizador.

Cuando se llega a la máxima temperatura permitida por limitaciones de la metalurgia del reactor o por problemas de inestabilidad del producto, el catalizador debe ser regenerado o reemplazado.

  • Presión Parcial de Hidrógeno

La presión también es considerada una variable importante, ya que las altas presiones de hidrógeno sirven para suprimir la formación de coque, aumentando así la vida del catalizador y promoviendo las reacciones de hidrogenación. El efecto de la presión está directamente relacionado con el efecto de la composición del gas de recirculación y la relación H2/HC. Al aumentar la presión se incrementa hasta cierto grado la remoción de azufre, nitrógeno, oxigeno, la conversión de aromáticos y la saturación de olefinas; además se obtiene un efecto favorable para la disminución del depósito de carbón en el catalizador gracias al incremento en la presión parcial de hidrógeno, esencial para llevar a cabo las reacciones de hidrodesulfuración.

La presión parcial de hidrógeno puede ser definida como la porción de la presión total aportada por el hidrógeno que está presente en el sistema. Esta es función de la presión total del reactor y de la concentración de hidrógeno en el mismo. Por lo tanto, se puede aumentar esta variable aumentando la presión del reactor o aumentando la concentración de hidrógeno en el gas de tratamiento. La cantidad de hidrógeno por carga alimentada, varía según el tipo de hidrocarburo, pero generalmente el coeficiente relativo para el hidrógeno es menor en relación a las moléculas de hidrocarburos que contienen azufre, nitrógeno y otros contaminantes. Así, para obtener concentraciones equivalentes de hidrógeno e hidrocarburos en la superficie del catalizador, la presión parcial de hidrógeno debe ser mayor que la de hidrocarburos. La elección de la presión de operación depende principalmente del tipo de carga y de la pureza de la corriente de hidrogeno. En términos generales, conforme el rango de ebullición de la carga se incrementa, los compuestos impuros se tornan más complejos y se requiere de presiones más altas para hacerlos reaccionar. Debido a que la presión parcial del hidrógeno es el factor decisivo y no la presión total del reactor, la pureza del hidrógeno es determinante sobre la presión final elegida.

Por regla general, al aumentar la presión parcial de hidrógeno aumenta la remoción de nitrógeno y azufre, y las reacciones de saturación. También, cuanto más alta sea la presión parcial de hidrógeno, más lenta es la desactivación del catalizador y por ende, el ciclo de vida del mismo será más largo.

  • Velocidad Espacial (LHVS)

En Hidrotratamiento, la velocidad espacial se refiere a la cantidad de hidrocarburos que hacen contacto con el catalizador en un periodo de tiempo determinado. La relación espacio-velocidad es indicativo del volumen de carga por hora por volumen de catalizador en el reactor y es un índice de la severidad de la operación.

1.png

En una unidad operativa, el volumen de catalizador es fijo por lo que la velocidad espacial se puede variar modificando el flujo de alimentación o relación H2/HC.

La relación hidrógeno/hidrocarburo es la que mantiene el contacto físico entre el hidrógeno, catalizador e hidrocarburos. De esta manera el hidrógeno estará disponible en todo momento en los sitios donde las reacciones químicas tienen lugar.

Se debe proporcionar suficiente hidrógeno para suplir la cantidad requerida por la reacción y el exceso necesario para cumplir con la mínima presión parcial de hidrógeno requerida a la salida del reactor.

Cuando se manejan fracciones ligeras se tienen tiempos de residencias menores, comparados con los necesarios para fracciones pesadas. Valores típicos de espacio-velocidad para operaciones severas están en el intervalo 3-6 hr-1, y para severidades aún mayores entre 0.8-2 hr-1.

Una disminución de la velocidad de alimentación, permitirá una reducción de la temperatura en el reactor; un incremento en el flujo de alimentación requerirá un aumento en la temperatura del reactor para obtener la misma calidad del producto. Al disminuir la velocidad espacial y manteniendo las demás variables constantes, se incrementa el grado de Hidrotratamiento hasta un cierto límite, debido al aumento de tiempo de residencia en el reactor. Sin embargo, al operar con una baja velocidad espacial, se dificulta el control de la temperatura de reacción debido al carácter exotérmico de las reacciones y se favorece un alto depósito de carbón.

Al aumentar únicamente la velocidad espacial se tiene como consecuencia una disminución en el grado de Hidrotratamiento y por lo tanto, en la intensidad de las reacciones catalíticas; de esta forma el consumo de hidrogeno disminuye.

 Relación Hidrógeno/Hidrocarburo

Esta relación no es más que el número de moles de hidrógeno dividido entre el número de moles de hidrocarburo. Se ha evidenciado que a un mayor valor de relación se obtiene un menor depósito de carbón sobre el catalizador, aumentando con ello la vida de éste, hasta un cierto límite; dado por las condiciones de operación y contaminantes de la carga.

La presión parcial de hidrogeno aumenta la velocidad de reacción, sobre todo cuando las cargas contienen compuestos pesados de azufre que incrementan el consumo de hidrogeno.

En algunos diseños de reactores de Hidrodesulfuración se puede usar la inyección de hidrogeno a lo largo del reactor para compensar el consumo del mismo y mantener la relación H2/HC en un nivel constante, además de usarse como medio de enfriamiento.

De la cantidad total de hidrogeno introducida a la sección de reacción, se consume una pequeña parte, que es la requerida para las reacciones de hidrogenación; la mayor cantidad pasa a través del reactor sin cambio y es la que permite una presión parcial de hidrogeno alta.

CATALIZADORES UTILIZADOS EN LOS PROCESOS

Un catalizador es una sustancia química, simple o compuesta, que modifica la velocidad de una reacción, interviniendo en ella pero sin llegar a formar parte de los productos resultantes de la misma.

Los catalizadores más comunes utilizados en el Hidrotratamiento y sus características son:
  • Cobalto – Molibdeno: Buena remoción de Azufre, pobre remoción de Nitrógeno.
  • Níquel – Molibdeno: Buena remoción de Nitrógeno, pobre remoción de Azufre.
  • Níquel – Wolframio: Buena remoción de Azufre, nitrógeno y favorecen el hidrocraqueo.

El catalizador contiene átomos de metal (agente activo) disperso sobre los poros solidos donde se soportan. La reacción tiene lugar entre el agente activo y los reactantes.

Las características que están presentes en el catalizador para que esto ocurra son:
  • El área superficial del soporte.
  • La dispersión del agente activo en el soporte.
  • La distribución de poros en el soporte.

Estos parámetros si son satisfactorios tienden a facilitar el fenómeno de la difusión y el acceso de los reactantes para que ocurra la reacción. La superficie aprovechable de contacto entre el catalizador y los reactantes es de alrededor de varios cientos de metros cuadrados por gramo de catalizador. Los soportes que son usados comúnmente son: Alúmina (AL2O3) u Oxido de Silicio (SiO2).

Las propiedades de los soportes son muy importantes para los catalizadores ya que su área superficial permitirá una mayor eficiencia de los mismos.

Los catalizadores poseen diferentes tamaños de poros dependiendo principalmente del método de preparación.

En su mayoría, los catalizadores que son utilizados a nivel industrial tienen soportes a base de alúmina, se usa molibdeno como metal activo y como promotores normalmente se emplean Ni o Co.

Se han estudiado distintos tipos de catalizadores para el Hidrotratamiento de cargas pesadas tomando en consideración las cantidades altas de azufre, nitrógeno, metales y asfaltenos que posee el crudo pesado. Un catalizador ideal debe exhibir actividad elevada y al mismo tiempo debe ser capaz de procesar y almacenar una gran cantidad de metales.

Componentes básicos de un catalizador

  • Soportes

El soporte es la base donde se deposita el agente activo. Este soporte entre más poroso sea es mejor ya que presentaría un área superficial elevada. Debido a la rapidez de los flujos, a la temperatura y la presión, estos soportes deben tener buena resistencia mecánica.

Los soportes pueden ser amorfos (silicio, carbón), o cristalinos (zeolitas y aluminio). Los soportes a base de alúmina son ampliamente usados en la síntesis de catalizadores industriales

  • Metales activos

Son los responsables de la actividad catalítica. Estos elementos por sí solos pueden llevar a cabo la reacción, sin embargo pueden tener un costo muy elevado. Los metales más comunes para catalizadores de Hidrotratamiento son los sulfuros de molibdeno, tungsteno y cobalto, ya que el platino, paladio y rodio son muy costosos siendo no rentables para la industria.

  • Promotores

La función de éstos es aumentar el grado de dispersión del metal activo, permitiendo incrementar selectivamente las reacciones, además ayudan a disminuir la desactivación de los catalizadores. Entre estos elementos se encuentran principalmente el níquel y el cobalto.

El catalizador desarrollado para el Hidrotratamiento de fracciones livianas y pesadas es heterogéneo. Esto significa que el catalizador y los reactantes están en estados físicos diferentes. En la HDS el catalizador es un sólido localizado en una cama fija dentro del reactor y los reactantes están en movimiento y parcialmente vaporizados. La Hidrodesulfuracion progresa en la cama del catalizador reduciendo a su paso el contenido de hidrógeno del efluente.

En la Alúmina de alta pureza se distribuyen los metales que generalmente son de Co-Mo (Cobalto-Molibdeno), o Ni-Mo (Níquel-Molibdeno) en forma sulfidadas, o sea, está atrapado por capas de azufre. Si el metal está en la forma de sulfuro este catalizador en contacto con el aire combustiona. Es por eso, que cuando el catalizador es nuevo y está en forma oxidada requiere un proceso inicial de sulfidación pues se vende en forma no activada. Para ello, se somete horas a un proceso de contacto con mucha cantidad de compuestos de Azufre para lograr activarlo.

Activación del catalizador

Sulfurización

  • El catalizador es manufacturado y trasladado en el estado de óxido de metales. (Más seguro para manipular)
  • Los metales deben ser convertidos a sulfuros de metales para obtener una mayor actividad en el catalizador.
  • La sulfurización del catalizador se realiza después de su carga.
  • Se inyectan agentes con alto contenido de azufre y rápida descomposición.
  • Es necesario un cuidadoso control de la sulfurización ya que es altamente exotérmica.
  • En dependencia de la selectividad del catalizador ocurre la reacción química, esta etapa es muy rápida pues la selectividad del sitio activo propicia más la reacción, que la adsorción propiamente dicha.
  • Los productos formados por la reacción química desde los poros del catalizador son liberados y migran a través de los poros hacia la fase liquida o gaseosa, esta corresponde a la desadsorción.

Contaminantes del catalizador

Un catalizador eficiente muestra actividad alta, esto permite operar a condiciones de operación medias, sin embargo, la actividad no es la única propiedad crucial del catalizador, una selectividad alta hacia un producto deseado también es de gran importancia. Adicionalmente, es primordial que el catalizador mantenga esta actividad y selectividad por largo tiempo (estabilidad) con el objeto de que la rentabilidad del proceso sea adecuado, es decir debe ser resistente a la desactivación.

Los catalizadores son sensibles a un número determinado de impurezas que usualmente actúan como inhibidores de la actividad catalítica, otras veces como venenos temporales y la peor de todas como venenos permanentes.

  • Inhibidores:

Son compuestos fuertemente adsorbidos sobre la superficie activa del catalizador los cuales compiten con los reactantes. Este efecto es reversible y desaparecen lentamente cuando disminuyen en la alimentación, por ejemplo el CO (monóxido de carbono).

  • Venenos temporales:

Estos venenos son fuertemente adsorbidos por la superficie del catalizador y mientras exista gran acumulación lo imposibilitan. En estos casos se requieren tratamientos específicos para remover los venenos, como reactivación con Hidrógeno, regeneración con vapor y aire, entre otros.

  • Venenos permanentes:

En este caso la inactividad del catalizador no tiene solución en la unidad y hay que sustituirlo por catalizador fresco.

Regeneración del catalizador

Durante el transcurso, el catalizador se puede desactivar y el fin del proceso está dado si las condiciones de operación no permiten obtener las especificaciones del producto final. En estos casos la temperatura utilizada es la máxima, la presión cae y no hay suficiente gas de reciclo. Esta desactivación es el resultado de la deposición del carbón. La actividad se recupera con la combustión del carbón.

La regeneración se realiza de la siguiente forma:
  • Se utiliza una mezcla de aire y nitrógeno donde se controla la concentración de oxigeno presente.
  • La operación requiere gran cantidad de calor para la combustión del carbón y la oxidación de los Azufres.
  • La temperatura tiene que ser controlada a un máximo de 550 °C, esta es monitoreada a través de la cantidad de aire en la mezcla.
  • Al catalizador se le somete a un proceso de despojamiento de los hidrocarburos remanentes en el catalizador con nitrógeno o vapor a 400 °C, posteriormente se introduce el aire en la corriente hasta alcanzar 500 °C.

NUEVAS TECNOLOGÍAS

Las nuevas tecnologías en el Hidrotratamiento se basan mayormente en la optimización de los procesos existentes. La optimización de este proceso se basa en nuevas formulaciones de catalizadores que aumentan la actividad catalítica de la hidrodesulfuración, mejoras en las condiciones de reacción del proceso, diseño de nuevas configuraciones de los reactores y desarrollo de nuevos procesos como:

  • Proceso H-Oil

Es un proceso catalítico utilizado para la desulfuración de residuos y combustibles pesados. Su principal característica es que utiliza un reactor de flujo ascendente con unidades en serie.

Este tipo de reactores representa las siguientes ventajas:
  • El catalizador puede ser introducido y extraído continuamente durante la operación del reactor.
  • La turbulencia interna permite asegurar una distribución isotérmica de la temperatura, lo cual elimina la necesidad de sistemas de enfriamiento para el control de temperatura.
  • Como el catalizador está en constante movimiento produce caídas de presión bajas además se puede usar catalizadores más finos que los utilizados normalmente en sistemas de lecho fijo.

Las unidades diseñadas operan a presiones máximas de 2500 Lpcm y temperaturas de trabajo de 525 C.

  • Proceso Residfining (E.R.E)

Este proceso desarrollado por “La EssoResearch&Engineering”, es aplicado para el tratamiento directo de residuos. El “Residfining” utiliza lecho fijo y emplea un catalizador que es capaz de almacenar hasta un 40% de su peso en metales depositados durante el proceso.

Este proceso de desulfuración ha sido combinado por la E.R.E con un tratamiento de coquificación para utilizar residuos de alto contenido de metales. El proceso produce un 60% de productos líquidos desulfurados; el efluente gaseoso puede resultar valioso en zonas sin reservas de gas natural.

  • Proceso Chevron

Este proceso es utilizado para desulfurar gas-oil de vacío y residuos de vacío. El tipo de reactor utilizado es de corriente descendente sobre un lecho fijo de catalizador, este tipo de reactor presenta la facilidad de separar las fases liquida y sólida a la salida del mismo (350-400 C) para evitar craqueo. Este reactor utiliza hidrogeno en puntos intermedios para controlar la temperatura.

La reacción presenta separadores de alta y baja presión al salir del reactor que permite recuperar naftas, amoniaco y otros compuestos volátiles. Además presenta un sistema de adsorción de sulfuro de hidrogeno del gas de reciclo para reducir su efecto inhibidor.

  • Proceso Shell

Este proceso utiliza cargas residuales que se desulfuran directamente; presentando tres reacciones en paralelo: remoción de azufre, remoción de metales y conversión de asfaltenos a fracciones destilables. El reactor utilizado es de flujo descendente con catalizador fijo producido por laboratorios Shell. Se utiliza este proceso para crudos de puntos de ebullición cercanos a 350 C.

  • Proceso Gulf

Se  aplica a residuos atmosféricos y crudos originales, con la particularidad que ninguna parte del crudo es destruido o convertido en otros productos. Este proceso es utilizado para cargas que contienen cantidades moderadas de metales. El catalizador utilizado no es recuperable. La temperatura de reacción es aproximadamente entre 650-800 F y se utilizan reactores de flujo descendiente con lecho fijo.

REPSOL

En el centro de tecnología REPSOL hoy en día disponen de plantas pilotos de Hidrotratamiento para el estudio y optimización de los procesos y catalizadores.

Las plantas piloto reproducen a muy pequeña escala, lo que ocurre en las plantas industriales. Por este motivo, se utilizan para estudiar posibles mejoras en plantas industriales que involucren procesos de Hidrotratamiento a fin de identificar las alternativas tecnológicas más eficientes para adaptar las plantas industriales a los nuevos estándares de calidad de combustibles.

De esta forma a partir de resultados obtenidos en planta piloto:
  • Se seleccionan los catalizadores más activos y estables en función de cada aplicación.
  • Se obtiene un conocimiento profundo de los procesos productivos. Dicho conocimiento aplicado a las plantas industriales, permite reducir los costos operativos de catalizador así como reducir el consumo de energía y consiguientemente las emisiones de CO2 a la atmósfera.
  • Se desarrollan aplicaciones informáticas para monitorización de unidades industriales, así como para la simulación de procesos.
  • Se analizan modificaciones del proceso productivo para incorporar nuevas materias primas. Un ejemplo es el co-procesado de aceites vegetales con gasóleo mineral en las unidades existentes de hidrodesulfuración.

Además de las unidades de desulfuración de combustibles, en las refinerías existen otros procesos de Hidrotratamiento orientados a diferentes objetivos: reducir contenido de benceno en gasolinas, mejora de propiedades organolépticas (color, olor, etc.) o mejora en la estabilidad del producto.

IMPACTO AMBIENTAL

Las reacciones de Hidrodesnitrogenación (HDN) e Hidrogenación de aromáticos (HDA) eran reacciones que se consideraban de menor importancia dentro del esquema de refinación, debido a los bajos contenidos de nitrógeno en el crudo procesado o a la ausencia de regulaciones ambientales en el caso de aromáticos. Sin embargo, la situación cambia en los años recientes debido al agotamiento del crudo liviano, evolucionando el mercado petrolero hacia el tratamiento de crudos más pesados que contienen mayor concentración de estos contaminantes, en especial de azufre y nitrógeno.

Los compuestos encontrados en crudos pesados son tóxicos, cancerígenos, y su combustión genera NOx y SOx perjudiciales para el medio ambiente.

El agotamiento de crudos livianos ha obligado a la utilización de estos crudos pesados, con contenidos en impurezas elevado, sin embargo, las regulaciones ambientales más severas, han puesto en manifiesto la necesidad de desarrollar una tecnología apropiada en los procesos de Hidrotratamiento, que permita producir el combustible del futuro a partir de petróleo pesado, es decir obtener un crudo más limpio.

Los catalizadores de Hidrotratamiento empleados actualmente, han sido concebidos principalmente para la desulfuración (HDS), por lo que hoy se realiza un gran esfuerzo, tanto a escala industrial como a escala de investigación, para resolver el problema de emisión de gases contaminantes, tales como CO, NOx y SOx, y de algunos hidrocarburos tóxicos, utilizados en los vehículos automotores, contribuyendo a la contaminación ambiental.

El azufre se emite directamente como óxidos de azufre, o indirectamente como ácido sulfhídrico procedente del refino del crudo o de la limpieza del gas natural antes de su distribución. Estos óxidos de azufre en la atmósfera, en contacto con vapor de agua, se convierten en ácido sulfúrico, regresando a la superficie dando lugar a lo que se conoce como “lluvia ácida”.

En general, la lluvia ácida precipita lejos de la fuente de contaminación primaria, originando además un problema transfronterizo. Sin embargo, éste no es el único problema, dado que el alto contenido en azufre también genera problemas técnicos, como el envenenamiento de catalizadores, corrosión, etc.

En relación con la salud, la combustión del azufre induce la formación de aerosoles de sulfato, ocasionando severos problemas en el sistema respiratorio.

Durante la combustión del crudo se produce la emisión de elevadas cantidades de productos sulfurados a la atmósfera, especialmente en las actividades industriales y en el transporte.

Durante los períodos de parada, mantenimiento o durante problemas operacionales de la unidad, se originan gases tóxicos y combustibles que no pueden ser venteados directamente a la atmósfera, debido a las restricciones ambientales y de seguridad. Estas emisiones (alivios y venteos), generados en equipos y líneas de la unidad, son recolectados y enviados al mechurrio ácido de la refinería.

Estos desechos son principalmente:
  • Catalizador gastado
  • Alúmina activada gastada.

La disposición de estos desechos se realizará siguiendo las indicaciones presentadas en el decreto 2.211 (Gaceta Oficial Nº4.418) y las normas, guías y procedimientos de Protección Integral NºPA-501 “Procedimientos de Desechos Especiales de la Refinería”.

Todas las aguas superficiales y efluentes del proceso se recolectan mediante los diferentes drenajes de la unidad y se envían a las unidades de tratamiento de aguas existentes para su disposición final en el sistema de recolección de efluentes de la refinería.

Todas las aguas ácidas provenientes de la unidad son tratadas en un despojador de aguas ácidas para remover el H2S y NH3 presentes en el agua recolectada.

Con el fin de disminuir el impacto ambiental, la industria de refinación se encuentra desarrollando nuevos catalizadores con mejoradas propiedades catalíticas hacia el Hidrotratamiento, los cuales por otra parte, deben mostrar resistencia al envenenamiento por la presencia de azufre y nitrógeno.

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MONITOREO DE LOS PROCESOS DE INYECCIÓN

MONITOREO DE LOS PROCESOS DE INYECCIÓN

La vida del yacimiento comienza con la exploración, luego el descubrimiento, delimitación, producción primaria, secundaria y terciaria, y el posterior abandono. La clave del éxito en todas las operaciones del yacimiento depende de la administración de yacimientos y dentro de estas, la estrategia de monitoreo, seguimiento y control desarrollada en él, se trata de un proceso continuo e integrado con los miembros del equipo.

La administración de yacimientos se encarga de reunir todas las áreas concernientes a la explotación de petróleo en un campo, reuniendo las finanzas, tecnología y recursos humanos; todo esto con el fin de disminuir el capital de inversión y aumentar la productividad, controlando las operaciones de un yacimiento para maximizar los recursos económicos, basándose en la información y conocimientos de este.

En resumen, la administración de yacimientos puede ser definida como la reunión de técnicas que maximizan los beneficios económicos recobrados del yacimiento y describe la interacción entre las funciones y operaciones desarrolladas en él.

PROCESOS DE INYECCIÓN

En la siguiente figura se indican los puntos que deben estar incluidos en el monitoreo de un proceso inyección. Estos puntos pueden ser divididos en dos grandes grupos, subsuelo y superficie. Los puntos que pertenecen a superficie son los cabezales de los pozos de inyección (1), el sistema de inyección (2), tuberías para transporte de fluidos (3), las facilidades de tratamiento (4) y los cabezales de los pozos de producción (5); mientras que los que pertenecen a subsuelo son los pozos de inyección (6), observadores (7), de producción (8) y el yacimiento (9).

METODOLOGÍA INTEGRADA PARA EL MONITOREO Y SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS

En ese sentido, para plantear una estructura que guíe el diseño de los programas de monitoreo y seguimiento de yacimientos sometidos a los procesos de inyección, se deben considerar todos los factores involucrados en el proceso.

Típica mente estos factores se pueden agrupar en tres sistemas:
  • Sistema de inyección 
  • Sistema de yacimiento 
  • Sistema de producción 
 

SISTEMA DE INYECCIÓN 

Este sistema está compuesto por la unidad de compresión, las líneas de distribución del fluido comprimido y los pozos inyectores.
En este punto, el objetivo principal del monitoreo es garantizar:
  • Adecuado funcionamiento del sistema de compresión 
  • Tasa de inyección de aire requerida 
  • Presión de inyección adecuada 
  • Control permanente de la corrosión 

SISTEMA DE YACIMIENTO

El sistema está constituido exclusivamente por la formación productora.
El principal objetivo del monitoreo es conocer:
  • Localización del frente de combustión.
  • Direcciones preferenciales del frente de combustión.
  • Velocidad del frente de combustión.
  • Zonas que presenten anomalías restringiendo el avance del proceso.

SISTEMA DE PRODUCCIÓN

En el sistema de producción se obtienen fluidos tales como gases de combustión, aire y crudo, que de alguna manera son el resultado de la ocurrencia de las reacciones asociadas con la Combustión. En este sistema se integran los demás componentes que intervienen en el proceso, ya que se cuantifica el efecto de inyectar aire y/o vapor para aumentar el recobro mediante la generación de un frente de desplazamiento por combustión.

Por consiguiente, el principal objetivo del monitoreo en este punto es evaluar:

  • Volumen de fluidos producidos. 
  • Composición de gases de combustión (CO2, N2, O2, CO, H2S, SO2, Hidrocarburos, entre otros). 
  • Cambios en las propiedades del agua producida (pH, salinidad, Ca, Mg, SO4, Cl, entre otros). 
  • Cambios en las propiedades del petróleo producido (viscosidad, gravedad API, número ácido). 
  • Temperatura de los fluidos. 
  • Emulsiones.

VARIABLES A SER MONITOREADAS EN LOS PROCESOS DE INYECCIÓN

  • TASA DE INYECCIÓN DE AIRE

La tasa de aire, está estrechamente relacionada con el parámetro más importante para el sostenimiento del frente de combustión, el requerimiento mínimo de aire. De no suministrarse suficiente aire en el yacimiento para sostener el frente, el proceso acabaría, de ahí la importancia de monitorear la tasa de inyección.

La tasa de inyección de aire está en función de la cantidad de coque presente en el yacimiento y de las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes. Esta determina la velocidad de la zona de combustión, la tasa de producción de fluidos, el radio de extensión de la zona de combustión y el tipo de reacción que predomina en el proceso.

  • PRESIÓN DE INYECCIÓN

La presión de inyección juega un papel muy importante dentro de la combustión, puesto que de ella depende en gran parte, el tipo de reacción que pueda ocurrir en el yacimiento. De la misma manera, el monitoreo de la presión permite identificar problemas de inyectividad. La presión de inyección está involucrada directamente en los costos de compresión, así que se debe tener un buen control de esta variable, no solo por todas las implicaciones que tiene sobre el proceso, sino por los efectos económicos.

  • PRESIÓN DE FONDO

Las operaciones de recobro mejorado requieren el análisis integrado de muchas variables como la presión, empleada para analizar el desempeño actual del proceso y estimar o predecir el comportamiento futuro en cuanto a producción de hidrocarburos. Ésta variable constituye una valiosa fuente de información del yacimiento, que puede ser utilizada para determinar anisotropías u orientaciones preferenciales de desplazamiento del frente de combustión. Mediante el monitoreo de la presión de fondo también es posible detectar restricciones al flujo provocadas por depositación de compuestos pesados o formación de escamas. Además, esta variable es extensamente empleada en cálculos de yacimiento como inyectividad o productividad y propiedades de la roca cuando se hace análisis de pruebas de presión.

  • TEMPERATURA DEL YACIMIENTO

La temperatura del yacimiento es un indicador clave de las reacciones que se están presentando durante el proceso de combustión. Un aumento en la temperatura de yacimiento mejora la velocidad promedio del frente de combustión y su localización.

  • TEMPERATURA EN CABEZAL DE POZO

Con el registro de temperatura en cabeza de pozo a diferentes tiempos se pueden obtener isotermas de contorno, útiles para determinar la posición y velocidad del frente de combustión. Las curvas isotérmicas se comparan para determinar la dirección preferencial de propagación y las velocidades del frente. Es importante tener en cuenta que la velocidad de combustión disminuye con el contenido de arcillas. De la misma manera, el registro de la temperatura proporciona información útil para el control de daño en los pozos de producción.

  • CORROSIÓN

Es quizás el problema más frecuente en todos los procesos de recuperación de petróleo, el cual viene acompañado por ciertos factores que agudizan su efecto. La corrosión es una variable que debe mantenerse controlada para evitar innumerables daños en líneas de flujo, bombas, pozos de inyección y producción. Variables como temperatura, gases de combustión, agua y arena pueden ser los causantes de este tipo de problema. El monitoreo de la corrosión debe llevarse a cabo en todo el sistema de transporte de fluidos para que se pueda tener un registro del impacto de la corrosión en la integridad del sistema.

MONITOREO Y SEGUIMIENTO DE LOS PROCESOS DE INYECCIÓN

Las siguientes tablas (Tabla 9, 10 y 11) la metodología propuesta para alcanzar los objetivos establecidos para el monitoreo de cada uno de los sistemas. En ellas se identifican los puntos y las variables objeto de monitoreo, que representan la base fundamental y constituyen el punto de partida para la elaboración de programas de monitoreo y seguimiento. Se presenta también, diferentes instrumentos de medición, cuya selección es flexible y está sujeta tanto a criterios económicos como de disponibilidad de las últimas tecnologías de medición. Es importante mencionar, que deben diseñarse programas de mantenimiento y revisión de las herramientas empleadas para la adquisición de datos, ejecutados en paralelo con los programas de monitoreo y seguimiento, con el fin de obtener datos altamente confiables y representativos.

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

 

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PRUEBAS DE PRESIÓN DE PETROLEO

Pruebas de presión 

Desde el punto de vista operacional y de campo, una prueba de presión reside en la adquisición de datos de presión, producción y muestra del fluido a condiciones de pozos (aperturas y cierres) controladas. La completación del pozo objeto de prueba puede ser temporal o permanente.

Por lo general las pruebas de presión consisten en inducir cambios en la tasa actual de producción del pozo o pozos del campo, lo que perturba o cambia las condiciones dinámicas presentes (presión, flujo) asociadas con el área de drenaje del pozo. El análisis de los cambios de presión y flujo en función del tiempo permite la determinación de los parámetros del yacimiento. Dependiendo de las características dinámicas del yacimiento, es posible el logro de todos los objetivos de evaluación propuestos, siempre y cuando la duración de la prueba y el procedimiento usado en la realización de la misma lo permitan.

Propósitos de las pruebas de presión

Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos:
  • Estimar parámetros del yacimiento.
  • Calcular la presión promedio del área de drenaje.
  • Detectar heterogeneidades del yacimiento.
  • Hallar el grado de comunicación entre zonas del yacimiento.
  • Determinar la condición de un pozo (daño, S).
  • Estimar las características de una fractura cercana a un pozo.
  • Estimar los parámetros de doble porosidad. 
  • Estimar el frente de desplazamiento en procesos de inyección. 
  • Estimar los factores de pseudodaño (penetración parcial, turbulencia, terminación).
  • Establecer el grado de comunicación de varios yacimientos a través de un acuífero en común.

Tipos de pruebas de presión

  • Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test).
  • Restauración de Presión (Pressure Buildup Test).
  • Prueba Multitasa.
  • Prueba tras flujo.
  • Prueba de Interferencia.
  • Drill Stem Test (DST).
  • Disipación de presión (Fall Off).
  • Prueba de Inyectividad.
  • Prueba de Declinación (Draw Down).
  • Prueba RFT

Abatimiento de presión (pressure drawdown test).

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada.Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presión en el área de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme.

Se utiliza para hallar:
  • Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k)
  • Efecto Skin (s).
  • Volumen poroso (Vp) de la región drenada.
  • Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigráficas).
Estas pruebas son particularmente aplicables para:
  • Pozos nuevos.
  • Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice.
  • Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.

Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (fall off test)

Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.

Con esta prueba es posible determinar :
  • Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector.
  • Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada.
  • Estimar la presión promedio del yacimiento.Medir la presión de ruptura del yacimiento.
  • Determinar fracturas, determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras.
  • Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.

Prueba multitasa

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo.

Prueba flujo tras flujo

Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpressure o prueba de 4 puntos, son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas estabilizadas para medir la presión de fondo fluyente en la cara de la arena. Cada caudal es establecido en sucesión con o sin un periodo pequeño de cierre del pozo. El requerimiento de los períodos de flujo es que los mismos alcancen condiciones estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba, sobre todo en yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para alcanzar condiciones estables de flujo.

Pruebas de interferencia 

Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos:
  • Determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión.
  • Cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados. 

Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación).

Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas. En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo.

Pruebas de pulso

Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación.

Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.

Pruebas de producción DST (drill stem test)

Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizados al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada.

Con las válvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presión en el dispositivo DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimación de las características de la formación así como el producto permeabilidad/espesor y factor de daño. Esta data también puede usarse para determinar la posible presión de agotamiento durante la prueba.

Drill Stem test (pruebas de presion DST)

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento.

También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionando por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, y aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para la estimación de reservas.

 Prueba de contrapresión

La prueba convencional ha sido llamada también prueba de potencial absoluto o prueba de contrapresión, consiste en cerrar el pozo a producción y permitir una restauración de presión hasta obtener una estabilización. Luego, se abre a producción y se toman medidas de presión a diferentes tasas de flujo las cuales varían después que las presiones de flujo se han estabilizado. El número de tasas de flujo es por lo general de cuatro y una vez obtenidas las mediciones, se cierra el pozo.

 Pruebas isocronales

A diferencia de las pruebas convencionales en la Isocronal no se requiere alcanzar condiciones estabilizadas.

Esta consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área en el periodo comprendido entre dos cambios de tasas subsiguientes. Las pruebas isocronales son utilizadas para determinar el potencial de flujo abierto (AOF) en pozos perforados o produciendo de medios porosos de baja permeabilidad.

El procedimiento a seguir para realizar una prueba Isocronal es el siguiente:
  • Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta su seudo estabilización. 
  • Producir el pozo a una tasa de flujo constante y tomar simultáneamente medidas de presión es función del tiempo. (Los periodos del tiempo a los cuales se toman las medidas de presión deben ser fijos para todas las tasas de flujo). 
  • Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta el mismo valor seudo estabilizado. 
  • Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presión en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2. 
  • Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo. 

Isocronal modificada

Una prueba Isocronal normal no siempre es aplicable en forma práctica, dado que el tiempo de seudo estabilización puede ser excesivamente largo.

La modificación del método sugerida por Katz (Handbook Natural Gas engr.- 1959) consiste en cerrar el pozo y luego producirlo durante periodos iguales de tiempo.

Los cálculos se realizan de manera similar a la prueba isocronal normal. La característica fundamental de la prueba isocronal modificada es que los periodos de flujo y los periodos de cierre son todo iguales.

Prueba de inyectividad

La prueba de Inyectividad consiste en lograr medir la presión transitoria durante la inyección de un flujo dentro del pozo.Para realizar la prueba, el pozo es inicialmente cerrado y se estabiliza hasta la presión de yacimiento (q=o), posteriormente se comienza el periodo de inacción a una tasa constante (q= ctte).

Prueba de Restauración de Presión

Una prueba de restauración se efectúa cuando un pozo que está fluyendo a tasa constante es cerrado, registrando una presión en el fondo del pozo conocida como la presión de restauración. La ventaja práctica de esta prueba, es que la restauración se logra fácilmente, ya que la tasa de flujo es cero.

Prueba de Declinación de Presión (Draw Down)

Una prueba de declinación de presión consiste en abrir un pozo que ha estado cerrado y estable, donde la presión de fondo fluyente es monitoreada constantemente y es usada para el análisis. El pozo debería estar produciendo a tasa constante, pero en la práctica, esto es difícil de lograr y la data de declinación de presión normalmente es errática. Por tanto, el análisis del periodo fluyente (declinación) es frecuentemente difícil e inexacto.

Las pruebas de declinación de presión es un buen método para pruebas de límites de yacimiento, ya que el tiempo requerido para observar una respuesta de límite es largo, y fluctuaciones operacionales en la tasa de flujo son menos significantes sobre tales longitudes de tiempo.

Prueba RFT

  • Prueba realizada en el pozo inmediatamente después de los registros eléctricos. 
  • Consiste en medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo. 
La idea básica de la prueba es medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo, con el fin de determinar:
  • Gradiente de presión a lo largo de formación. 
  • Posible comunicación entre las diferentes zonas o lentes de la formación. 
  • Determinación de la presión de formación. 
  • Contacto de fluidos. 
  • Daños por lodo de perforación. 

Herramientas:

  • RFT (Multiprobador de Formaciones). 
  • RFT de Pozo Entubado. 
  • MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación). 
  • CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación en Pozo Entubado). 

Usos de las herramientas:

  • Validan los resultados de los registros eléctricos 
  • Determinación del tipo de fluido y de los contactos (CAP / CGP) 
  • Identificación de barreras verticales y horizontales al flujo 
  • Estratificación (Heterogeneidades) del yacimiento. 
  • Investigación del flujo cruzado entre estratos 
  • Identificación de estructuras complejas. 

RFT aplicaciones

  • Gradientes en formaciones de poco espesor o delgadas. 
  • Determinación del tipo de fluidos y de los contactos. 
  • Localizando contactos de fluidos. 
  • Identificación de barreras Verticales de flujo. 
  • Identificación de barrera horizontal de flujo. 
  • Identificación de estructuras complejas. 
  • Perfiles de Presión en Yacimientos Homogéneos. 
  • Perfiles de Presión en un pozo de desarrollo. 
  • Investigación de flujo cruzado entre estratos. 
  • Definición de barreras de flujo. 
  • Diseño del programa de inyección. 
  • Efectos de la variación de permeabilidad en la inyección. 
  • Generación de Mapas Isobáricos a partir de Perfiles de Presión. 

Espero que la información sea de mucha ayuda, GRACIAS!

 

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PERIODOS DE FLUJO

FLUJO DE FLUIDOS A TRAVÉS DEL MEDIO POROSO.

Flujo de fluidos a través del medio poroso

Toda prueba de presión involucra la producción (o inyección) de fluidos, ya que la respuesta de presión es afectada por la naturaleza del flujo alrededor del pozo en estudio. El flujo que ocurre en el yacimiento durante una prueba de presión involucra cambios de presión versus tiempo, afectando el sistema roca – fluidos.

Distribución de presión alrededor de un pozo a diferentes tiempos de producción

La expansión del yacimiento por efecto de producción puede ser cuantificada mediante la compresibilidad total de la formación.

De acuerdo con lo anterior:

q = Producción = Expansión del yacimiento

Donde;
Existen dos variables que tienen un efecto importante en la manera como se transmiten los cambios de presión en el yacimiento, las cuales son:
  • Transmisibilidad (t) 

Es la facilidad con que fluye el fluido en el medio poroso y es proporcional a la capacidad de flujo e inversamente proporcional a la viscosidad.

  • Coeficiente de difusividad hidráulica (ƞ)

Es la facilidad con que se transmiten los cambios de presión a través el medio poroso.

Al combinar estas dos variables se puede obtener una tercera variable

  • Capacidad de almacenamiento (s) 

Representa la cantidad de fluido que hay que remover o añadir al medio poroso por unidad de área para modificar la presión en una unidad.

S=ØCth

La ecuación de difusividad

Las técnicas de análisis de presión han sido originadas de las soluciones de las ecuaciones de derivadas parciales, siendo la ecuación de difusividad la que describe el proceso físico que ocurre a través del yacimiento durante el flujo de fluidos, la cual viene dada por:

La ecuación de difusividad es la combinación de las principales ecuaciones que describen el proceso físico del movimiento de los fluidos dentro del yacimiento, como lo son la ecuación de continuidad (ley de conservación de la masa), la ecuación de flujo (ley de Darcy) y la ecuación de estado.
  • Ley de conservación de la masa

El principio de la conservación establece que cualquier cantidad es conservada, es decir, no puede ser creada ni destruida. En el flujo de fluido a través de un medio poroso, la cantidad más significativa que se conserva es la masa.

  • Ley de darcy

La ley de darcy enuncia que la velocidad aparente de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

  • Ecuaciones de estado

Las ecuaciones de estado especifican la dependencia de densidad del fluido (ρ) de la presión y temperatura del sistema. De esta manera, dependiendo de los fluidos presente, la ecuación de estado empleada variará, las ecuaciones de estado serán solo en función de la presión.

Suposiciones de la Ecuación

  1. Flujo radial.
  2. Medio poroso isotrópico y homogéneo. 
  3. Yacimiento de espesor uniforme.
  4. Porosidad y permeabilidad. 
  5. Fluido de compresibilidad pequeña y constante. 
  6. Fluido de viscosidad constante. 
  7. Pequeños gradientes de presión. 
  8. Fuerzas de gravedad despreciables.

Características de ecuación de difusividad

  1. la ecuación es lineal solo cuando esta expresada en función de la densidad, ρ. 
  2. la ecuación, es una simplificación que se obtiene al suponer los gradientes de presión son pequeños. 
  3. para formular el problema requerimos: 
  • Ecuación de flujo 
  • Condición inicial. 
  • Condición de contorno 

Los métodos desarrollados para la interpretación de las pruebas de presión se basan en la solución de la ecuación de difusividad, la cual describe el flujo de un fluido ligeramente compresible a través de un medio poroso.

La ecuación diferencial expresada en coordenadas radiales, es la forma más simple de la ecuación de difusividad.

Soluciones a la ecuación de difusividad 

Las soluciones a la ecuación de difusividad se plantean generalmente de acuerdo a la geometría y las condiciones de borde del yacimiento, distinguiéndose tres casos básicos de interés:

  • Yacimiento Infinito, caso en el cual se asume que el pozo está situado en un medio poroso de extensión radial infinita. 
  • Yacimiento Cilíndrico Limitado, en el cual se asume que el pozo está localizado en el centro de un yacimiento cilíndrico sin flujo a través del límite exterior. 
  • Límite Externo de Presión Constante, en el cual el pozo está situado en el centro de un yacimiento cilíndrico con presión constante a lo largo del límite externo. 

Yacimientos infinitos

En estos yacimientos el pozo produce a tasa constante, la presión inicial es constante y uniforme en toda su extensión. El espesor es constante y radio externo es infinito.

Gráfica función integral exponencial

Tabla de la función integral exponencial

Yacimientos cilíndricos limitados

Para el caso de yacimiento finito se pueden considerar dos situaciones básicas posibles asociadas con el limite externo: la primera, que no hay flujo a través mismo, es decir, límite de tasa cero (gradiente de presión igual a cero en el límite externo), y segunda, presión constante.

Regímenes de flujo

Regímenes de flujo de acuerdo al yacimiento

En el comportamiento de la presión de un pozo que produce a gasto constante se pueden identificar tres periodos de flujo:
  • flujo estacionario 
  • flujo transitorio 
  • flujo pseudo-estacionario

El flujo estacionario se refiere a la situación en la cual la distribución de presión y de gasto en el yacimiento permanece constante con el tiempo. En contraste, el flujo transitorio es la situación en la cual la presión varía con el tiempo. El flujo pseudo-estacionario es una clase especial de flujo transitorio, el cual se asemeja al flujo estacionario.

Flujo estacionario

A saber, muchos yacimientos producen bajo régimen estacionario. Este tipo de flujo ocurre cuando un yacimiento está produciendo con un fuerte empuje de agua, de tal forma que cada barril de aceite producido es reemplazado por un barril de agua en el yacimiento. Para que la situación de flujo estacionario este presente, es condición necesaria que el gasto másico a lo largo del yacimiento sea igual al gasto másico que sale del yacimiento

El área de la sección transversal se representa con el subíndice r, para indicar que es una función de radio de drene. De esta forma, el gradiente de presión es también una función del radio y de forma similar se representa con un subíndice r. Para un radio r y un gasto q en particular, la pendiente de la gráfica de presión contra el radio permanece constante todo el tiempo. En consecuencia, durante el tiempo en que permanece constante el gasto, la distribución de presión también permanece constante.Esta idea puede ser extendida para aplicarse a fluidos compresibles, por ejemplo, un gas, si el gasto se establece en unidades convenientes, por ejemplo pies cúbicos estándar. De este modo, el historial de presión y gasto del pozo pueden ser empleados para determinar si un pozo se encuentra en régimen estacionario. Si el gasto es constante y la presión de fondo permanece constante, no hay duda que el área de drene de este pozo se encuentra en régimen de flujo estacionario.Para que tal situación ocurra, el flujo a través del radio de drene, , deberá ser igual a el flujo a través del radio del pozo, , y el mismo fluido deberá cruzar ambos radios. Esta condición estrictamente no es conocida en un yacimiento. Sin embargo, un fuerte empuje por agua, por medio del cual un gasto de agua es igual al gasto de producción proporciona un historial de presión y gasto casi idéntico al descrito.

Mantener la presión por medio de inyección de agua bajo la estructura almacenadora de hidrocarburos o por medio de inyección de gas por arriba de la estructura, también se aproxima a las condiciones de régimen estacionario. En general, el flujo estacionario ocurre cuando no existe cambio en la densidad del fluido en cualquier posición del yacimiento como función del tiempo. Prácticamente, esto significa que no existirá cambio en la presión en cualquier posición del yacimiento. Es decir, la variación de la presión con respecto al tiempo será cero Las ecuaciones de flujo estacionario son además útiles en el análisis de las condiciones cercanas al pozo.

Al igual que en un sistema de flujo transitorio, el gasto cerca del pozo es aproximadamente constante de tal forma que las condiciones alrededor del pozo son casi constantes. Así, las ecuaciones de flujo estacionario pueden ser aplicadas a esta porción del yacimiento sin que se presenten errores significativos. Es decir, las ecuaciones de flujo estacionario pueden ser utilizadas para representar períodos cortos de tiempo para el flujo alrededor del pozo.

Flujo transitorio

El flujo transitorio es aquel que ocurre mientras el gasto y/o presión cambian con el tiempo

variable

La gráfica de presión contra gasto a diferentes tiempos para un yacimiento bajo condiciones de flujo transitorio.

Flujo pseudo-estacionario

Después de un período inicial de producción con presión y gasto no constante, es decir, flujo transitorio, las condiciones de frontera externa (no flujo y p = cte) comienzan a afectar la producción en el pozo y el flujo se estabiliza. Cuando la estabilización en el yacimiento se lleva a cabo, la condición de frontera externa de presión constante da origen al flujo denominado como flujo pseudo-estacionario.

La condición de frontera externa de presión constante representa la frontera en la cual la presión del yacimiento se mantiene en su valor inicial. La condición de frontera externa de presión constante es usualmente causada ya sea por la entrada de agua de un acuífero asociado o por la inyección de agua o gas a través de pozos inyectores, o bien, la combinación de los tres.

Regímenes de Flujo de acuerdo a la Geometría del Yacimiento 

  • Lineal

La geometría de flujo lineal consta de vectores de flujo paralelos. El flujo lineal es identificado por una tendencia de línea recta de pendiente positiva de ½ en el gráfico de la derivada y se presenta cuando el flujo es uniforme. Este régimen se presenta en pozos hidráulicamente fracturados, pozos horizontales y yacimientos alongados. Puesto que las líneas de corriente convergen a un plano, los parámetros asociados con el flujo lineal son la permeabilidad de la formación en la dirección de las líneas de flujo y el área de flujo normal a las líneas de corriente.

  • Radial 

El flujo radial es el régimen de flujo más importante en la interpretación de pruebas de presión. Este se reconoce por una extensión constante o tren plano en la derivada. La geometría de flujo radial se describe como líneas de corriente que convergen hacia un cilindro circular (pozo).
En pozos completados en todo el intervalo perforado el cilindro puede representar la porción del pozo interceptando toda la formación. En formaciones parcialmente penetradas, el flujo radial puede estar restringido a tiempos tempranos a solo una sección del intervalo de la formación donde el flujo es dirigido hacia el pozo.
Cuando el pozo esta estimulado o en pozos horizontales, el radio efectivo para el flujo radial podría ser alargado. Cuando quiera que exista el flujo radial se puede estimar los valores de permeabilidad y daño. Cuando el flujo radial toma tiempos tardíos, se puede estimar la presión del yacimiento en pruebas de restauración de presión.
  • Esférico

El flujo esférico ocurre cuando las líneas de corriente convergen a un punto. Este régimen ocurre en pozos que han sido parcialmente completados o formaciones parcialmente penetradas. Para el caso de completación parcial o penetración parcial cerca al tope o la base de la formación, la capa impermeable mas cercana impone un flujo hemisférico.
Tanto el flujo esférico como el hemisférico son vistos en la curva de la derivada como una pendiente negativa con valor de ½. Una vez determinada la permeabilidad del flujo radial, esta puede usarse como permeabilidad horizontal para determinar la permeabilidad vertical. Esta última es importante para predecir conificación de gas o agua.

  • Elíptico 

El flujo elíptico, también llamado flujo biradial se presenta en pozos horizontales o en pozos hidráulicamente fracturados exhibiendo una pendiente positiva de 1/3. Los pozos hidráulicamente fracturados con fracturas de baja conductividad pueden exhibir flujo bilineal adicional al flujo lineal. Este régimen ocurre por una caída de presión en la fractura que resulta en líneas de corriente paralelas en la fractura al mismo tiempo que existen líneas de flujo en la formación normales a las de la fractura. El termino bilineal se refiere a dos flujos lineales simultáneos que ocurren en direcciones normales.

Espero que la información haya sido de mucha, GRACIAS.!

 
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PRODUCCIÓN DE AGUA Y GAS

ORÍGENES DE LOS FLUIDOS INDESEABLES

El agua y gas se encuentran presentes en la mayoría de los campos petroleros. A medida que se explota un yacimiento, la producción de petróleo genera cambios en el sistema creando zonas de inestabilidad y propiciando la afluencia del agua y/o gas hacia el fondo del pozo.

El gas puede ser producto de la disminución de presión del yacimiento por debajo de la presión de burbujeo (yacimientos saturados), así como también de algún proyecto de recuperación secundaria. El agua, puede provenir de pozos inyectores o de un acuífero activo que contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo apropiado de estos fluidos es parte fundamental de la gerencia de yacimientos y puede constituir un factor determinante en la productividad de los pozos y de las reservas finales.

Agua y gas, también pueden provenir de las líneas de flujo convergentes dentro del pozo. Por ejemplo, en un cuadrante de un esquema de inyección de cinco pozos un inyector alimenta un productor. El flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de Iíneas de flujo, la más corta es una línea recta entre ambos pozos, mientras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor.

La invasión de fluido indeseable (agua y/o gas) ocurre en un primer momento en Línea de flujo más corta, mientras el petróleo todavía se produce de las líneas de flujos más largas. La presencia de estos fluidos en los pozos productores se debe considerar aceptable, ya que no es posible cortar determinadas Iíneas de flujo mientras se permite la producción de otras.

A medida que transcurre la vida productiva de los pozos, los cortes de agua y gas va aumentando progresivamente hasta que la producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua y gas. Es decir, que estos fluidos están siendo producidos por encima del límite económico de la relación agua-petróleo (RAP) y relación gas-petróleo (RGP).

El origen de los fluidos en estas circunstancias puede estar dado por diversas condiciones en el yacimiento (tonificación, fisuras y zonas de alta permeabilidad) o por determinadas condiciones en las cercanías del pozo (adherencia deficiente en el cemento, cavernas formadas por la producción de arena, flujo de petróleo reducido debido a daños en la formación y estimulaciones frecuentes). Por lo general, el flujo proveniente de las cercanías del pozo es la causa más crítica, pero, dado que está relacionada con la completación del pozo, permite también más oportunidades de éxito en un tratamiento para su control.

TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO PARA EL CONTROL DEL AGUA

En el pasado, se consideraba que el control del agua y/o gas no era más que la simple colocación de un tapón acompañado por una operación de cementación, o bien un tratamiento con gel en un pozo. Esto queda demostrado con la gran cantidad de trabajos técnicos en los que se describen los tratamientos y los resultados con poca o ninguna referencia a la geología, al yacimiento o al problema de control del agua y/o gas.

El factor clave es el diagnóstico, es decir, poder identificar el problema específico que se presenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan de tres maneras:
  • Para seleccionar los pozos que podrían necesitar un sistema de control del agua y/o gas. 
  • Para determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar un método de control adecuado. 
  • Para localizar el punto de entrada del agua y/o gas en el pozo de tal manera que se pueda emplazar el tratamiento en el lugar correcto. 
Para poder realizar un buen diagnóstico de la fuente del problema asociado a una excesiva producción de agua y/o gas, es necesario en primer término, recolectar la información disponible, como:
  • Historia de producción y declinación. 
  • Detalles de la completación del pozo. 
  • Historia de reacondicionamiento del pozo. 
  • Estudios de geología y de yacimiento. 
  • Registros de perforación. 
  • Registros de completación. 
  • Registros de pozos. 
  • Pruebas de pozo. 

Historia de producción

La historia de producción de un pozo a menudo provee el primer indicativo de un problema de excesiva producción de agua y/o gas. En algunos casos puede indicar el tipo de problema.

Detalles de la completación del pozo

La examinación de diagramas de completación muestra la localización de empacaduras, tapones, válvulas u otra herramienta en el fondo del pozo, que pudiera estar filtrando o funcionando mal.

Historia de reacondicionamiento del pozo

La revisión de la historia de reacondicionamientos realizados a un pozo puede revelar importantes alteraciones en su configuración inicial y puede ser muy útil en la identificación de posibles fuentes de una producción indeseada.

Estudios de geología y de yacimientos

Los estudios geológicos pueden identificar capas de alta permeabilidad y sistemas de fracturas naturales. Los estudios de yacimiento pueden predecir tendencias del agotamiento del yacimiento que podrían ocasionar problemas de producción indeseada.

Registros de perforación

Las zonas de pérdida de circulación altamente claras en los registros de perforación pueden ser canales de alta permeabilidad. La integridad del cemento puede ser cuestionable sobre intervalos abandonados encontrados en registros de perforación.

Registros de completación

Los registros de completación pueden indicar donde difieren los resultados de cementación con lo planeado, por ejemplo: diferencias en los topes de cemento, además pueden mostrar donde los trabajos de estimulación fueron realizados fuera de zona, posiblemente creando comunicación con fluidos indeseados o donde la presión de bombeo pudo haber alcanzado niveles que podrían haber deteriorado la cementación y/o los equipos de fondo.

Registros de pozos

Los registros a hoyo desnudo estiman la permeabilidad, información mecánica de la roca, correlación geológica, direcciones y ángulos del buzamiento en la formación y estiman saturaciones de fluidos que sirven como base para monitoreo de agotamiento del yacimiento. Los registros de pozo a hoyo entubado, son usados para evaluar la efectividad de varias operaciones de completación (por ejemplo cementación y estimulación), evaluar integridad del revestidor y diagnóstico de problemas de producción.

Pruebas de pozo

Las pruebas de pozos proveen información de las propiedades del yacimiento, tales como permeabilidad horizontal y vertical. También pueden revelar la presencia de heterogeneidades y verificar la comunicación entre pozos.En segundo término se tiene que realizar un análisis de la data disponible para obtener un buen diagnóstico de la fuente del problema.

ANÁLISIS NODAL

El diseño de un sistema de producción depende del rendimiento combinado del yacimiento y la tubería de fondo o sistema mecánico del yacimiento. Las cantidades de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo, provenientes del yacimiento dependen de la caída de presión en el sistema de tuberías, y la caída de presión depende a su vez de la cantidad de cada fluido que corre por la tubería. La productividad de un pozo, a menudo se puede ver disminuida en gran medida debido al rendimiento inadecuado o a una falla de diseño de alguno de los componentes del sistema.

El análisis del comportamiento de un pozo en afluencia junto al de las tuberías asociadas con el mismo, se conoce como análisis NODAL y se utiliza con frecuencia para evaluar el efecto de cada componente en un sistema de producción desde el fondo de un pozo hasta el separador.

El análisis NODAL también se emplea para determinar la ubicación de zonas de resistencia excesiva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de presión en los sistemas de tuberías. Por otra parte, también es posible determinar el efecto que produce el cambio de cualquiera de los componentes del sistema sobre las tasas de producción.

PROBLEMAS PRODUCCIÓN DE AGUA Y GAS

  • Empuje de agua de fondo

Este mecanismo es el que ocurre comúnmente y en el cual la producción de agua es inevitable. Si un contacto agua-petróleo (CAP) uniforme asciende hacia una zona abierta durante la producción normal por empuje de agua, cuando en un yacimiento la energía es aportada por un acuífero activo, a medida que se produce o explota el campo, el agua desplaza lentamente al petróleo ocasionando un barrido eficiente del yacimiento y una alta producción de agua a lo largo de la vida productiva del pozo.

  • Empuje por Capa de Gas

Resulta de la reducción de presión debida a la producción de fluidos. Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (petróleo y gas) no están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbujeo. Bajo estas condiciones existiría una capa de gas por encima de la zona de petróleo, la cual se expandiría desplazando el petróleo hacia la zona baja de la estructura.

  • Ruptura de las barreras

Las barreras naturales de baja permeabilidad, como capas densas de lutitas, muchas veces separan las diferentes zonas de fluidos. Estas barreras por diferentes razones pueden fracturarse o disolverse como resultado de fracturamientos hidráulicos o tratamientos de acidificación de la matriz. Otra razón podría ser si la caída de presión durante la producción excede la que puede soportar la barrera, esta fallaría, permitiendo al agua comunicarse a través de la ruptura en la capa y producirse, ocasionando un rápido aumento en la producción de agua y10 gas.

  • Conificación

La conificación se puede definir como el mecanismo en el cual el contacto agua petróleo asciende con forma de cono hacia el intervalo cañoneado. La irrupción del agua ocurre en la parte inferior del intervalo completado, considerando que existe un CAP definido. Al no existir barreras al flujo vertical del agua, cuando existe un diferencial de presión del pozo que supera al gravitacional, se produce la tonificación.Estos fenómenos se observan solo cuando el equilibrio entre las fuerzas viscosas (dinámicas) y las fuerzas de gravedad pierde el balance por causa del aumento de la presión diferencial sobre el intervalo productor más allá del límite crítico.

  • Adedamiento

El término adedamiento es utilizado en procesos de desplazamientos miscibles. Ocurre cuando un fluido viscoso es desplazado por uno menos viscoso. El avance del frente de desplazamiento deja de ser uniforme y el fluido desplazante avanza más rápidamente en unas partes que en otras, formando zonas alargadas y angostas en forma de dedos. Se llama adedamiento a la producción temprana de agua que ocurre en un yacimiento con un ángulo de inclinación diferente a cero donde el CAP es inestable y el agua sobrepasa al petróleo usando la permeabilidad horizontal.

El adedamiento ocurre en arenas o rocas de permeabilidad uniforme, o también puede presentarse en zonas de permeabilidad estratificada. Cuando existe tal estratificación de permeabilidad, el agua desplazante barre más rápidamente las zonas más permeables, dejando una considerable cantidad de petróleo en las zonas menos permeables, las cuales deben producirse en un período largo con altas razones agua-petróleo.

TÉCNICAS PARA EL CONTROL DE CONTROL DE FLUIDOS

Las técnicas de control de alta producción de fluidos indeseables permiten reducir la producción de agua y gas, mejorar la eficiencia de recobro y satisfacer las normativas ambientales. Aún cuando el uso de los procesos de control puede no resultar en un incremento de la producción, de cierta manera contribuyen con frecuencia a mejorar la rentabilidad operacional y como resultado generar los siguientes beneficios:

  • Alargar la vida productiva del pozo. 
  • Reducir los costos de levantamiento y mantenimiento del pozo. 
  • Minimizar los problemas, costos de manejo, tratamiento, disposición del agua y gas. 
  • En general aminorar los problemas ambientales.

Cada tipo de problema tiene distintas opciones de solución que varían desde las simples soluciones mecánicas y químicas, que son relativamente de bajo costo, hasta las más complejas y costosas soluciones utilizando esquemas especiales de completación. Es habitual la existencia de diversos problemas, y a menudo, se hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. 

Hoy en día, además de las soluciones tradicionales descritas anteriormente, existen métodos nuevos, innovadores y convenientes desde el punto de vista económico para los problemas de control del agua o gas:

Soluciones químicas

Sustancias externas que se inyectan en el pozo o yacimiento.

Entre estas tenemos:

Sellantes

Sistemas que bloquean el paso de gas, crudo y agua.

  1. Cemento: este método consiste en forzar la mezcla de cemento a alta presión hacia la formación en puntos determinados para corregir ciertas anomalías, a través de orificios que por cañoneo son abiertos en los revestidores. Esta técnica se utiliza para corregir problemas como: falta de cemento en cierto tramo de la tubería; aislamiento de un intervalo gasífero y/o acuífero de una zona productora, con miras a eliminar la producción de gas y/o agua; corrección de fugas de fluidos a través del revestidor, debido a desperfectos; abandono de zonas productoras agotadas, entre otros.
  2. Arena: el método de aislamiento con el uso de arena es uno de los más usados y económicos que existen. Este se basa en el aislamiento de zonas con alta producción de fluidos indeseables a través de la colocación de un tapón de arena en la tubería de producción. El método es muy apropiado para aislar zonas inferiores. Generalmente, se hace una mezcla de dos tipos de arena con una solución polimérica de baja viscosidad. Normalmente, se usa un polímero especial de bajo peso molecular.
  3. Emulsiones: estudios de laboratorio y campo han demostrado que las emulsiones agua-petróleo pueden ser usadas para taponar canales preferenciales de agua en las cercanías del pozo. Con esto se logra una mayor eficiencia de barrido y es posible aumentar substancialmente el recobro de crudo. Las emulsiones agua-petróleo pueden ser obtenidas por dos métodos: por adición de surfactantes al crudo pesado o añadiendo álcali para activar los surfactantes naturales en algunos crudos.
  4. Geles o Resinas: un sistema gelificante está compuesto básicamente por un polímero soluble en agua y un entrecruzador; ambos compuestos son capaces de reaccionar bajo condiciones específicas. El tiempo de gelificación del sistema es función de la naturaleza y concentración de los reactivos, de la temperatura y pH.El control de la velocidad de reticulación es de vital importancia a la hora de realizar una aplicación en campo. Tiempos de gelificación muy cortos generan dificultades operacionales, y tiempos de gelificación muy prolongados no son deseables. La aplicación de geles en yacimientos muy profundos debe ser tratada con mucho cuidado. Mientras mayor sea la temperatura, menor es el tiempo de gelificación, y mayores son los riesgos de entrecruzamiento prematuro.
  5. Sales: el método de precipitación de sales inducida por alcoholes se basa en la precipitación por efecto salting-out. Si a una solución saturada se le añade una sustancia líquida adecuada, se reducirá la solubilidad del soluto en el solvente.

No sellantes

Sistemas que reducen significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco efecto en la permeabilidad al crudo.

Los agentes no sellantes más usados son los geles y los polímeros:
  • Polímeros: los polímeros solubles en agua pueden ser adsorbidos dentro de la superficie del medio poroso y reducir selectivamente la permeabilidad al agua.
Las principales ventajas de este tratamiento:
  • Ø Bajo costo: la química es usada en cantidades limitadas y el tratamiento no requiere aislamiento de la zona.
  • Ø Bajo riesgo: los riesgos son limitados debido a que el polímero es capaz de reducir la permeabilidad al agua sin taponar la formación.
  • Ø Bajo impacto ambiental.

Geles no sellantes: es la tecnología de geles desarrollada para el control de la producción excesiva de agua. Aplicable a pozos inyectores y productores. Este producto reduce significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco efecto en la permeabilidad al crudo. Puede ser usado para tratar: comunicación detrás del revestidor, canalizaciones provenientes de acuiferos, comunicación a través de barreras lutíticas, canalización por zonas de alta permeabilidad o fracturas en pozos inyectores, otros.

Soluciones Mecánicas

  • Tapón Puente y Empacaduras 

Se utilizan para sellar definitivamente ciertos intervalos y abandonar una zona productora indeseable.

  • Separación de fondo

Es un sistema que permite separar crudo y agua en el fondo del pozo. El crudo es bombeado a la superficie, mientras que el agua es reinyectada a una zona receptora aislada. La separación de los fluidos ocurre debido a la acción de fuerzas centrifugas.

Otras Soluciones

  • Completaciones Dobles 

Algunas veces es necesario producir simultáneamente e independientemente dos yacimientos por un mismo pozo; en estos cacos se recurre a la completación doble. Generalmente, el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de producción y el inferior por la tubería de producción, cuya empacadura de obturación se coloca entre los dos intervalos productores.

  • Pozos Horizontales 

En yacimientos con acuífero activos los pozos horizontales han sido usados para minimizar los problemas de conificación y mejorar la producción de petróleo.

Recientemente, el interés hacia los pozos horizontales ha venido aumentando, debido a los avances en la tecnología de perforación y completación. Esto ha conducido a un incremento económicamente eficiente del recobro de crudo. Las ventajas de los pozos horizontales se pueden resumir de la siguiente manera:

  • Ø Incremento de la productividad o inyectividad. 
  • Ø Incremento de la eficiencia de barrido. 
  • Ø Incremento del área de drenaje. 
  • Ø Reducción de la conificación 
  • Abandono Temporal de Pozos 

Se hace, generalmente, cuando existe una conificación de agua severa. En estos, casos se recomienda tener el pozo cerrado por un período de tiempo hasta que el cono se revierta.

Espero que la información haya sido de mucha ayuda, gracias.!

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YACIMIENTOS DE GAS

YACIMIENTOS DE GAS

Son aquellos que se caracterizan por:
  • La fase única de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción del yacimiento.
  • Las composiciones del gas producido y del gas que queda en el yacimiento son las mismas y no cambian con el tiempo, producción o tasa de producción
  • Las relaciones PVT para el gas seco son relativamente simples y se pueden predecir con razonable precisión del conocimiento único de la composición del gas.

Clasificación de los Yacimientos de Gas

En base a estos criterios de condensación y de acuerdo a su presión y temperatura inicial, podemos clasificar los Yacimientos de Gas en:

1.-De acuerdo al estado de los Fluidos

Los fluidos en un yacimiento consisten en mezclas de diferentes tipos de hidrocarburos cuyo estado depende de la composición de dicha mezcla y de las condiciones de presión y de temperatura existentes en el yacimiento. Para una composición fija de mezcla, un diagrama de presión temperatura como el mostrado en la Figura permite clasificar los yacimientos de gas en:

  • Yacimiento de Gas Seco

Son aquellos hidrocarburos que permanecen en fase gaseosa, tanto en el subsuelo como a condiciones de superficie, (a cualquier presión) en el transcurso de toda su vida productiva. La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. Contienen principalmente metano (C1) %C1 > 90 con pequeñas cantidades de pentano (C5) y componentes más pesados % C5 + < 1.

Generalmente, presenta las siguientes características:
  • Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. 
  • Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores. 
  • Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de 
  • tanque, no condensan. 
  • Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas. 
  • Yacimiento de Gas Húmedo

Al igual que los yacimientos de gas seco, existen en estado gaseoso a condiciones de yacimiento. A condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases; producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación, generando relaciones gas-líquido que varían entre 60.000 y 100.000 PCN/BN. El líquido del tanque tiende a ser incoloro y con gravedad API mayor a 60º.

Frecuentemente presenta las siguientes características:
  • Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. 
  • Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios. 
  • Están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador. 
  • Yacimiento de Gas Condensado

Son aquellos yacimientos de hidrocarburos que presentan condensación retrógrada en el yacimiento por debajo de la presión de rocío, y su presión se encuentra comprendida entre la temperatura crítica de la mezcla y la temperatura cricondentérmica.
Donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos, por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor. El gas al disminuir la presión se condensa.

Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables.

Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrogrado de gas. Su relación gas-líquido producido son mayores a 3200 PCN/BN.

La Figura muestra la estructura más común de un yacimiento y la ubicación del gas condensado dentro de éste.

Figura. Diagrama de Fase de un Yacimiento de gas Condensado.

Clasificación de los Yacimientos de Gas Condensado

Para efectos de predicción, los yacimientos de gas condensado se puede clasificar de acuerdo a su comportamiento físico en:

  • Yacimientos Subsaturados

Son aquellos yacimientos cuya presión inicial es mayor que la de rocío (Pi>Proc.). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de líquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición del gas condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la relación gas condensado en superficie.

  • Yacimientos Saturados

En este caso la presión inicial es igual a la presión de rocío (Pi=Proc.). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de líquido en el mismo, a este líquido se le llama condensado retrógrado. En ningún caso se debe tener Pi<Proc (la muestra PVT no sería representativa de la zona de gas condensado).

  • Yacimiento de Gas Condensado con Condensación Retrógrada en el Yacimiento

Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de rocío retrógrada. Debido a que los primeros componentes que se condensan son los menos volátiles (más pesados), el rendimiento de líquido (BN cond./MMPCN gas de separador) de lamezcla de hidrocarburos producida disminuye con tiempo (a medida que la presión de yacimientos cae por debajo de la presión de rocío).

  • Yacimiento de Gas Condensado sin Condensación Retrógrada en el Yacimiento.

La presión de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrógrada, no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece aproximadamente constante. Este comportamiento es similar al de los yacimientos de GAS HÚMEDO.

La siguiente tabla  muestra en resumen los valores que caracteriza cada uno de los tipos de fluidos.

Figura. Rendimiento de Líquido de varios yacimientos.

MECANISMO DE PRODUCCIÓN EN YACIMIENTOS DE GAS

El Mecanismo de Producción es el proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento se mueven a través del medio poroso hacia el fondo del pozo. Para comprender el comportamiento de los yacimientos y predecir su futuro, se necesita tener el conocimiento de los mecanismos de desplazamiento que dominan el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento. El funcionamiento general del yacimiento se determina por la energía natural y los mecanismos de empuje disponibles para el movimiento de los hidrocarburos hacia el pozo.

Tres mecanismos de producción son los responsables del recobro en yacimientos de gas, estos son:

Expansión del Gas por declinación de presión.

El 90% de la producción de un yacimiento de gas se debe a la expansión del gas. El yacimiento recibe su energía de la alta compresibilidad del gas; en el desplazamiento por expansión de gas el yacimiento tiene una gran cantidad de energía que se encuentra acumulada en forma de gas comprimido (el gas es generalmente mucho más compresible que el petróleo y el agua). Entonces, al iniciarse la producción, el gas se expande originándose el desplazamiento.La expansión del gas en el yacimiento está gobernada por el nivel de presión y por su producción. En general el empuje producto de la expansión del gas ocurre al presentarse una caída de presión en el yacimiento debido a la producción del mismo.

Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso por compactación al ocurrir disminución de la presión de los poros.

Los hidrocarburos que se encuentran en el yacimiento, pueden ser movidos hacia los pozos productores y así extraerlos, este movimiento de hidrocarburos puede ser originado por los procesos físicos que ocurren generalmente combinados como lo son:

Expansión del Agua Connata o Agua de Formación y Reducción del Volumen Poroso.

Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causa una expansión de los fluidos y una reducción del volumen poroso.

La presencia del agua durante el proceso de formación de las rocas que almacenan hidrocarburos, permite identificar la expansión del agua como un mecanismo de desplazamiento. Este mecanismo de desplazamiento debe ser considerado cuando exista una porción de roca con una alta saturación de agua asociada a la zona de gas. A medida que transcurre la explotación del yacimiento y su presión se reduce, al igual que todos los otros fluidos, el agua presente en el volumen poroso del yacimiento se irá expandiendo. Esta expansión del agua producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso; este mecanismo está presente en todos los yacimientos.

Cuando se perfora un pozo en un yacimiento, la producción favorece la reducción de presión que, a su vez, genera la expansión del agua del yacimiento. Conjuntamente ocurrirá una reducción del volumen poroso. Al mantenerse constante la presión o el peso de los estratos suprayacentes y reducirse la presión en los poros debido a la producción de los fluidos (compactación). La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.

Empuje Hidráulico proveniente de un acuífero activo asociado al yacimiento de gas

El empuje hidráulico se puede presentar en alguna etapa de la vida productiva del yacimiento.

Se requiere tres condiciones:
  • Existencia de un acuífero adyacente.
  • Abatimiento de la presión en la frontera yacimiento-acuífero.
  • Que no haya barreras para la entrada de agua al yacimiento.

 
Un yacimiento que produce por empuje Hidráulico es aquel que tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y la roca saturada 100% con agua, que recibe el nombre de acuífero y que se encuentra por debajo del yacimiento y puede abarcarlo total o parcialmente.

Un yacimiento de alta permeabilidad, como las calizas fracturadas y las areniscas, en contacto con un acuífero amplia extensión de área normalmente tiene empuje de hidráulico activo. El grado en que el yacimiento es reemplazado por agua determina la eficiencia del mecanismo de empuje hidráulico. En sistemas de empuje hidráulico, que no son comunes, sustancialmente todos los fluidos son reemplazados por la intrusión de agua.

La invasión de agua se inicia en la frontera yacimiento–acuífero, lo cual traerá como consecuencia un incremento en la saturación de agua y también en la permeabilidad a este fluido, resultando un flujo simultaneo, en el caso de yacimientos fracturados, la invasión puede ser solo a las fracturas.

En todos los tipos de yacimientos con empuje hidráulico, incluyendo sistemas de empuje hidráulico completo, la declinación de la presión inicial proporciona la presión diferencial necesaria en las fronteras del yacimiento para incluir el movimiento del agua en el yacimiento.

Para resumir el comportamiento del empuje hidráulico, la primera zona productora está en contacto con un gran acuífero, normalmente de alta permeabilidad. La disminución en la capacidad de producción es menor hasta que el agua se produce. 

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

 

Destacada

INGENERIA DE YACIMIENTOS

Ingeniera de Yacimientos

La Ingeniería de Yacimientos es un área de la petrología encargada del estudio de los sistemas roca-fluido que forman las reservas de petróleo o gas y sus propiedades, en relación con la cantidad y la maximización en su extracción.

Objetivos Finales de la Ingeniería de Yacimientos son los siguientes:

  • Estimar las reservas o volúmenes de crudo recuperable. 
  • Predecir el comportamiento del yacimiento. 
En el siguiente esquema se señalan las diversas fases y funciones intermedias para lograr los objetivos antes señalados:

Funciones de la Ingeniería de Yacimientos

La Geología de Petróleo

La geología del petróleo es una aplicación especializada de la Geología que estudia todos los aspectos relacionados con la formación de yacimientos petrolíferos y su prospección. Entre sus objetivos están la localización de posibles yacimientos, caracterizar su geometría espacial y la estimación de sus reservas potenciales.

En la geología del petróleo se combinan diversos métodos o técnicas exploratorias para seleccionar las mejores oportunidades para encontrar hidrocarburos (petróleo y gas).

Entre las funciones del Geólogo Petrolero se tienen:
  1. Determinación de pozos exploratorios. 
  2. Estudios previos a la perforación. 
  3. Seguimiento de las muestras después de perforar. 
  4. Generar modelos estructurales, sedimentológicos y estratigráficos para la ubicación de nuevos prospectos. 
  5. Correlaciones estratigráficas (Estudios Integrados de Yacimientos). 
  6. Interpretación cuantitativa/cualitativa de Registros de Pozos. 
  7. Cambios en programas de perforación. 
  8. Reconocimiento de topes de unidades geológicas. 

La Exploración petrolera

Es el término utilizado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo o gas.

Objetivos de la Exploración Petrolera

  • La exploración petrolera tiene como objetivo primordial la búsqueda y reconocimiento de estructuras geológicas (trampas) en las cuales pudieran haberse acumulado los hidrocarburos. 
  • La exploración se apoya en métodos que aportan la geología, la geofísica y la geoquímica. 
  • Con la información recolectada, los especialistas elaboran diferentes tipos de mapas de la zona examinada. 
  • Sirven para decidir donde conviene realizar la perforación de los pozos exploratorios, con los cuales se busca confirmar el modelo geológico y la existencia o no de hidrocarburos en dichas estructuras. 
  • Una vez confirmada la presencia de hidrocarburos, se realizan las estimaciones de sus volúmenes de hidrocarburos presentes.

ETAPAS DE LA EXPLORACIÓN PETROLERA

a.- Identificación de áreas de interés

Con esta etapa se inicia la exploración en una región virgen o desconocida.Se trata de una fase preliminar en la que se utilizan métodos indirectos como la geología de superficie (se toman muestras de rocas) o geología de campo, reconocimiento desde el aire (radares y métodos aeromagnéticos y aerogravimétricos) y espacio, geoquímica y geofísica. Esta fase permite identificar áreas con características favorables a la existencia de hidrocarburos en el subsuelo.

b.- Detección de trampas

Cuando ya se detectó el área de interés, se procede a identificar las trampas o estructuras que pudieran contener petróleo.Para esta fase se utilizan métodos geofísicos de alta tecnología como la sísmica tridimensional (3D) y métodos avanzados de visualización e interpretación de datos.

En esta etapa se definen en forma detalla las trampas de hidrocarburos (denominadas prospectos) y se jerarquizan según las reservas estimadas y su potencial valor económico.

c.- Verificación de la acumulación.

Cuando se han identificado los prospectos, se decide dónde perforar los pozos exploratorios, único medio seguro de comprobar si realmente hay petróleo. Durante esta etapa, el geólogo extrae la información de los fragmentos de roca cortados por la mecha (ripios) detectando estratos (capas) potencialmente productores. La perforación exploratoria es una operación muy costosa y de alto riesgo, tanto por la interpretación geológica, la pericia y el tiempo requeridos, como por los riesgos operacionales que implica. Estadísticamente, de cada diez pozos exploratorios que se perforan en el mundo, sólo tres resultan descubridores de yacimientos.

Métodos de Exploración Petrolera

a.- Métodos Geofísicos

  • Sísmica de reflexión. 
  • Gravimétrico. 
  • Magnético. 
  • Registros Geofísicos. 
  • Geoquímicos. 

b.- Método Geológico.

c.- Exploración Área y Espacial.

d.- Sondeo Estructural.

ADQUISICIÓN DE INFORMACIÓN GEOLOGICA ANTES DE LA PERFORACIÓN

Exploración previa a la perforación (EN SUPERFICIE)

La secuencia exploratoria se inicia con el estudio de la información geológica de las formaciones y las estructuras presentes, para detectar el potencial de las rocas presentes en la zona de estudio para producir, almacenar y servir de trampas a los hidrocarburos.

Exploración Geofísica

Método Sísmico

La Sísmica de Reflexión, Consiste en provocar mediante una fuente de energía, un frente de ondas elásticas que viajan por el subsuelo y se reflejan en las interfaces por los distintos estratos. En la superficie se colocan aparatos de alta sensibilidad llamados geófonos, los cuales van unidos entre sí, por cables y conectados a una estación receptora. Allí mediante equipos especiales de cómputo, se van generando mapas del interior de la tierra. Se pueden medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas relejadas, pudiéndose determinar así la posición de los estratos y su profundidad, descubriendo la ubicación de los anticlinales favorables para la acumulación de petróleo.

Gravimetría 

Las medidas gravimétricas en exploración son representación de anomalías en las que entran la densidad de los diferentes tipos de rocas: sedimentos no consolidados, areniscas, sal gema, calizas, granito, etc.

El instrumento llamado gravímetro consta de una masa metálica que, suspendida de un resorte, registra la elongación del resorte debido a la atracción producida por lo denso de la masa de las rocas subterráneas. Los valores obtenidos en cada estación son registrados en un mapa de la zona y posteriormente analizados.

Magnetometría

Se basa en la detección de las propiedades magnéticas de las rocas, debido a la fuerza de atracción que tiene el campo magnético de la tierra.

El levantamiento magnetométrico se hace tomando medidas de gammas en sitios dispuestos sobre el terreno.

El método consiste en ir tomando cuidadosas lecturas en el área a explorar, que luego son llevadas a un mapa de la región y analizadas por el geofísico para verificar si existe suficiente variación en las lecturas para indicar la existencia de una estructura. El magnetómetro se ha utilizado ventajosamente para detectar estructuras, fallas e intrusiones.

EXPLORACIÓN AÉREA Y ESPACIAL:

  1. Es una técnica de la fotografía panorámica practicada desde aviones, cometas y globos aerostáticos. 
  2. El avión se utiliza ventajosamente para cubrir grandes extensiones en poco tiempo y obtener, mediante la fotografía aérea, mapas generales que facilitan la selección de áreas determinadas que luego podrían ser objeto de estudios más minuciosos. 
  3. La combinación del avión y la fotografía permite retratar y tener una vista panorámica de la topografía. 
  4. En la actualidad, en algunas zonas o áreas de yacimientos, se recurre a la implementación y utilización de imágenes satelitales. 
  5. El sistema, básicamente, permite la obtención de cartografía de alta precisión en diferentes escalas y combinaciones de bandas, a partir de composiciones de mapas. 
  6. La aplicación de tal tecnología permite evitar daños inútiles sobre el terreno, efectivizando al máximo el trazado de caminos y picadas de prospección sísmica. 

ADQUISICIÓN DE INFORMACIÓN GEOLÓGICA Y DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DURANTE LA PERFORACIÓN

Exploración durante la perforación (en el subsuelo)

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada, se denomina POZO EXPLORATORIO cuyo propósito es saber si realmente hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos.

Su objetivo es confirmar el modelo geológico de las estructuras determinadas mediante métodos geofísicos y la existencia o no de hidrocarburos en dichas estructuras.

Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada que resulta productor, se perforan los pozos de avanzada con el objetivo principal de establecer los límites del yacimiento.

Durante la perforación de los pozos se suele adquirir información acerca de las características de las formaciones que se van atravesando, se recuperan muestras de roca del subsuelo y se toman algunos registros especiales del pozo, los cuales son analizados para determinar el potencial de la formación y localizar los intervalos que pueden almacenar hidrocarburos.

Las pruebas en pozos exploratorios revisten gran importancia, por cuanto los resultados de las mismas al integrarlos con la información geológica y sísmica, pueden ser indicativos de la comercialidad del campo.

Métodos Directos:

A.- Exploración Geológica.

Esto se puede hacer de forma directa mediante la toma de muestras de roca o núcleos, en las cuales se pueden realizar medidas directas de las características petrofísicas de la formación.

1.- Muestras de Roca (Recortes y Núcleos).

Las muestras de roca se obtienen en la superficie en afloramientos, de los cedazos por donde pasa el lodo de perforación al salir del pozo, o en el subsuelo, por medio de operaciones de corte de núcleos. En la siguiente Figura, se muestran los puntos más comunes de muestreo de roca de los yacimientos de hidrocarburos.

 
Puntos de muestreo de roca de los yacimientos

2.- Análisis PVT.

Los análisis PVT es un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades y su variación con la presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero, con la finalidad de conocer el comportamiento del mismo. La información necesaria para caracterizar la columna de hidrocarburo en un yacimiento es suministrada de los informes PVT, entre ellos se tiene:

  1. Gravedad API del crudo. 
  2. Presión de Saturación. 
  3. Compresibilidad del Petróleo. 
  4. Factor volumétrico de formación del petróleo en función de la presión Bo(P). 
  5. Densidad del petróleo en función de la presión ρo(P). 
  6. Relación gas-petróleo en solución Rs(P), entre otros. 

B.- Exploración Geoquímica.

El análisis químico de muestras del suelo, con el propósito de detectar la presencia de hidrocarburos, ha sido empleado como herramienta de exploración:

  • Ayudan a determinar el periodo geológico en el cual se originaron los hidrocarburos.
  • Identificar las prolongaciones de los yacimientos.
  • Selección de áreas de interés para llevar a cabo la perforación.
  • Investiga la presencia de hidrocarburos químicamente identificables que se encuentren en superficie o cerca de la misma o los cambios inducidos por la presencia de esos hidrocarburos en el suelo, con la finalidad de localizar las acumulaciones en el subsuelo que le dieron origen.

Métodos Indirectos:

Existen, además, métodos indirectos que nos pueden llevar a inferir las características de las formaciones, entre estos métodos se encuentran los registros eléctricos y las pruebas de formación.

1.- Registros Geofísicos de Pozos

Los registros geofísicos son de las herramientas más útiles y poderosas en la obtención de información geológica y petrofísica necesaria para el proceso de caracterización de los yacimientos. Los principales parámetros geológicos y petrofísicos necesarios en la evaluación de los yacimientos, son: litología, porosidad, saturación de hidrocarburos, espesores de capas permeables y la permeabilidad. Estos parámetros pueden ser inferidos de los registros radioactivos, eléctricos, nucleares y acústicos.

2.- Pruebas de Formación

En cuanto a las pruebas de formación, estas son útiles para estimar parámetros tales como: presión de la formación, permeabilidad, daño de la formación. Éstos son útiles para definir la productividad de un pozo.

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Para las pruebas DST se establece lo siguiente:
  • Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un método de terminación temporal para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo.
  • La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una válvula operada desde la superficie.
  • Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las mismas.

Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente información:

Una prueba de formación bien realizada, proporcionará: una muestra del fluido presente en el yacimiento, una medida de la presión estática y de la presión de fondo fluyendo, la capacidad o potencial de la formación, la permeabilidad, los efectos de daño, el radio del daño, el índice de productividad y el radio de drene, etc.

Caracterización de Yacimientos

La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un modelo integral del yacimiento basado en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de Ingeniería con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. Por ello la caracterización es una etapa muy importante en el plan de explotación de un yacimiento de petróleo.

Modelo Geológico (ESTATICO)

Los datos para la caracterización estática provienen de la información sísmica, de la geología, de los registros geofísicos de pozo y de los análisis en el laboratorio de muestras de roca y de fluidos.

Es aquel que representa las propiedades de un yacimiento que no varían en función del tiempo, como es el caso de la permeabilidad, porosidad, espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentación, continuidad vertical y lateral de las arenas, petrofísicas de los lentes, litología y límites de la roca.

El modelo geológico consta de las siguientes etapas:

A.- Modelo Estructural

El objetivo de este proceso es definir la orientación y geometría de los elementos estructurales del área de estudio, el cual se inicia identificando los principales reflectores regionales sísmicos (discordancia y superficie de inundación), los cuales han sido previamente interpretados de registros de pozos, análisis sedimentológico y de núcleos, muestras de canal y de pared.

Este modelo ilustra las características estructurales de la secuencia atravesada, tales como: Buzamientos, fallas, plegamientos, entre otros, tomando como nivel de referencia una profundidad determinada.

B.- Modelo Estratigráfico

El primer paso para la construcción de este modelo consiste en realizar una correlación con perfiles o registros eléctricos de pozos y a la vez una correlación detallada del horizonte estratigráfico prospectivo basándose en marcadores litológicos confiables en el área, tales como lutitas marinas y lignitos, que muestren buena continuidad en la secuencia sedimentaria y se aprecian fácilmente en los registros.

En estudios de subsuelo la herramienta más valiosa de observación directa de la roca es el núcleo convencional, con el cual se puede identificar la litología, ambientes de deposición, estructuras sedimentarias, actividad de organismos, etc. El núcleo es muy útil para determinar la mejor visión de la distribución cualitativa de la porosidad y permeabilidad de la roca y de la distribución del tamaño de grano.

Este modelo contiene los diferentes ciclos sedimentarios y sus secuencias constituyentes, sus edades geológicas y los ambientes depositacionales que generaron estos ciclos. 

C.-Modelo Sedimentológico

Permite definir el ambiente, geometría, orientación, distribución areal y calidad de los depósitos sedimentarios que constituyen el yacimiento mediante el análisis y estudio de sus sedimentos desde el punto de vista físico, químico y mineralógico.

Este modelo se basa en la descripción, clasificación e interpretación de las rocas sedimentarias, es decir, busca explicar los procesos que originan la formación de las rocas sedimentarias, lo cual comprende el origen, transporte y depositación de los materiales.

D.- Modelo Petrofísico

La elaboración de este modelo se basa en el análisis de núcleos, de datos de registros, de datos de producción, en el cálculo de los más importantes parámetros petrofísicos y de calidad del yacimiento tales como resistividad de la formación (Rt), resistividad del agua de la formación (Rw), temperatura de la formación, porosidad (φ), permeabilidad (K), litología, movilidad de hidrocarburos, volumen de arcilla (VsL), saturación de agua (Sw), distribución entre gas y petróleo, etc., y en el cálculo de espesores para construir mapas isópacos de arena total, neta y petrolífera.

Modelo Dinámico

Para completar la caracterización también se usan medios dinámicos que detectan y evalúan los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento.

Las herramientas usadas son:

  • Las pruebas de presión. 
  • Datos de producción. 
  • Registros de producción. 

En este proceso se definen los tipos y condiciones de los fluidos en el yacimiento, su distribución y la forma como se mueven. Comienza con el análisis de los datos dinámicos: Datos PVT, composición, permeabilidades relativas, presiones capilares e historias de producción, inyección y presión.

La interpretación de esta información permite definir las condiciones y distribución inicial de los fluidos, los mecanismos de producción, eficiencia de extracción, y las reservas totales.

Una vez establecidas las condiciones dinámicas de los fluidos (PVT) y su relación con la roca (Kr), deben procederse al Balance Materiales.

Este Balance permite determinar los volúmenes de hidrocarburos horizontales en sitio en el yacimiento (COES, GOES, GCOES).

Caracterización y gerencia Integrada del Yacimiento

El objetivo principal de la Caracterización Integrada de Yacimientos es realizar una descripción del campo y de sus áreas prospectivas (yacimientos) más completa y real para elaborar con un modelo numérico de simulación que nos permita elegir el o los escenarios óptimos de explotación y así maximizar el valor presente neto de un campo.

Etapas de la Caracterización Integrada de Yacimientos

Captura y Adquisición de la Información

Durante toda la vida del yacimiento, desde la exploración hasta el abandono, se recoge una gran cantidad de data. En la gerencia del yacimiento juega un papel principal un programa de gerencia de la data, el cual debe consistir de la adquisición, el análisis, la validación, el almacenamiento y la recuperación de la data, que contribuya al buen manejo del yacimiento. Este programa es un gran reto para el equipo de gerencia integrada del yacimiento.

Esto requiere de una buena planificación, justificación, priorización y determinación del tiempo adecuado. La recolección y análisis de la data y la validación y el almacenamiento (en la base de los datos). Requiere de un esquema integrado que involucre todas las funciones. En la Figura se muestra una lista de la data necesaria antes y después de la “producción”.

En la Tabla siguiente, se ilustran los datos bajo varias clasificaciones, donde se incluye la fecha o tiempo de adquisición y los profesionales responsables por su adquisición y el análisis.

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

 

Destacada

REGISTROS DE PRODUCCIÓN (PLT)

REGISTROS DE PRODUCCIÓN

Los registros de producción se pueden definir como el conjunto de mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo.

Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo. Hay dos grandes áreas a las cuales se le aplica el perfilaje de producción: comportamiento de los yacimientos y problemas en los pozos.

Los registros de producción nos dan un conocimiento de la naturaleza y comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección, permitiendo conocer con más detalle no solo el comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones.

Mediante los registros de producción se pueden determinar características tales como:
  • Evaluación temprana para lograr un diseño de completamiento eficiente. 
  • Detección de cambios en el comportamiento de los fluidos. 
  • Zonas que toman fluidos. 
  • Canalización en el cemento. 
  • Perforaciones taponadas. 
  • Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos. 
  • Evaluación de la eficiencia en el proceso de inyección. 
  • Control sobre los procesos de producción. 
  • Guía esencial para diseño de programas de reparación de pozos, proyectos recuperación secundaria y terciaria. 

Su aplicación más común es la medida del perfil de flujo del pozo, es decir, la distribución del fluido dentro y fuera del pozo, y con ello determinar el potencial productor de las distintas zonas presentes en el yacimiento.

Dentro de la evaluación del rendimiento de un pozo se pueden hacer las siguientes determinaciones:
  1. Contribución de cada zona. 
  2. Tipos y porcentajes de fluidos por zonas. 
  3. Medidas de temperatura y presión. 
  4. Flujos cruzados o perdida de fluidos es zonas de bajas presiones. 
Dentro de los análisis de problemas mecánicos se pueden detectar:
  1. Fisuras en el revestimiento. 
  2. Fisuras en tubería de producción. 
  3. Escapes a través de empacaduras. 
  4. Comunicación entre zonas por el espacio anular debido a mala cementación. 

Perfilaje de Pozos

Es una actividad muy importante dentro de la exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y monitoreo de los perfiles o registros del pozo.

Con los perfiles de pozos se pueden medir parámetros físicos relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han sido penetrados. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas).

Diferentes Usos De Los Registros De Producción

Los registros de producción pueden ser usados tanto en pozos productores como en pozos inyectores, a continuación se tiene la descripción de cada uno de ellos:
  • Producción

Cuando un pozo se encuentra en la etapa de explotación y se tienen problemas de producción en el mismo, se puede programar la toma de registros de producción para determinar la (s) causa que motiva el problema. Entre los principales problemas que se presentan en la variación de la producción de pozo se tienen: Daño en las vecindades del pozo, aumento en la producción de gas y/o agua, canalización hacia otros estratos.

  • Inyección

Al igual que en los pozos productores, en los pozos inyectores se presentan problemas en la disminución de la capacidad de admisión, esta baja o incremento en la admisión del pozo inyector se puede deber principalmente a: Daño en las vecindades del pozo, Canalización hacia otros estratos. Para determinar la causa del problema es necesario realizar la toma de registros de producción y la prueba se diseñará para el problema que se presente en el pozo.

Problemas diagnosticados con el registro de producción

1.- Problemas en pozos productores:

A veces es necesario, por razones económicas, la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubería de producción.

  • A menudo no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada. Los métodos de registro de producción nos proporcionan medidas de la tasa de producción y el contenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada.
  • El perfilaje de producción ofrece una forma rápida y económica para determinar y localizar las zonas de alta producción de agua o de alta relación gas petróleo, que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta.
  • Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona, o si existe una distribución uniforme, o si pudiesen provenir de otras zonas, por detrás de la tubería.

2.- Problemas en pozos inyectores:

  • En los pozos inyectores de agua o gas, la inyección se diseña para mantener un frente controlado y evitar la irrupción prematura que puede producirse si una o más de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las previstas. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona.
  • El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control periódico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propósitos se dispone de herramientas de registro de producción, además de trazadores radioactivos. La selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones del pozo, propiedades del fluido inyectado, tamaño del hoyo y tasas de flujo.

Herramienta Combinada de Producción, PLT.

Generalmente, en el perfilaje de producción se utiliza una combinación de herramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas, en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. A esta combinación de herramientas se le denomina PLT (Production Logging Tool).

Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son:
  1. Evaluar la eficiencia de la completación. 
  2. Detectar problemas mecánicos, conificación, adedamiento. 
  3. Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro. 
  4. Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados. 
  5. Monitoreo de la producción e inyección. 
  6. Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento. 
  7. Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas. 
  8. Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo. 
  9. Determinar características del yacimiento, entre otras. 
Herramientas que conforman un PLT (Production Logging Tool):
  1. Medidor de Flujo. 
  2. Gradiomanómetro. 
  3. Termómetro 
  4. Calibrador 
  5. Manómetro 
  6. Hidrófonos 
  7. Trazadores radioactivos 

Aplicabilidad de la herramienta combinada PLT

Las principales aplicaciones de los Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son:
  1. Evaluar la eficiencia de la completación. 
  2. Detectar problemas mecánicos, conificación, adedamiento. 
  3. Suministrar guía en trabajos de rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro. 
  4. Evaluar la efectividad de tratamientos aplicados. 
  5. Monitoreo de la producción e inyección. 
  6. Detectar zonas ladronas, canalizaciones de cemento. 
  7. Evaluación de formaciones usando modelos de una o varias capas. 
  8. Identificar los límites del yacimiento para el desarrollo del campo. 
  9. Determinar características del yacimiento, entre otras. 

Planeación de un registro PLT

El valor de un registro de producción aumenta en la medida en la que este contenga la cantidad adecuada de información que sirva de soporte para un mejor análisis.

Esta información incluye:
  1. Una descripción del completamiento del pozo. 
  2. Las condiciones de producción o inyección. 
  3. Las propiedades del fluido en el pozo. 
  4. Descripción de la herramienta de registro (incluidas las dimensiones y el procedimiento de corrida). 
  5. Información sin interpretar de las herramientas de registro. 
Las propiedades más importantes a tener en cuenta antes de correr un registro de producción son:
  1. La relación gas petróleo. 
  2. Las gravedades específicas de cada fase. 
  3. La temperatura y la presión en fondo de pozo y en superficie. 
  4. El punto de burbuja del petróleo en un pozo productor de petróleo. 
  5. Las viscosidades de todos los fluidos a condiciones de fondo de pozo. 

Ejemplo de un perfil con herramienta combinada PLT

International Training Group Technical Assistances

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

 

Destacada

NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

El Fracking (FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO).

El fracturamiento hidráulico es una técnica de terminación de pozos por la cual la roca reservorio es fracturada mediante la inyección de fluidos a altas presiones (Figura). El objetivo es aumentar el flujo de petróleo o gas natural al pozo a través de las fracturas generadas en el entorno de formación que lo rodea. Las fracturas permanecen abiertas gracias a la colocación de arena u otro material granular en las mismas.

Figura. Esquema de la técnica Fracking.

El “Fracking” es, en general aunque no en exclusiva, la técnica adecuada para aumentar la producción de estos pozos mediante un incrementado de la permeabilidad.

Equipos usados en el Fracturamiento Hidráulico

Con el fin de llevar a cabo las operaciones de fracturación hidráulica se deben introducir en el pozo una serie de fluidos que son bombeados a la tubería o “casing” de producción del pozo a alta presión. Cabe señalar que, en general, es necesario que el “casing” de producción esté instalado y cementado y que sea capaz de soportar la presión que va a ser sometido a durante las operaciones de fractura hidráulica. Una vez cumplido este requisito comienza la operación de fractura hidráulica que requiere de una gran cantidad de fluidos, soportantes, aditivos y equipos mecánicos para su realización de forma segura y precisa (Figura).

Los materiales y equipos imprescindibles para su realización se detallan a continuación.

UFigura. Equipos empleados en superficie para la fracturación hidráulica.

Equipos de Superficie:

Bombas para fracturamiento

La potencia necesaria para que cualquier sistema de bombeo introduzca los fluidos y productos al pozo la suministra la denominada bomba de fractura o “Frac Pump”. El conjunto más usado en el “Fracking” es la bomba SPF-343 (3 unidades de bombeo una de 20000 HP y dos de 15000 HP).

“Blender” (mezclador)

El “blender” o mezclador es literalmente el “corazón” de la operación de fractura. Los productos de fractura son mezclados en este equipo antes de ser bombeados al pozo.

“Manifolds” (Colectores) de succión

Los “manifolds” de succión incluyen: el “manifold” incorporado al tanque de fracturamiento, el “manifold” de succión común, el “manifold” del tanque de lodos y el “manifold” de descarga.

  1. Manifold incorporado al tanque de Fractura: La mayoría de lostanques de fractura están equipados con un mínimo de cuatro conexiones de 4” y una válvula mariposa de 12” entre el tanque y las conexiones. Para un trabajo en el que intervengan múltiples tanques, algunos tanques de fractura se pueden conectar entre ellos con mangueras cortas flexibles para formar un “manifold” de succión común.
  2. Manifold de descarga: Esta unidad se interconecta con acoplamientos y consta de 4 componentes principales: el “manifold” del “blender”, la tubería de conexión, el “manifold” de succión de la bomba y el de descarga de la bomba. Este último “manifold” posee un cabezal de descarga al “blender” principal, al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para descargar. Dentro de un circuito cerrado de fluidos. 

Tanques de almacenaje de fluidos

En las operaciones de “Fracking” emplean distintos tipos y tamaños de tanques para almacenaje de fluidos. 

Mangueras

Se suelen emplear mangueras flexibles de goma tanto para succión como para descarga que se utilizan para enviar los fluidos desde su lugar de almacenaje al equipo de mezcla de aditivos o equipos de bombeo.

“Frac Head” o Cabezal de fractura

Es la conexión al pozo y permite la unión del equipo de fractura al pozo.En la Figura, puede verse una imagen de los equipos de superficie empleados en la fractura hidráulica y el cabezal de fractura en una operación de “Fracking”.

 Figura. Equipos de superficie y cabeza de pozo durante la realización de una fractura hidráulica.

Equipos de Subsuelo:

“Packer” (obturador o empacador)

Para aislar la formación a fracturar se utilizan herramientas especiales de fondo de pozo: “packers” y tapones. Aparte de detalles mecánicos, la diferencia fundamental entre ellos está en que a través del “packer” (Figura) debe haber paso (empaque superior) mientras que el tapón debe ser ciego (empaque inferior). La acción de los “packers” evita el movimiento vertical de los fluidos por el espacio anular y aísla la parte superior del pozo de la presión de trabajo (presión de inyección de los fluidos)durante la operación de fractura.

Figura. Esquema de uso de los empacadores y su empleo en la fractura hidráulica. Elaborado a partir de distintas fuentes

Fluidos; tipo, composición y etapas de inyección

El proceso de fractura del reservorio se realiza bombeando distintos tipos de fluidos previamente preparados.

Los principales tipos son:

“Pad”o colchón

Constituye el mayor volumen de fluido bombeado. Su misión es iniciar o producir la fractura y abrirla lo suficiente durante la operación para que pueda ingresar el agente de sostén.

Tratamiento

Es un fluido cargado del denominado “propante” o soportante que actuará como agente de sostén evitando el cierre de la fractura, pero permitiendo el paso de fluidos.“Flush”o enjuague: Son fluidos de limpieza que se utilizan en distintas etapas de la operación con objeto de limpiar o lavar el pozo.

Existe un último tipo de fluidos que son los denominados fluidos de retorno o “Flowback”, término que designa a los efluentes del pozo constituidos por agua y sustancias lavadas de las formaciones objetivos y que retornan a superficie.

Composición de los Fluidos usados en el “Fracking”

El fluido suele componerse de agua (84-90%) y arena (material soportante, entre 15 y 9%) que juntos constituyen el mayor volumen del fluido de fracturación. El total se alcanza con la incorporación de algunos aditivos químicos que corresponden a porcentajes entre el 0,5 y el 0,8%. En la Figura, se resume una composición “típica” de un fluido de fracturación.

Figura. Composición de los Fluidos usando en el Fracking.

Etapas de Inyección de Fluidos.

La ejecución de fractura consta de diferentes etapas de inyección de fluido, que a continuación se detallan:
  • ” AcidStage”, pre colchón o lavado inicial

Se bombea agua dulce a las tuberías de fracturamiento, para limpiar cualquier impureza presente, el proceso se completa con un tratamiento con ácido clorhídrico para limpiar el cemento del pozo.

  • “Pad” o colchón

En esta fase se bombea el mayor volumen de fluidos de los involucrados en todas las operaciones de “Fracking”. El objetivo es producir la fractura y abrirla lo suficiente para que en una fase posterior de la operación pueda ingresar el agente soportante. En este fluido se añade reductores de fricción y estabilizadores de arcillas.

  • “PropSequence” o “Slurrystage” / Fluido con sustentate o Lechada.

Se inyecta el fluido de fractura cargado de agente soportante que actuará como agente de sostén evitando el cierre de la fractura, pero permitiendo el paso de fluidos. El procedimiento se basa en un incremento de la concentración fluido de relleno al que se añade el material soportante hasta el final del tratamiento.

  • “Flush” o lavado final

Una vez que el agente soportante está introducido en las fracturas se procede a un lavado o “flush” Su objetivo es desplazar la suspensión desde el pozo hasta la punta de la fractura. Por ello, es importante verificar que no exista un desplazamiento exagerado del fluido, ya que podría causar un estrangulamiento de la fractura y esto ocasionará una disipación de la presión de fracturamiento y el cierre de la misma. Es decir en este paso se elimina cualquier residuo de soportante que no esté en la formación y lo desplaza hacia la misma pero sin desplazar el soportante previamente introducido en las fracturas.

En la Figura. Se resumen gráficamente los pasos de una operación de fracturamiento hidráulico.

Figura. Resumen de los pasos del Fracking.

Proceso THAI (Toe to Hell Air Injection).

Descripción del proceso THAI

El proceso THAI (Toe to Hell Air Injection o inyección de punta a punta) es un nuevo método de recuperación para yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Básicamente es una variante de un proceso convencional de Combustión en Sitio en la que se integran conceptos del mismo con la tecnología de pozos horizontales.

Fundamentos del proceso

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

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

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

Con la finalidad de lograr un óptimo desarrollo del proceso THAI, el pozos vertical debe estar ubicado buzamiento arriba en el yacimiento y los horizontales en las zonas relativamente bajas.

 Figura. Representación del Proceso THAI.

Equipos de Superficie

Entre algunos de los equipos de superficie que se deben utilizar en un proceso de THAI se pueden mencionar:
  1. Planta compresora.
  2. Centro de control.
  3. Planta de tratamiento.
  4. Separadores.

Etapas del Proceso THAI

Puesta en Marcha

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

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

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

Figura. Diagrama de la etapa de crudo movilizado.

Combustión

Se inyecta aire dentro del yacimiento, auto encendiendo el petróleo y se crea una zona de combustión de alta temperatura (400-700 °C).

El fluido inyectado caliente entra en contacto con el crudo frío en frente de la zona de combustión causando el adelgazamiento de las fracciones de crudo para movilizarlas y las fracciones pesadas son en parte utilizadas para generar el coque.

El crudo liviano y el agua del yacimiento vaporizada son barridos dentro del pozo horizontal hasta la superficie. El frente de combustión se mueve a razón de veintitrés centímetros por día (23 cm/día) o cien metros por año (100 m/año).

Estado de Equilibrio

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

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

Figura. Diagrama representativo del estado de equilibrio.

Estado Final

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

Figura. Diagrama de Estado Final.

Criterios para la aplicación de THAI

  1. El yacimiento debe ser lo más uniforme posible.
  2. Crudo con alto contenido de componentes pesados.
  3. Crudos con cierto porcentaje de asfáltenos.
  4. El espesor de la arena debe estar entre 8 y 100 pies.
  5. La gravedad del crudo debe ser de 8 a 25 °API.
  6. Se recomienda que la profundidad se encuentre entre 3000 y 5000 pies.
  7. Presencia de gas libre es perjudicial.

Ventajas del Proceso THAI

  1. Proceso de combustion a corta distancia.
  2. El estimado de recuperacion de recursos es de un 70-80%.
  3. Mejor control sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente.
  4. No hay segregacion gravitacional de aire o adedamiento.
  5. Obtención de agua de mejor calidad durante el proceso de producción.
  6. Mejoramiento del crudo hasta un incremento de 10 °API, por ende se requiere de menor refinación.
  7. Reducción de diluente requerido para transportar el crudo, debido a la disminucion de la viscosidad del mismo.
  8. El combustible para mantener la combustion es el coque resultante del craqueo.
  9. Los pozos así como las instalaciones de superficies son convencionales.
  10. El agua y el gas natural se utilizan solo durante los primeros 3 meses para generar el vapor que se inyecta, para el resto de la vida del pozo, no se utilizan los fluidos, con lo cual se puede reducir en un 22% las emisiones de dioxido de carbono (CO2), y reducir significativamente el impacto ambiental.

Desventajas del Proceso THAI

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

Proceso THAI/CAPRI

El método THAI/CAPRI es una variación del proceso THAI desarrollada en conjunto entre el Petroleum Recovery Insitute y la Universidad de Bath, en Inglaterra. Actualmente es propiedad intelectual de Petrobank, compañía canadiense que sigue trabajando para adelantar dicha tecnología.

La diferencia principal del proceso THAI/CAPRI con respecto al THAI está en un catalizador comercial (se trata de un reactor catalítico de fondo o mejorador in-situ) que se agregar al relleno de grava alrededor del pozo de producción horizontal.

El proceso CAPRI es una versión mejorada, al incluir también, (atendiendo a la necesidad de incrementar la calidad del crudo desde su origen y reducir los costos de refinación en superficie) con un catalizador de fondo

La idea que sustenta a THAI/CAPRI consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesado y, al mismo tiempo, mejorar el crudo antes de que salga del suelo.

La sección horizontal del pozo productor contiene catalizador granulado, que incrementa y acelera el craqueo térmico, permitiéndole a un crudo pesado alcanzar una gravedad de 28 °API y viscosidades finales de 40cp. El catalizador utilizado puede ser de desecho de refinería, por lo que es de muy bajo costo.

En primer lugar, los operadores encienden un fuego que se elimina junto con el aire que se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el fondo del pozo vertical se encuentra el extremo, o punta (toe) de un pozo horizontal. Al bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un calor inmenso dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo, cuya gravedad entonces hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. Cuando el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el pozo, ocurre el mejoramiento adicional del mismo, debido a que productos no deseados como azufre, asfáltenos y metales pesados son separados. Finalmente, el gas producido a partir de la combustión facilita el ascenso del crudo hasta la superficie.

El proceso THAI/CAPRI podría eliminar la necesidad de mejoradores como los del Complejo José en el Estado Anzoategui. Resultados de laboratorio demuestran que sólo usando THAI se transforma un crudo de 11 °API a uno de 19°. Al aplicar CAPRI se puede aumentar este valor hasta 26 °API, produciendose un crudo mejorado en sitio de muy alta calidad, que ofrece potenciales mejoras en uanto al transporte y la refinacion, y por ende económicas, lo cual no pidría realizarse a través de otros métodos de recuperación mejorada.

Figura. Representación del Proceso THAI/CAPRI.

La Figura muestra una sección abierta de la parte horizontal del pozo donde se aprecia el catalizador (sólido) que es el encargado de entre otras cosas de incrementar la calidad del crudo como anteriormente se ha mencionado. Es simplemente THAI más un catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción.

Figura. Sección transversal de tubería con empacamiento de catalizador.

Ventajas:

  1. Se estima una recuperación de hasta el 80% según cálculos. 
  2. Se disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. 
  3. Se puede mejorar la gravedad API de 11º hasta 26º. 
  4. Permite un ahorro considerable en los precios de refinación.
  5. No deteriora el medio ambiente. 
  6. En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor. 
  7. La disposición de THAI/CAPRI evita los principales problemas asociados con la inyección de aire de larga distancia de desplazamiento. 

Desventajas:

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

Comparación de THAI y la Combustión en Sitio

De acuerdo a sus desarrolladores, una de las ventajas del proceso THAI con respecto a la Combustión en Sitio tradicional es preservar el mejoramiento térmico logrado por craqueo y destilación, ya que los fluidos movilizados se desplazan directamente hacia el pozo horizontal, evitando pasar por las regiones más frías del yacimiento.

Existen otras diferencias entre ambos procesos, las cuales se enuncian en la siguiente tabla:

Comparación de THAI y el SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage)

Existen diversas diferencias tanto ambientales como económicas entre los procesos térmicos THAI y SAGD, las cuales se puntualizan en la siguiente tabla:

Recuperación Asistida por Bacterias

El Mejoramiento de la Producción de Petróleo Mediante el Uso de Aplicaciones Biotecnológicas, es una técnica conocida como recuperación asistida por bacterias, la cual consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden actuar como agentes movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio.

En el proceso de “fermentación bacterial in situ” una combinación de mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el mejoramiento en la recuperación de petróleo.

Todos los posibles mecanismos se muestran a continuación:
  1. Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua mediante biosurfactantes y biopolímeros.
  2. Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como el metano y el CO2.
  3. Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes orgánicos en la fase petróleo.
  4. Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en reservorios calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.
  5. Limpieza de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados in situ. El gas sirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos que taponan las gargantas porales.
  6. Modificación de las condiciones de mojabilidad. Una vez que la biomasa se adhiere a la superficie de la roca, ésta genera membranas biológicas que liberan el petróleo adsorbido sobre la superficie de la roca.
  7. Taponamiento selectivo de zonas altamente permeables mediante la inyección de bacterias “gelificantes” seguidas por una solución azucarada que “enciende” la gelificación por producción extra de células gomosas. La eficiencia areal de barrido es así mejorada.

Ventajas Económicas y Operativas

  1. Los microorganismos y nutrientes inyectados son baratos, fáciles de obtener y manejar en el campo.
  2. El MEOR es económicamente atractivo en campos productores marginales.
  3. El costo del fluido inyectado no depende del precio del petróleo.
  4. Generalmente, la implementación de este proceso necesita sólo pequeñas modificaciones en las facilidades existentes de producción, lo cual reduce el costo de inversión.
  5. El método es fácil de aplicar con equipamiento de producción convencional.
  6. El MEOR es menos costoso de implementar y más sencillo de monitorear que cualquier otra técnica de recuperación asistida (EOR).
  7. Los productos del proceso de MEOR son todos biodegradables y no se acumulan en el ambiente.

Limitaciones Económicas

Los limitados análisis económicos existentes de los ensayos de campo muestran que el mayor costo de un proyecto de MEOR se encuentra en el costo del nutriente para alimentar los microorganismos.

En estos momentos, el costo del nutriente reportado en la literatura es de aproximadamente $100/ton

Criterios de selección de reservorios candidatos para MEOR

Proceso Toe to Heel Steam Flood (THSF, por la sigla en inglés).

Proceso Punta hasta el talón de inundación de vapor

Es una novedosa técnica de recuperación mejorada de crudo pesado. Esta hace parte de las tecnologías Toe to Heel, las cuales aprovechan las grandes áreas de drenaje de los pozos horizontales. El THSF utiliza un par de pozos para la explotación del petróleo, uno vertical para inyectar vapor de manera continua y uno horizontal, que permite la producción de crudo junto con agua caliente resultante de la condensación del vapor inyectado. Debido a las características de la configuración de pozos, el factor de recobro obtenido tras la aplicación del proceso es significativamente alto. Además, se obtiene una respuesta casi inmediata en el incremento de la producción de petróleo usando una baja relación entre el vapor requerido y el crudo producido.La técnica THSF, mostrada en la Figura, consiste en inyectar vapor a través del pozo vertical. Al ingresar en la formación, éste forma un frente de vapor, dando como resultado una zona de aceite móvil. Entonces, en este proceso es necesario propagar vapor en frente del banco de aceite pesado, para producir luego por el pozo horizontal.

La aplicación de las técnicas toe toheel disminuye el tiempo de respuesta del proceso de recobro por la cercanía del pozo productor con el inyector. Además, es menor la distancia entre el frente de inyección del fluido de interés y el pozo productor. También se acorta la distancia que deben recorrer los fluidos que serán producidos, logrando un barrido uniforme y el incremento en el factor de recobro.

Factores que afectan el proceso THSF

  1. Espesor de la zona productora. El proceso THSF depende básicamente de los efectos gravitacionales generados en la zona productora. Por esto, la existencia de un espesor productor que favorezca este efecto, permitirá que el factor de recobro aumente.
  2. Intercalaciones de arcillas. La presencia de estos elementos en procesos térmicos es siempre importante, ya que se ha comprobado que tienden a capturar el vapor que es inyectado. Por lo tanto, es necesario identificarlas y evitar su contacto. 
  3. Tasas, presiones y calidad de inyección del vapor. Las condiciones operacionales de un proceso de inyección de vapor son cruciales al momento de evidenciar los resultados de este. Dependiendo de la presión se pueden presentar daños a la formación y según la tasa y calidad del fluido, el avance de la inyección se verá afectada. 
  4. Propiedades de los fluidos de la formación. Dependiendo de los fluidos presentes en la formación y de las posibles pérdidas de fluido inyectado, el proceso puede aumentar su eficiencia.

Desventajas del proceso THSF

  • La principal limitación del uso del vapor es que una fracción muy grande del petróleoqueda inmóvil. Este petróleo residual solo puede ser móvil por craqueo térmico a altas temperaturas (>500ºC) tal como ocurre en un proceso THAI. 
  • Este proceso y sus diferentes configuraciones solo pueden ser considerados para yacimientos donde el petróleo tiene alguna movilidad inicial bajo condiciones de yacimientos. 
  • Es necesario controlar la canalización a través del pozo horizontal productor.
  • Es mucho más difícil obtener una propagación estable del frente térmico en el proceso THSF comparado con el proceso THAI. Esto es por la necesidad de obtener un ángulo de inclinación hacia adelante del frente térmico. Este ángulo de inclinación se obtiene muy fácilmente en el proceso THAI debido a la gran diferencia de densidades entre el aire y el petróleo.

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

 

Destacada

PROCESO DE PRODUCCION Y MANEJO DE CRUDOS PESADOS

REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS

Existen diferentes tipos de flujo de fluidos en tuberías:

  • Flujo laminar

Existe a velocidades más bajas que la critica, se caracteriza por el deslizamiento de capas cilíndricas concéntricas una sobre otras de manera ordenada. se determina que hay flujo laminar cuando el numero de Re ( Reynolds ) es menor de 2000.

  • Flujo transicional

También llamado flujo critico, existe cuando el caudal se incrementa después de estar en flujo laminar hasta que las laminas comienzan a ondularse y romperse en forma brusca y difusa. Se determina cuando el número de Re tiene valores entre 2000 y 4000.

  • Flujo turbulento

Existe a velocidades mayores que la critica, cuando hay un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del fluido en direcciones transversales a la dirección principal de flujo. Es determinado cuando el número de Re tiene valores mayores a 4000.

Figura . Flujo Laminar, Transicional y Turbulento

Numero de Reynolds

El Número de Reynolds es un grupo adimensional que permite distinguir entre flujo laminar y flujo turbulento. Usualmente, para flujo en tuberías cilíndricas, se estima que el punto de transición entre ambos flujos ocurre a NRE @ 2100.Las investigaciones de Osbore Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías depende principalmente de la razón de fuerzas inerciales a fuerzas viscosas en el fluido.
Esta razón se llama número de Reynolds (Re) y combina, adimensionalmente, las variables: diámetro de la tubería, densidad y viscosidad del fluido y velocidad del flujo. Relaciona la fuerza de inercia y fuerza de viscosidad.
Se expresa:

Patrones de Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales

En tuberías horizontales, el patrón de flujo es afectado por las mismas variables que en los pozos verticales, sin embargo, el diámetro de la tubería es la variable más importante en este caso y la fricción generada a lo largo de la tubería. 

A continuación se describen brevemente, siete patrones de flujo multifásico en tuberías horizontales, los cuales son ampliamente reconocidos:
  • Flujo Estratificado

Las tasas de flujo son relativamente bajas, por lo que las fases se separan por el efecto de la gravedad, el líquido se ubica en la parte inferior de la tubería y el gas en la parte superior, mientras ambas fases fluyen en forma de superficie interfacial.

Flujo Estratificado

  • Flujo Ondulante

Este patrón de flujo es muy parecido al estratigráfico, se diferencian en la interface entre el líquido y el gas, donde las velocidades son mayores para el gas, existe turbulencia en el flujo.

Flujo Ondulante

  • Flujo burbuja

Ocurre cuando existen velocidades de flujo del gas muy bajas en comparación con las velocidades del líquido. Las burbujas de gas se encuentran dispersas en la fase continua de líquido.

Flujo burbuja

  • Flujo tapón de gas y tapón de líquido

Existe un flujo alternado entre el líquido y el gas en la tubería. Se forman tapones, ya sean de líquido o gas, obteniendo un flujo con altas velocidades en la parte inferior de la tubería y bajas en la parte superior donde se ubica la otra fase.

Flujo tapón de líquido

  • Flujo Anular

Al igual que en tuberías verticales, este patrón se genera cuando la tasa de flujo de gas es muy alta, por lo que el gas se abre paso y fluye por el centro de la tubería mientras que el líquido se distribuye como película en las paredes de la tubería.

 Flujo Anular
  • Flujo Neblina

Similar que en las tuberías verticales, el gas es la fase continua y el líquido se encuentra disperso en forma de pequeñas gotas.

Flujo Neblina

Bombas

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.

Clasificación de las bombas de acuerdo a la forma de transferencia de energía al fluido manejado:

Se clasifican de acuerdo a la base de las aplicaciones a la que están destinadas, los materiales con que se construyen, orientación en el espacio, por los rangos de volúmenes a manejar y por fluidos a mover, entre otros.

Clasificación de las bombas

Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales para crudos pesados se encuentran los siguientes:
  • Bombeo Mecánico Convencional (BMC)
  • Bombeo Electrosumergible (BES)
  • Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

Bombeo Mecánico Convencional

Este Método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. 

Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos:

a) El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.

b) La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades.

c) El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.

d) La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción.

e) La Bomba de subsuelo.

Unidad de bombeo mecanico

La Unidad de Bombeo en superficie

La Unidad de Bombeo en superficie incluye en sus componentes los ítems a, b y c mencionados anteriormente.

Según la geometría de la Unidad, éstas pueden clasificarse como:
  • Clase I: comúnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo de unidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza del balancín.
  • Clase III: la geometría de este tipo de unidades se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera al final de ésta, es decir, lejos de la cabeza del balancín. Dentro de esta clase se ubican las unidades balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II.

 Clase I

Clase II

La Sarta de Cabillas

La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energía desde el equipo de superficie, hasta la bomba de subsuelo. La selección, el número de cabillas y el diámetro de éstas dependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es común utilizar una sarta compuesta de diferentes diámetros de cabillas.Las cabillas de diámetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que allí la carga de esfuerzos generados es mínima; asimismo las cabillas de mayor diámetro se colocan en la parte superior de la sarta porque allí es donde se genera la máxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas máximas y mínimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo más preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operación.

Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseño de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L.2

La Bomba de subsuelo

La Bomba de Subsuelo está compuesta por los siguientes elementos:

a) Cilindro o Barrilb) Pistón o Émbolo

c) Válvula fija o Válvula de entrada

d) Válvula viajera o Válvula de descarga

La bomba actúa según el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie.

Estas bombas se clasifican en tres tipos básicos:
  • Bombas Tipo Tubería 
  • Bombas Tipo Inserta 
  • Bombas Tipo Casing (se consideran como una versión de las bombas Tipo Inserta, pero de mayor tamaño) 

La diferencia básica entre una bomba Tipo Tubería y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindro o barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubería el cilindro es conectado a la parte inferior de la sarta de la tubería de producción, para luego ser introducido en el hoyo. Por el contrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de subsuelo, y es colocado dentro del pozo a través de la sarta de cabillas.

El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba. 

Componente de Subsuelo

Funcionamiento.

La bomba se baja dentro la tubería de producción y se asienta en el fondo con el uso de empacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten el movimiento desde el aparato de bombeo, éste consta de un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, éstas se accionan a través de una caja reductora movida por un motor.

El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o en la educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. Por el otro, en la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el flujo hacia la superficie.

Bombeo Electrosumergible

Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso.

El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los siguientes elementos:

a) Banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor.

b) Tablero de control: su función es controlar las operaciones en el pozo.c) Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas.

d) Caja de venteo: está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que llegue al tablero de control.

Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:

a) Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.

b) Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de la bomba al eje del motor. Además absorbe las cargas axiales de la bomba y compensa la expansión o contracción del motor, no permite la entrada de fluidos al motor.

c) Sección de succión: está constituida por la válvula de retención y la válvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubería de producción o viceversa.

d) Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional, es decir, se emplea cuando se prevé alta relación gas – petróleo (RGP).

e) Bomba Electrosumergible: es de tipo centrífugo – multietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a través del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera dirección y sentido del movimiento.

f) Cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente aislado con plástico de alta densidad.

Es posible la aplicación de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.

Equipo de bombeo electosumergible

FUNCIONAMIENTO

El BES tiene como función levantar el fluido desde el yacimiento hasta la superficie, a través de fuerzas centrifugas que se originan en un equipo rotatorio que incluye un impulsor unido a un difusor, un eje, lo cual permite que el fluido ascienda a través de las etapas de los impulsores y llegue a la presión requerida hasta la estación recolectora.

El sistema BES posee una bomba de subsuelo que no es más que una turbo maquina combinada (radial-axial) que se acciona a través de un motor eléctrico instalado en el fondo. La electricidad es suministrada al motor a través de un cable el cual está especialmente diseñado para resistir las rigurosas condiciones de generación presentes dentro del pozo. Este sistema posee dispositivos para garantizar el enfriamiento apropiado del motor, sellos para que no exista contaminación y además permiten la expansión térmica que experimenta el aceite interno del motor.

Este sistema de producción se caracteriza por su capacidad de producir volúmenes considerables de fluidos desde grandes profundidades. El rango de capacidad de los equipos varía desde 200 – 60000 BPD y con profundidades de bombeo de hasta 15000 pies.

El BES se ve afectado en su funcionamiento por ciertas características del pozo como son: altas relaciones gas-petróleo, altas temperaturas presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo.

Una unidad típica de bombeo electro sumergible está constituida por un equipo de subsuelo, el cual cuenta con: motor eléctrico, bomba electro sumergible, cable de potencia, sellos, separador de gas y un sensor de fondo para temperatura y presión. Además el BES también cuenta con un equipo de superficie, el cual está constituido por: transformadores, variador de frecuencia, caja de venteo y cabezal de descarga. La integración de estos componentes es indispensable para un óptimo funcionamiento del sistema BES, ya que cada uno ejecuta una función esencial para obtener las condiciones de operación deseadas.

Bombeo de Cavidad Progresiva

Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas o sólidos en suspensión, así como también son ideales para manejar crudos pesados y extrapesados.

Los componentes básicos de un sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva incluyen:

Equipos de superficie

a) Movimiento primario (motor): su función principal es la de proveer la energía necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.b) Equipo de transmisión de potencia: a través de un conjunto de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de transmitirle potencia al motor.

c) Cabezal giratorio: su función principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas. Además, evita que ésta última retroceda cuando el sistema se apaga. También se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.

Equipos de subsuelo

En este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla anti torque y la sarta de cabillas.

La bomba de subsuelo consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro “menor” y del doble de longitud “pitch” . El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas a lo largo de una misma dirección, que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba.

El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además de ser función de la velocidad de rotación, es directamente proporcional a tres constantes: el diámetro de la sección transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud “pitch” de la hélice del estator. El desplazamiento por revolución puede variar con el tamaño del área de la cavidad.

Estator de la bomba

Con respecto al elastómero del estator, actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva 4, todos estos componentes son formulados a partir de la goma de nitrilo.

Los componentes y algunas de sus aplicaciones se muestran a continuación:
  • (ACN) Nitrilo con concentración media de Acrilonitrilo. Este tipo de elastómero puede ser aplicado en crudos de gravedades API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. Asimismo, el material posee excelentes propiedades mecánicas, teniendo como límite de temperatura de aplicación 200 grados Fahrenheit. 
  • (ACN) Nitrilo de alta concentración de Acrilonitrilo. Este material posee alta resistencia a la presencia de aromáticos. Puede ser aplicado en crudos con gravedad entre 28 y 38 grados API. El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit. 
  • (HSN) Nitrilo altamente saturado y de alta concentración de Acrilonitrilo. Este tipo de material no aplica ante la presencia de aromáticos. Sus propiedades mecánicas son excelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit. 

Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable a crudos de mediana y baja gravedad API, además de que puede manejar cortes de agua y contenido de sólidos en suspensión relativamente altos.

Funcionamiento del sistema BCP

El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado.

La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.

El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.

El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas.

Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo.

La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas.

Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del sistema.

El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.

Proceso de transferencia de calor

La transferencia de calor es una interacción entre fluidos o materiales a consecuencia de un gradiente de temperaturas entre ellos. Esta interacción ocurre mediante tres mecanismos diferentes, a saber: Conducción, radiación, y convección. Estrictamente hablando, solamente los primeros mecanismos pueden clasificar como operaciones de transferencia de calor, porque dependen solamente de la existencia de un gradiente de temperatura. Sólo se produce transferencia de calor cuando existe diferencia de temperatura, y toda transferencia cesa cuando las temperaturas se igualan.

Existen dos tipos generales de procesos;a saber: 1) Sin cambio de fase, conocida también como calor sensible y 2) con cambio de fase. El proceso sin cambio de fase, involucra operaciones de calentamiento y enfriamiento de fluidos donde la trasferencia de calor resulta solamente en cambios de temperatura; mientras que en el cambio de fase, la operación se traduce en una conversión de líquido a vapor o de vapor a líquido; es decir, vaporización o condensación.

Muchas aplicaciones involucran ambos tipos de procesos.A continuación los mecanismos de transferencia de calor:

Conducción

Es un mecanismo de transferencia de energía térmica entre dos sistemas, basado en el contacto directo de sus partículas sin flujo neto de materia y que tiende a igualar la temperatura dentro de un cuerpo y entre diferentes cuerpos en contactos por medio de ondas.

Convección

Es una de las tres formas de transferencia de calor y se caracteriza porque esta se produce a través del desplazamiento de partículas entre regiones con diferentes temperaturas. La convección se produce únicamente en materiales fluidos.

Radiación

El fenómeno de la radiación consiste en la propagación de energía en forma de ondas electromagnéticas o partículas subatómicas a través del vacío o de un medio material.

La radiación presenta una diferencia fundamental respecto a la conducción y la convección: las sustancias que intercambian calor no tienen que estar en contacto, sino que pueden estar separadas por un vacío.

Calentadores

Equipo principal existente en las Estaciones de Flujo, que genera energía calorífica (BTU) para calentar las tuberías o serpentines por donde fluye petróleo, para elevar y/o mantener su temperatura.

Un calentador es un intercambiador de calor que aumenta la temperatura de una corriente de fluido, sin que normalmente ocurra un cambio de fase. Como fuente de calor puede utilizarse una corriente de servicio, tal como vapor de agua, aceite caliente, etc.

La función principal de un calentador es proveer cantidades específicas de calor, con el fin de calentar un fluido. El calentador debe ser capaz de ejecutar esa actividad sin producir sobrecalentamiento de sus componentes y del fluido. El diámetro del calentador se define en término de su diseño, de su capacidad de absorción de calor o de su rendimiento.

Beneficio de los calentadores 

  • Modifica de la tensión interfacial, que hay entre las moléculas de petróleo y agua facilitando el proceso de decantación o separación. 
  • Reduce la viscosidad del crudo para facilitar su movilidad. 
  • Reduce el consumo de productos químicos en el tratamiento de emulsiones. 

Esquema de producción mediante calentamiento

En la siguiente figura se muestra el proceso esquemático que seguirán los fluidos en el método definido como calentamiento.

  Esquema de producción de Crudo por calentamiento

 En este caso, los pozos estimulados por vapor producen el crudo a una temperatura mínima suficiente para lograr llevarlo desde el fondo del pozo hasta las estaciones de flujo en donde la mezcla multifásica crudo-agua-gas es sometida a un proceso de separación, a fin de despojar al crudo del gas. El crudo con agua es recalentado en hornos ubicados en la estación de flujo, y bombeado a través del sistema de oleoductos hasta la Estación Central de Deshidratación.

En la sección de deshidratación de la estación central se separan el crudo y el agua. En este caso, también se requiere diluente para deshidratar, por lo que éste se añade, se recupera y se recircula a nivel de planta con su eventual reposición. El agua de formación se envía a una planta centralizada de tratamiento de afluentes para su posterior disposición.

La necesidad de diluir para deshidratar puede evidenciarse en la figura siguiente donde se muestra que para crudos menores de 12 °API, la diferencia de densidad entre el agua y el crudo no es suficiente, lo cual dificulta la separación.

Variación de viscosidad Vs. Temperatura.

Limitaciones del sistema

El calentamiento del crudo pesado para su manejo en el campo es un esquema poco flexible, ya que, un paro prolongado del bombeo ocasionaría enfriamiento del crudo aumentando como consecuencia su viscosidad, y si ésta llega a niveles altos, el rearranque puede ser muy dificultoso.

  • El mantenimiento de hornos y calentadores ocasiona gastos operacionales adicionales, además del consumo de gas.
  • Es necesario acondicionar las instalaciones para soportar temperaturas.
  • En el caso de bombeo en caliente a través de oleoductos, debe determinarse, además, de la capacidad máxima de bombeo, la capacidad mínima, ya que el comportamiento del sistema es como se muestra en la figura siguiente.

Ventajas del sistema de calentamiento

  • Instalaciones de menor tamaño que en el caso de dilución.
  • Se eliminan los gastos de transporte y almacenamiento del diluente hacia las unidades de producción.
  • El gas usado como combustible para los hornos es más económico que el diluente.

Diluente

Es una sustancia que se utiliza para disminuir la concentración o la viscosidad de un cuerpo sólido o espeso y así lograr mayor fluidez.

Dilución de Crudo Pesado y Extrapesado

La dilución de crudos extrapesados es un proceso mediante el cual se mezcla un crudo extrapesado (flujo primario) con otro fluido menos viscoso, el cual recibe el nombre de diluente. Esto permite obtener una mezcla con una viscosidad intermedia entre la del fluido primario y la del diluente. El fluido primario puede ser, por ejemplo, un crudo extrapesado que fluye del yacimiento al pozo y que generalmente posee viscosidades apreciablemente altas. El diluente puede ser un crudo liviano o un crudo mediano. También se puede usar como diluentes fluidos como gasóleos, kerosén, nafta y otros.

La nafta es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados parcialmente, obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica.

Principales Razones para el Uso de Diluente en la Producción, Recolección y Transporte de Crudos Extrapesados:

Una de las principales razones para usar diluente, es obtener una mezcla con una viscosidad que permita su bombeo desde la formación (yacimiento) hasta la superficie y que también pueda ser bombeable a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y oleoductos.

Al diluir el crudo se logra:
  • Reducir el consumo de energía eléctrica.
  • Mejorar el desplazamiento de fluidez en la línea de producción.
  • Efectos de la inyección de diluente

La inyección de diluente influye de distintas maneras en el comportamiento del pozo dependiendo del lugar en el que se realice.

En superficie

  • Se mejora el desplazamiento del fluido a través de las líneas de flujo, reduciendo pérdidas por fricción al aumentar la gravedad API y disminuir la viscosidad. 
  • Facilita la posterior deshidratación de la mezcla y separación del gas. 
  • El aumento de la movilidad en la línea de producción ocasiona una reducción en la presión de cabezal, disminuyendo la presión que tiene que vencer la bomba al nivel de cabezal. 

En subsuelo

  • La mezcla crudo-diluente es mejor, lo que incrementa la movilidad del fluido optimizando el trabajo. 
  • Mecanismo de levantamiento implementado. 
  • Reduce las pérdidas por fricción a través de la tubería eductora. 
El crudo diluido, proveniente del área de producción pasa por los siguientes equipos:
  • Bombas de alimentación de crudo diluido: se encargan de transferir el crudo diluido de los tanques y descargarlo en los intercambiadores de calor que conforman el tren de precalentamiento. Estas bombas son de tipo centrífugas de gran capacidad, debido a que manejan un caudal de 715 m3/h cada una. En operación normal, tres de estas bombas están activas y una permanece de respaldo.
  • Tren de precalentamiento de crudo diluido: aumenta la temperatura de carga del crudo, aprovechando los diferentes niveles de energía de todos los productos provenientes de las unidades de destilación atmosférica y de vacío. Este tren inicia sus funciones a través de unos intercambiadores de calor tipo tubo y carcasa que calientan el crudo a la temperatura que requieren los desaladores (160°C).
  • Desaladores de crudo: su propósito es remover la sal, agua y otras impurezas como limo, barro, óxido de hierro, arena y carbón del crudo, debido a que pueden causar corrosión severa, daño por incrustaciones, taponamiento de intercambiadores y pueden actuar como catalizadores para la formación de coque en las tuberías de los hornos.
  • Torre pre flash: se encarga de extraer el agua que no se pudo remover en los desaladores. Esta torre no se encontraba en el diseño original, pero fue necesaria su instalación por las deficiencias obtenidas en el crudo y productos. Se encuentra operativa desde el 2005.
  • Tren de precalentamiento de crudo desalado: su función es calentar el crudo desalado hasta la temperatura requerida a la entrada de los hornos atmosféricos, aprovechando los diferentes niveles de energía que tienen los compuestos que salen de la columna de destilación atmosférica y destilación al vacío.
  • Hornos de crudo: son utilizados para incrementar la temperatura del crudo desalado antes de que éste entre en la columna de destilación atmosférica. Así se favorece que las fracciones livianas se vaporicen y se permita la destilación atmosférica correcta.
  • Columna de destilación de crudo: el crudo calentado ingresa a la columna de destilación atmosférica por el plato de alimentación para ser separado en diferentes fracciones y de esta forma obtener los cortes de producto requerido (gas de tope atmosférico, nafta, gasóleo y residuo atmosférico). 

La nafta que se retira de la torre pasa por el primer tren de precalentamiento, a través de los intercambiadores de calor, para ceder calor y precalentar el crudo. Al salir la nafta de los intercambiadores pasa al enfriador de aire, disminuyendo aún más su temperatura, y luego se separa en tres corrientes: diluente de reciclo al almacenaje, retorno de nafta de reciclo y nafta de purga. El diluente de reciclo fluye a través de los enfriadores de nafta de reciclo para enfriamiento final (55°C). El flujo de diluente de reciclo al almacenaje es controlado y ajustado por control de nivel. El diluente de reciclo se envía entonces al almacenaje. El reciclo de nafta pasa a través de los filtros de reciclo de nafta y de vuelta a la columna de crudo. La nafta se rocía sobre la sección de reciclo superior de la columna, manteniendo el perfil de temperatura en la misma. La nafta de purga se combina con una pequeña parte de purga de reflujo y es enfriada hasta 49°C. Esta corriente de nafta fluye a la unidad de recuperación de gas.

Diagrama del proceso de producción para la inyección de diluente

El flujo monofásico ocurre cuando la presión dinámica de fondo de los fluidos de reservorio está por encima de la presión del punto de burbuja a la temperatura del reservorio. Durante la depleción del reservorio, la presión de este continúa cayendo, y puede mantenerse por la inyección de fluidos en una recuperación asistida. Como consecuencia, durante la depleción la presión dinámica cae por debajo del punto de burbuja, por lo que ocurre una liberación del gas originalmente disuelto en el petróleo, formándose así el flujo bifásico.
A través del tramo vertical el flujo será bifásico y continuará de la misma manera hasta llegar a los separadores, en donde el flujo vuelve a ser monofásico.
Es importante mencionar que para crudos pesados la liberación del gas se observara una vez alcanzado el punto de pseudo-burbuja.

Emulsiones 

Las emulsiones son sistemas dispersos constituidos por dos líquidos inmiscibles en los cuales la fase en suspensión (fase interna o dispersa) se encuentra en forma de pequeñas gotas contenida en la fase externa (fase continua o dispersante). La estructura de las emulsiones está estabilizada por un agente surfactante llamado emulsionante. Por definición, una emulsión es un sistema termodinámicamente inestable y tarde o temprano debe separarse en sus dos fases.
En la mayoría de los casos en los cuales se hace una emulsión con dos líquidos inmiscibles, uno de los líquidos es una fase acuosa, referida como “W” (water), y el otro una fase de aceite u orgánica, referida como “O” (oil). En una emulsión de crudo y agua, la fase dispersa puede ser cualquiera de los dos dependiendo de las características que presente el agente emulsionante.

Clasificación de las emulsiones

Según la naturaleza de la fase dispersa, se pueden distinguir los siguientes tipos de emulsiones:
  • Emulsiones de aceite en agua (O/W): emulsión que contiene gotas de aceite dispersadas en agua. Esta es la emulsión normal para todas las aplicaciones con excepción de la producción del petróleo, en la cual se denomina emulsión inversa. 
  • Emulsiones de agua en aceite (W/O): emulsión que contiene gotas de agua dispersadas en aceite. Esta es la emulsión normal para los petroleros e inversa para las demás aplicaciones. 
  • Emulsiones múltiples (W/O/W u O/W/O): emulsión que contiene una porción de la fase externa dispersada en forma de pequeñísimas gotas dentro de las gotas de la fase interna. 

 FORMACIÓN DE LAS EMULSIONES.

Existen tres (3) condiciones necesarias para la formación de una emulsión estable, es decir, una emulsión que no se romperá sin alguna forma de tratamiento:
  • Los fluidos deben ser inmiscibles, como lo son el petróleo y el agua. El agua y el petróleo coexisten como dos fluidos distintos y entre ellos existe una mutua insolubilidad. Las solubilidades de los hidrocarburos son bajas, pero varía desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1760 ppm para benceno en el agua, mientras que la solubilidad del agua se incrementa en compuestos con la presencia de dobles enlaces carbono-carbono tales como, alquenos, dialquenos y aromáticos y decrece con el peso molecular de los hidrocarburos. 
  • Debe de haber suficiente agitación para dispersar un líquido en forma de gotas en el otro. Las emulsiones no se forman espontáneamente, por lo tanto, hay que generar cierto trabajo en el sistema. Este trabajo es generado por la turbulencia o agitación que ocurre en el movimiento de los fluidos, ya que el golpeteo dispersa una de las fases en muchas gotas pequeñas. A mayor cantidad de agitación, más pequeñas serán las gotas que se dispersarán en la fase continua. 
  • Debe de haber un agente emulsionante presente. El agente emulsionante es algún compuesto orgánico o inorgánico que se encuentra presente en el petróleo crudo y que estabiliza la fase dispersa al formar una membrana o película elástica y fuerte que envuelve la superficie de las gotas. Esta membrana es gruesa y puede ser fácilmente visible en un microscopio. Su presencia hace difícil la coalescencia de las gotas. Cuando estas chocan entre sí, la elasticidad de la membrana actúa como pelota elástica o algunas veces se rompe formando partículas más pequeñas. Aunque esta acción repelente puede ser causada por las cargas de las gotas, se ha comprobado que es debido, más que todo, a las propiedades elásticas de la membrana protectora que se forma por la acción del agente emulsionante. ELtípico emulsificador es un agente activo de superficie o surfactante. Las moléculas del surfactante son anfipáticas, es decir, una parte de su molécula es hidrofílica o soluble en agua y la otra es lipofílica o soluble en petróleo. Las moléculas de surfactantes se alinean ellas mismas en la interfase polar hidrofílica y en la no polar hidrofóbica. 

ESTACIÓN DE FLUJO

Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.El concepto moderno de una estación se refiere al conjunto de equipos inter relacionados para recibir, separar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en su vecindad.

Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones:

El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías.

TIPOS DE ESTACIONES DE FLUJO

Existen dos tipos de estaciones de flujo:
  • Manual: cuando sus funciones requieren personal de operación durante las 24 horas. 
  • Semiautomáticas: cuando partes de sus funciones se realizan con controles automáticos, exigiendo personal de operación para cumplir con el resto de las mismas.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación.

A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:

Etapa de Recolección

Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.

Etapa de Separación

Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.

Etapa de Depuración

Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

Etapa de medición de petróleo

El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo.

La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.

Etapa de Calentamiento

Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

Etapa de Deshidratación del petróleo

Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.

Etapa de Almacenamiento del Petróleo

Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

Etapa de Bombeo

Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.

COMPONENTES BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:
  • Múltiples o recolectores de entrada. 
  • Líneas de flujo. 
  • Separadores de petróleo y gas. 
  • Calentadores y/o calderas. 
  • Tanques. 
  • Bombas. 

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructura de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.

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

 

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CALCULO DE RESERVAS DE YACIMIENTOS DE GAS

RESERVAS PARA YACIMIENTOS DE GAS

Se entiende por reservas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuanto gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el “Gas Original en Situ” (GOES).

Este cálculo obliga al conocimiento de:

  • El volumen de roca productora.
  • La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible.
  • La saturación de agua de estos espacios, % de poros ocupado por el agua.
  • La profundidad, presión y temperaturas de las capas productivas.

Toda esta información se obtiene solo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permita además tomar los registros y las muestras necesarias.

La reserva de gas en un yacimiento es una fracción del “Gas Original in Situ”, ya que nunca se recupera el total del gas existente. Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, el cual implica conocer el tipo de empuje del yacimiento, la relación agua-gas, su presión, permeabilidad de la roca; medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación.

De lo anterior se tiene la siguiente ecuación:

Donde:
  • Gpr: Reservas recuperables, PCN
  • FR: factor de recobro, fracción
  • Goes: gas original en sitio, PCN

Clasificación de Reservas.

Existen diversos criterios que pueden usarse para clasificar las reservas. Sin embargo dada la relación de propiedad de los yacimientos que mantiene el estado venezolano, se tomará la clasificación establecida por el Ministerio de Energía y Petróleo, el cual clasifica las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas.


De acuerdo al criterio de Certidumbre de Ocurrencia, las reservas se clasifican en:

Reservas Probadas

Se llaman reservas probadas al volumen de gas contenido en el yacimiento que de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperadas bajo las condiciones económicas existentes y bajo unas condiciones de abandono dadas.
Estas se pueden clasificar en:
  • Desarrolladas

Aquellas que se espera sean recuperadas a través de los pozos que atraviesan el yacimiento, completados o no en los mismos.

  • No Desarrolladas

Aquellas que se esperan recuperar a través de pozos a perforar, profundización de los existentes y proyectos de recuperación mejorada (en el caso de yacimientos de gas condensado).

  • Reservas Probables

Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de reservas probadas. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos que pudiera ser producidos bajo las condiciones económicas existentes en el momento de hacer la estimación, en las áreas de las cuales se tiene conocimiento de la existencia de hidrocarburos, pero no ha evidenciado la presencia de los mismos en toda su extensión.

  • Reservas Posibles

Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de reservas probables. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos que podrían recuperarse en el futuro, en áreas que tienen condiciones geológicas para contener hidrocarburos, según la información disponible en el momento de hacer la evaluación de reservas, pero no has sido determinados con la perforación de pozos.

Métodos para el Cálculo de Reservas

Los objetivos fundamentales de la ingeniería de yacimientos es, a grandes rasgos, la estimación del gas original en sitio (GOES), el cálculo del porcentaje de recobro (% R), la predicción del comportamiento futuro de producción y el análisis de alternativas para mejorar el recobro.

Para determinar reservas, primero es necesario estimar los volúmenes de fluidos en sitio, mediante el uso de información geológica, análisis de núcleo, registros eléctricos, etc. El conocimiento rápido del GOES luego de perforar el primer pozo es necesario para planificar la perforación de otros pozos y su consecuente producción. Como no se tienen históricos de producción y presión a ese momento, el único método para hacer la estimación del GOES es el volumétrico. Al no conocerse la extensión areal del yacimiento, este método solo permite calcular el GOES por acre de área o por acre-pie de volumen.

Una vez que se haya desarrollado el yacimiento se puede definir sus límites y calcular el volumen en una forma más exacta. Tan pronto como se disponga de datos de producción y presión, se puede aplicar el método de Balance de Materiales para validar el GOES volumétrico.

El cálculo de reservas para un yacimiento de gas se puede hacer por los métodos o técnicas siguientes:

MÉTODO VOLUMÉTRICO.

Este método permite la estimación de gas original en sitio (GOES) a partir de la determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Debido a que estos parámetros son determinados a partir de los pozos del yacimiento, y estos representan sólo una pequeña parte del mismo, los promedios obtenidos presentan una cierta incertidumbre, por lo que se habla de estimación de reservas. Para establecer este método debo conocer volumen bruto, porosidad, saturación.

Yacimiento de Gas Seco.

Para yacimientos de gas seco, la ecuación para el cálculo volumétrico del GOES tiene la siguiente forma:
El factor volumétrico del gas condensado se puede determinar por la ecuación:
A partir de la fracción molar de gas condensado que se produce en superficie como gas, fg, se puede calcular el GOES, o gas seco, con la siguiente ecuación:
 

Con la relación entre el GOES y la Relación Gas-Condensado (RGCi) inicial se obtiene el Condensado Original en Sitio (COES) en BN.

 

Basándose en las consideraciones anteriores, el método volumétrico puede ser aplicado usando valores promedios de los parámetros requeridos y por medio de recombinación matemática del gas de separador y del condensado de tanque en base a la relación gas condesado o en base a la composición de los fluidos.

Donde:
  • Frg: Factor de recobro de gas.
  • Frc: Factor de recobro de Condensado.

Yacimiento de Gas Húmedo

Se utilizan las mismas ecuaciones usadas en el caso de los yacimientos de gas condensado (pero en este caso de utiliza otra nomenclatura).

Para yacimientos de gas húmedo, la ecuación para el cálculo volumétrico del GHOES tiene la siguiente forma:

El factor volumétrico del gas húmedo se puede determinar por la ecuación:
 

Si se extrajera todo el GHOES del yacimiento se obtendría un volumen de gas en el separador, GOES y un volumen de líquido en el tanque, LOES.

Balance de Materiales

El Método de Balance de Materiales se basa en el principio de conservación de la energía. El volumen de control sobre el cual será aplicado este principio es el yacimiento. El método se fundamenta en que el volumen poroso de un yacimiento (volumen de control) permanece constante o puede ser determinado cada vez que se produce una reducción de la presión del yacimiento como consecuencia de la producción de fluidos.
La Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas se obtiene a partir del siguiente balance:
Donde:
  • Gp: gas producido acumulado hasta una presión (PCN)
  • Bg: factor volumétrico del gas @ Pi y Tf, BY/PCN
  • Wp: agua producida acumulada hasta una presión (BN)
  • Bw: factor volumétrico del agua @ Pi y Tf, BY/BN
El espacio dejado por el vaciamiento generado por la producción de los fluidos puede ser llenado por la:
  • Expansión del gas.
  • Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.
  • Intrusión de agua.
Teniendo en cuenta estos tres mecanismos de producción se puede escribir la ecuación de vaciamiento de la siguiente forma:

Vaciamiento= G (Bg – Bgi) (Expansión del gas) + [∆Vw + ∆Vp] (Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso) + We (Intrusión de agua)

La expansión del agua connata (ΔVw) y la reducción del volumen poroso (ΔVp) se puede obtener de las siguientes ecuaciones generales:

Donde;

  • G: gas original en sitio, PCN.
  • Βgi: factor volumétrico inicial del gas @ Pi y Tf, BY/PCN
  • We: intrusión de agua, BN.
  • Cw: compresibilidad del agua, lpc-1
  • Vw: volumen de agua connata, BY.
  • Vp: volumen poroso, BY.
  • Swi: saturación inicial de agua, fracción.
  • Cf: compresibilidad de la formación, lpc-1
  • Pi: presión inicial del yacimiento, lpc.
  • P: presión del yacimiento a un tiempo dado, lpc.
Combinando las ecuaciones anteriores se obtiene la ecuación de balance de materiales (EBM) considerando los tres mecanismos de producción:

Ecuación General.

A partir de la Ecuación anterior se puede determinar el aporte de los diferentes mecanismos de recobro o producción.

Las suposiciones basicas consideradas en la deduccion de la EBM son:

  • El yacimiento es considerado como un tanque, y por esto es visto como un modelo de dimensión cero.
  • El espacio poroso de encuentra inicialmente ocupado por gas y agua connata.
  • La composición de gas no cambia durante la explotación del yacimiento (siempre y cuando no exista condensación retrograda).
  • La relación gas–agua en solución se considera se considera igual a cero (Rsw=0).
  • La temperatura del yacimiento se considera constante (Yac. Isotermico).
  • Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes. 

Ecuación de Balance de Materiales para Yacimiento de Gas Seco.

Esta Ecuación de Balance de Materiales constituye una de las herramientas mas usadas en la interpretación y análisis de los yacimientos. La Ecuacion de Balance de Materiales se usa para determinar la cantidad de gas seco existente en el yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento.

También para estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro y la recuperación total de gas bajo unas condiciones de abandono dadas.

La ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas seco viene expresada así:
Donde:
  • G: Gas original en sitio, PCN.
  • Gp: Gas producido acumulado hasta una presión P, PCN.
  • Bgi: Factor volumétrico de gas @ Pi y Tf, PCY/PCN
  • Bg: Factor volumétrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN
  • Cw, Cf: Compresibilidad del agua y de la formación, Pulg2/Lb.
  • Swi: Saturación inicial de agua, Fracción.
  • ∆P: Cambio en la presión promedio del yacimiento (Pi-P), Lpca.
  • We: Intrusión del agua, BY
  • Wp: Producción de agua acumulada, BN.
  • Bw: Factor volumétrico del agua, BY/BN.

Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas Condensado y Yacimientos de Gas Húmedo.

Históricamente la predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado ha sido muy difícil debido a los cambios de fases que frecuentemente ocurren en estos yacimientos, tales como, condensación retrógrada a presiones por debajo de la presión de rocío, vaporización del condensado retrogrado a bajas presiones (<1000 lpc) y la vaporización del agua connata.

Dependiendo de las características del yacimiento se recomienda el uso de simuladores composicionales cuando el yacimiento sea grande (50-100 MMBN de reservas de condensado) y se tenga buena información sobre propiedades de las rocas y los fluidos del mismo, o bien el uso de los modelos analíticos cuando el yacimiento sea pequeño y no se disponga de la información necesaria para hacer un estudio de simulación composicional.

Para predecir el comportamiento de estos yacimientos, uno de los métodos utilizados es balance de materiales composicional (BMC). Este tipo de balance es similar al convencional (no composicional) en muchos aspectos, como por ejemplo, no tiene en cuenta los gradientes de presión y saturación que ocurre en los yacimientos en un momento dado, pero en cambio tiene en cuenta los cambios de la mezcla original de hidrocarburos con presión.

La ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas condensado viene expresada de la siguiente manera:

En este caso el Gp debe incluir la producción de gas de los separadores (Gp sep.) y la producción de líquido (condensado más agua) convertida e gas (Gp equiv. Líq.) Se obtiene de la ecuación, Gp= Gp sep. + Gp equiv. líq. PCN

Donde:
  • Gp: Producción de fluido (gas sep. + cond. + Vapor de agua) en gas, (PCN).
  • GCOES: Gas condensado original en sitio, (PCN)
  • Zgc: Factor de compresibilidad del gas condensado.
  • R: 10.73 (ctte. Universal de los gases).
  • Tf: Temperatura de la formación (o del yacimiento), (ºR).
  • P: Presión actual del yacimiento, (lpca).
  • Cw: Compresibilidad del agua, (1/lpc)
  • Swi: Saturación de agua inicial
  • Cf: Compresibilidad de formación, (1/lpca)
  • Δp: Caída de presión, (lpca).
  • Método de Declinación de Presión.
  • Cálculo de Balance de Materiales.
  • Determinación de las Reservas.
La Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas se puede expresar en función de P/Z, sabiendo que:

Y reemplazando la ecuación en la Ecuación General de Yacimiento de gas y despejando en función de P/z, resulta:

Donde;
  • Zi, Z: factores de compresibilidad del gas a (Pi, Tf) y (P, Tf)
  • Tf: temperatura de la formación (yacimiento), ºR

Desde el punto de vista de los cambios del volumen poroso ocupado por hidrocarburos, los yacimientos de gas se clasifican en Volumétricos y no Volumétricos.

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APLICACIÓN DE LOS PROCESOS TÉRMICOS EN LA RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS

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

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL ASISTIDA POR VAPOR (SAGD)

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

CONCEPTO

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

Etapas del proceso SAGD

  • Primera etapa: Precalentamiento.

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

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

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

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

Tipos de pozos SAGD

  • SAGD  Convencional

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

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

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

Figura. SAGD Mejorado.

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

Figura: Configuración de un Pozo inyector horizontal.

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

Figura. Configuración de un Pozos Inyectores Verticales

Criterios para la aplicación del proceso SAGD

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

Ventajas y desventajas del proceso SAGD

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

Ventajas técnicas:

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

Ventajas económicas

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

Ventajas ambientales

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

Desventajas:

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

Limitaciones del proceso SAGD:

  • Espesor de arena neta petrolífera:

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

  • Permeabilidad de la formación

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

  • Longitud de la sección horizontal/ Caída de presión

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

  • Intercalaciones de lutitas

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

  • Formaciones de emulsiones

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

Equipos utilizados en superficie según el proceso

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

 

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL ALTERNO CON VAPOR (HASD)

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

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

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

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

Básicamente implica tres etapas:

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

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

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

Rango de aplicación del método HASD

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

Condiciones Operacionales.

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

EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO ASISTIDA CON VAPOR (VAPEX) PRINCIPIO.

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

Mecanismos de recobro

1.-Segregación gravitacional

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

2.- Humectabilidad del medio poroso.

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

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

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

3.- Configuración de pozos

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

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

Factores que afectan el proceso de VAPEX

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

Aspectos prácticos

Ventajas y desventajas del proceso VAPEX

Ventajas

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

Desventajas

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

Equipos utilizados en el proceso

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

OE TO HEEL AIR INJECTION (THAI)

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

Fundamentos del proceso

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

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

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

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

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

Figura. Representacióndel proceso THAI

Equipos de superficie

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

Etapas del proceso THAI

1.- Puesta en marcha

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

2.- Zona de coque

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

3.- Petróleo movilizado

Figura.Representación del movimiento de fluido.

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

4.- Combustión

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

5.- Estado de equilibrio

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

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

Figura. Diagrama representativo del estado de equilibrio

6.- Estado final

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

Criterios para la aplicación de THAI

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

Ventajas y desventajas del proceso THAI

Ventajas

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

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

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

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

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

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

Desventajas

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

Beneficios del método THAI

a) Alta recuperación de hidrocarburos

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

b) Ambientales

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

c) Económicos

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

 CONTROLLED ATMOSPHERIC PRESSURE RESIN INFUSION (CAPRI)

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

Descripcion del proceso CAPRI-THAI

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

Malcolm

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

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

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

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

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

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

Ventajas del proceso CAPRI

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

Desventajas del proceso CAPRI

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

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

 

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

Destacada

RECUPERACIÓN TÉRMICA PARA CRUDOS PESADOS A TRAVÉS DE PROCESOS DE ESTIMULACIÓN (IAV/CEFP)

INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR 

Es un proceso térmico de recobro el cual consiste en la estimulación individual de cada pozo productor mediante la inyección intermitente de vapor. En forma simple, el proceso consiste en inyectar vapor en una formación productora a través de un pozo productor por un periodo de tiempo determinado, luego el pozo es cerrado por un cierto tiempo permitiendo la transferencia de calor del vapor a la formación para luego ser abierto nuevamente a producción.
 
Figura. Proceso de Inyección Alternada de Vapor.

Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante inyección alterna de vapor son:

La disminución de la viscosidad del petróleo, la expansión térmica de los fluidos de la formación e incremento de los mecanismos de producción por compactación. Durante la inyección de vapor y los periodos de remojo, la viscosidad del petróleo es disminuida dentro de la zona de vapor, ocurriendo expansión térmica del petróleo y del agua.
 

Este método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo facilitando su movimiento través de la formación y aumentando la producción de los pozos.

El nombre del método se debe a la alternabilidad que existe entre las etapas de inyección de vapor y producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de inyección, remojo y producción, y el tiempo que duran constituyen un ciclo en el proceso, por lo que también se le denomina inyección cíclica de vapor o remojo con vapor. El ciclo, también conocido como huff and puff, puede repetirse hasta que la respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del yacimiento y al aumento de la producción de agua.

 Figura. Respuesta de producción de la inyección cíclica de vapor.

TIPOS DE INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR 

Existen diferentes tipos de inyección alterna de vapor las cuales son aplicadas según las siguientes condiciones o características: 
  1. Conocimiento de la distribución vertical del vapor en el pozo o en el área.
  2. Comportamiento de producción de pozos vecinos en condiciones similares. 
  3. Número y tipos de ciclos anteriormente aplicado, como también el comportamiento de producción del pozo en los mismos. 
  • INYECCIÓN CONVENCIONAL

Durante este tipo de inyección todas las arenas son sometidas a inyección al mismo tiempo. El vapor que entra a cada una de ellas va a depender de la resistencia al flujo que estas opongan. En la instalación convencional las arenas más profundas reciben relativamente un vapor más húmedo que las arenas más someras, así estas opongan la misma resistencia al flujo, ya que el agua líquida tiende a moverse hacia la parte más profunda del pozo. 
  • INYECCIÓN SELECTIVA / SELECTIVA-CONSECUTIVA

Este tipo de inyección se utiliza cuando se desea inyectar por separado los intervalos de producción, como por ejemplo, cuando dos arenas tienen diferente presión. Se acondiciona el pozo para que aporte vapor a una arena especifica mediante la creación de un sello eficiente entre las zonas, el uso de niples selectivo en el forro y un agente sellante en el empaque de grava. Este tipo de inyección puede ser para una sola arena, o puede ser selectiva consecutiva. Si es consecutiva se estimulan primero las inferiores, las cuales usualmente son las menos depletadas, y por lo tanto las que oponen mayor resistencia al flujo.

FACTORES QUE AFECTAN LA INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR

El proceso de inyección alterna de vapor es afectado por ciertos factores los cuales pueden ser tanto a nivel de yacimiento como en el ámbito operacional:

 A NIVEL DE YACIMIENTO 

  1. Daño a la formación: La magnitud del daño presente en la formación antes de que un pozo sea inyectado con vapor puede tener un efecto muy grande en la respuesta del mismo ante dicho proceso, el efecto se manifiesta aún cuando el daño no es removido por el vapor. 
  2. Profundidad de la arena productora (formación): Este factor limita la aplicación extensiva de la inyección de vapor, debido a las pérdidas de calor y a las fallas de los revestidores observadas en pozos profundos, aunque se han realizado inyecciones a profundidades mayores a 5.000 pies utilizando nuevas tecnologías. 
  3. Relación agua – petróleo (RAP) y relación gas – petróleo (RGP): Una alta relación agua-petróleo influye negativamente en la respuesta a la inyección alterna, pues la producción de grandes volúmenes de agua a través de la zona calentada acelera el enfriamiento del crudo. Una alta relación gas-petróleo también puede ser negativa, pues la producción de gas reducirá la presión parcial del vapor de agua en la zona calentada y dará lugar a la remoción de más calor. 
  4. Presión en el yacimiento, mecanismos de producción y saturación de petróleo: La respuesta de producción será mejor en un yacimiento con alta presión que en uno de baja presión. Se obtiene una mejor ejecución de ciclos en un yacimiento con una tasa de declinación de presión baja que en uno con tasa de declinación alta. Yacimientos con altas saturaciones de petróleo y porosidad son mejores candidatos para inyección cíclica. Arenas altamente saturadas, de espesor mayor a 30 pies y con alta permeabilidad vertical pueden ser buenas candidatas, aunque tengan baja presión, debido a su potencial de drenaje por gravedad. 

EN EL ÁMBITO OPERACIONAL

Esta sección corresponde principalmente a los factores que son manejados por el personal técnico de acuerdo a experimentos y experiencia en el campo de los cuales el tiempo de inyección, remojo y de producción resultan los más importantes, los cuales fueron explicados anteriormente en las etapas de la inyección alternada de vapor; los demás factores son:
  1. Cantidad de vapor inyectado: Se ha demostrado teóricamente que la producción acumulada de petróleo durante un ciclo es directamente proporcional a la cantidad de vapor inyectado. También está demostrado que al aumentar la cantidad de vapor inyectado se aumenta la relación petróleo-vapor hasta un valor considerado económicamente aceptable, después del cual disminuye el incremento por tonelada con el aumento de la cantidad de vapor. 
  2. Número de ciclos: Depende principalmente de la respuesta que ofrece el pozo al cual ha sido aplicado el proceso en cuanto a la producción de petróleo, cuando se tienen elevadas tasas las cuales hacen rentable el proceso, el numero de ciclos puede repetirse hasta que la producción sea inferior a la producción reportada por producción en frío. Existen proyectos donde se han reportado más de 20 ciclos de forma exitosa. 

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE UN YACIMIENTO PARA UNA IAV 

Resulta difícil establecer criterios que garanticen que la aplicación de un proyecto de inyección alterna de vapor sea exitosa, debido que la mayoría de estos dependen de las características de cada campo siendo la experiencia la mejor guía para la selección de los criterios.

Generalmente los criterios mayormente conocidos y aplicados son: 

  1. Se cree comúnmente que el petróleo en sitio debe ser del orden de 1.200 Bls/acre-pie o más, con la finalidad de que el proyecto resulte económicamente exitoso.
  2. La permeabilidad debe ser lo suficientemente alta para permitir una inyección rápida del vapor y una alta tasa de flujo de petróleo hacia el pozo. 
  3. El mayor éxito se obtiene cuando la viscosidad del petróleo es del orden de 4.000 cps a condiciones de yacimiento, pero puede ocurrir que en algunos casos se tenga una viscosidad menor. 
  4. La gravedad del petróleo es conveniente que esté en el rango de 8 a 15 °API. 
  5. La máxima profundidad práctica es 3.000 pies. Valores de profundidad menores son deseables ya que las pérdidas en el pozo son menores. 
  6. El espesor de arena neta debe ser mayor de 30 pies y se considera conveniente que la presión del yacimiento sea moderadamente alta, sin embargo, existen proyectos exitosos donde la presión es baja, del orden de 40 Lpc. 
  7. Porosidad alrededor de 25 % y saturación de petróleo de 60 %.
Tabla. Criterios para la aplicación de un proceso de inyección alterna de vapor en el yacimiento OFIM CN 

ETAPAS DE LA INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

1.-ETAPA DE INYECCIÓN

 Consiste en inyectar vapor durante 2 o 3 semanas a través del pozo inyector/productor. La tasa de inyección debe ser la máxima posible con el fin de evitar que la cantidad de calor que se pierden en las paredes del pozo sea elevada y minimizar el tiempo que el pozo está sin producir, también lograr el máximo radio calentado y la máxima temperatura en la zona calentada, igualmente se debe tener en cuenta que la presión de inyección no exceda la presión de fractura que presenta el yacimiento. Para determinar la cantidad óptima de vapor a inyectar por ciclos en los pozos de un proyecto, debe tenerse en cuenta todos los factores que intervienen en la respuesta a la inyección de vapor, como lo son la viscosidad del petróleo, espesor de las arenas, distribución vertical del vapor, presión del yacimiento, saturación de petróleo, saturación de agua.
 
Figura. Etapa de inyección de vapor 

2.-ETAPA DE REMOJO

Consiste en mantener el pozo cerrado por un determinado tiempo el cual va a depender de la experiencia del campo y del yacimiento a ser aplicado el proceso. En yacimientos donde se encuentran activos los mecanismos de producción primaria y presentan suficiente presión es recomendable que el tiempo de remojo sea algo prolongado de modo que el vapor se desplace a través del medio poroso y disipe el calor al yacimiento, aunque este periodo no debe ser demasiado prolongado ya que el vapor se condensaría y la saturación de agua aumentaría excesivamente; en cambio en yacimientos con poca presión, se recomienda dejar poco tiempo de remojo con el fin de utilizar el aumento de presión del yacimiento en las cercanías del pozo para desplazar el petróleo hacia los pozos.
Figura. Etapa de remojo 

3.-ETAPA DE PRODUCCIÓN

Consiste en abrir el pozo a producción una vez considerado que el yacimiento ha sido calentado y el petróleo se encuentra en mejores condiciones para ser producido. Al comienzo puede observarse una elevada tasa de agua debido a que mucho vapor se condensa en las cercanías del pozo, pero al cabo de un tiempo comienza la producción normal de petróleo. Esta etapa culmina cuando el pozo presente tasas similares a las presentadas por producción en frío o tasas no rentables. 

 
Figura. Etapa de producción
 

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

Destacada

EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN LOS POZOS DE CRUDO PESADO

Presión

Es una fuerza por unidad de superficie y puede expresarse en unidades tales como pascal, bar, atmósferas, kilómetros por centímetro cuadrado y lpc (libras por pulgadas cuadradas).

Pruebas de presión 

Una prueba de presión puede definirse como la medición continua, del comportamiento de la presión, en un pozo de interés, el cual se origina por el cambio del caudal de producción o de inyección, en el mismo pozo o en otros de interferencia.Al realizar pruebas de presión, se busca evaluar parámetros del yacimiento, suministrando un impulso de entrada (generalmente un cambio en la tasa de flujo) y medir la respuesta (usualmente un cambio en la presión).

La respuesta del yacimiento está gobernada por los siguientes parámetros: permeabilidad, efecto de daño, coeficiente de almacenamiento, distancia de los límites, propiedades de fractura, coeficiente de doble porosidad, etc. Basado en las propiedades físicas del yacimiento, se busca establecer un modelo, que pueda ser analítico o numérico, el cual se ajusta con la respuesta medida del yacimiento, logrando de esta manera evaluar el valor de dichos parámetros.

Objetivo de las pruebas de presión

El objetivo de una prueba de presión es adquirir información del pozo y del yacimiento utilizando técnicas apropiadas que permitan mediante el análisis de una prueba de presión definir el modelo de yacimiento estableciendo el inicio y el fin de cada periodo de flujo, identificando cada patrón de flujo, estimando los parámetros que se pueden obtener, es decir describir y definir el modelo del yacimiento de un campo hidrocarburifico.

Comportamiento de la presión en yacimiento de crudos pesado extrapesado

Al nivel de yacimiento de crudo pesado y extrapesado, el mecanismo de producción predominante es el empuje por agua, como resultado de la actividad de los acuíferos asociados. Esta actividad del acuífero es la razón de la poca variación de presión aún en los yacimientos que ya presentan elevado factor de recobro.

En el campo Leona Oeste que se encuentra localizado en el Estado Anzoátegui, en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, y dentro de la denominada Área Mayor de Oficina el mecanismo de producción predominante es el Empuje Hidráulico.

A medida que la presión disminuye en el yacimiento como consecuencia de la producción de petróleo y gas, se genera una presión diferencial, primero entre el pozo y la zona de petróleo y posteriormente entre la zona de petróleo y el acuífero. Cuando el diferencial de presión o disturbio de presión a través de su viaje en el yacimiento llega al contacto agua-petróleo, el agua del acuífero, que se encuentra más cerca de la zona de petróleo se expande progresivamente como consecuencia de la caída de presión y es allí donde se presenta la intrusión de agua en el yacimiento; mientras el tiempo avanza, el disturbio sigue su viaje a través del acuífero y el volumen de agua se va incrementando, lo que hacen aumentar a su vez la intrusión de agua en la zona productora. Es evidente que el tamaño del acuífero tiene gran importancia en estos procesos.

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION UTILIZADAS EN POZOS DE CRUDO PESADO Y EXTRAPESADO

Las pruebas de presión que son aplicadas en los pozos de crudo pesado y extrapesado son las siguientes:

1.-Prueba de Gradiente Estático o Dinámico (BHP-BHT) (“Bottom hole pressure –Bottom hole temperature”).

Estas pruebas consisten en la medición de puntos de presión dentro de la tubería de producción, se puede hacer con el pozo fluyendo (determinando gradiente dinámico) o con el pozo cerrado (determinando gradiente estático). La prueba se realiza introduciendo un sensor en la tubería de producción y registrando cada cierta profundidad (1000 pies, 500 pies, 100 pies) por diferente paso de tiempo. La respuesta de presión mientras se realiza la medición de gradiente estático se aproximará al valor de gradiente del fluido encontrado dentro de la formación siempre y cuando durante la prueba no se perciba ningún cambio importante de segregación de fluidos.

2.- DRILL STEM TEST (PRUEBAS DE PRESIÓN DST)

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. Es una forma efectiva y poco costosa para evaluar las zonas productivas potenciales antes de invertir en un equipo de completación para el pozo. Consta de una completación temporal para 5 ó 15 días.

Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.

Interpretación típica de gráficos de presión de pruebas DST 

En la prueba DST se obtiene un registro de presión de todo el flujo y del cierre, el cual tiene una apariencia como la del gráfico que se muestra. La sección I muestra un incremento en la presión de la columna hidrostática de lodo, a medida que se baja la herramienta. Cuando alcanza el fondo, se obtiene la máxima presión debido a la columna de lodo. Al asentar las empacaduras se crea una compresión del lodo en el anular del intervalo a probar, lo que corresponde al incremento de la presión en el punto II. Cuando se abre la herramienta y el fluido de la formación fluye hacia ella, la presión se comporta tal como se aprecia en la sección III. Luego que se cierra la herramienta, resulta un período de restauración como se ve en IV. El primer período de flujo y cierre es usualmente seguido por otros períodos de flujo y cierre, tal como se muestra en el esquema. Cuando la prueba finaliza, se desasientan las empacaduras, lo que ocasiona un retorno a la presión hidrostática debido a la columna de lodo que se ve en el punto V y entonces la herramienta se saca, VI. El fluido recuperado de la prueba puede ser estimado de la capacidad de la tubería de producción o de la cantidad recuperada en superficie si se tiene un DST fluyendo.
 
comportamiento representativo de una prueba DST
 

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.

Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:

1.-Efecto de la prueba previa de presión (pretest). 

Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.

2.-Efecto de la permeabilidad 

Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.
 

3.-Efecto de la temperatura

Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.
ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE PRESION DST
Esquema de evaluación preliminarEn función de los objetivos de la prueba DST a realizar en el pozo HAL-04X, se propone el siguiente esquema de evaluación preliminar:

1.-Flujo de limpieza

En este periodo primeramente se desplazará la columna de fluido de trabajo para luego iniciar la limpieza del pozo. Es importante que este flujo se extienda hasta observar un porcentaje de agua y sedimentos menor o igual que 1% (%AyS ≤1).

2.-Cierre inicial (BU-1) 

El propósito del mismo será establecer el nivel de daño y la capacidad de flujo radial inicial del yacimiento y servir a su vez de comparación para el cierre subsiguiente. Asimismo, permitirá recuperar la presión inicial del reservorio a fin de mejorar los resultados a obtener en la prueba multitasa.

3.-Flujo de evaluación

Para la realización de ésta se operará la bomba a diferentes revoluciones por minuto, las cuales se irán aumentando en forma progresiva. El propósito de esta prueba será evaluar el comportamiento de producción del pozo, permitiendo así calcular el índice de productividad del mismo. 

4.-Segundo cierre y toma de muestras (BU-2)

Este uno de los periodos de mayor importancia dentro del esquema propuesto y en conjunto con el cierre anterior, servirá para determinar la capacidad de flujo y daño, permitiendo realizar un mejor ajuste de los parámetros de yacimiento, siendo este uno de los objetivos principales de la evaluación. Además, si el radio de investigación es suficiente para ello, se determinará la geometría del área de drenaje asociada al pozo.

     
Cabe destacar que al final de este periodo se activarán los toma muestra; asegurando que el crudo se encuentre en estado monofásico; ya que de capturar las mismas durante el periodo de fluencia, las caídas de presión en el interior de la tubería podrían ocasionar la separación del gas que se encuentra en solución con el petróleo. La gráfica 4.2 muestra un comportamiento estimado de la presión con respecto a la profundidad, de la misma se extrajo la información presente en la tabla 4.17; en la cual se observa que para los datos asumidos y aun cuando el pozo estuviese produciendo a una tasa de 60 BPD, la presión a la altura de los toma muestras se encontraría por debajo de la presión de burbujeo estimada (928 lpc).
 
 

Presión a la profundidad de los toma muestras, considerando variación de la tasa de producción.

Flujo final

Esta prueba de flujo tendrá como finalidad oficializar las reservas generadas ante el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. 

PRUEBAS DE PRESIÓN NO CONVENCIONALES

Incrementar la eficiencia en las operaciones de producción requiere que las características de la formación y el completamiento sean bien definidas y analizadas antes de asignar fondos a operaciones de estimulación y/o workover. Tal información es generalmente obtenida de análisis de datos de presión medidos con registradores wireline.
 
Esas medidas han sido hechas pocas veces en pozos con levantamiento artificial, debido al tiempo requerido para retirar las varillas y las tuberías de producción para correr las pruebas. Esta necesidad estimulo el desarrollo de técnicas para el cálculo de presión en fondo no convencionales.
 

Estas técnicas no convencionales calculan la presión en fondo de pozo basadas en medidas de presión en cabeza de pozo y determinación del nivel de fluido en el anular mediante estudios ecometricos que nos permite calcular la profundidad de la interface gas-liquido.

El equipo empleado en la realización de pruebas no convencionales de presión es el Echometer, el cual consta de diferentes elementos, que describen a continuación:

1.- Analizador de pozo

El analizador de pozo es un sistema integrado de adquisición de datos, que permiten maximizar la producción de gas o petróleo y minimizar los gastos de operación. Combinando las medidas de presión de superficie, nivel acústico de líquido, dinamómetro, potencia y respuesta de presión, se pueden determinar, entre otros parámetros, la productividad del pozo, la presión del yacimiento, la eficiencia general, las cargas del equipo y el desempeño del pozo.

El sistema portátil que se ilustra en la figura, tiene múltiples funciones, controla la secuencia de prueba de pozo, adquiere, almacena, procesa, despliega, y administra los datos en el sitio del pozo para generar un análisis inmediato de las condiciones de operación del pozo. El instrumento es compacto, fuerte y está diseñado para ser usado en condiciones climáticas adversas.

 

 El analizador de pozo es una unidad electrónica compacta que se controla por medio de un computador portátil que opera con el programa Total Well Management (TWM), esta unidad adquiere y digitaliza las señales recibidas por el micrófono y el transductor de presión instalados en la pistola de gas, al igual que las señales emitidas por la celda de carga y el acelerómetro instalados en la varilla lisa, estas señales son enviadas al computador para su procesamiento. El analizador de pozo contiene una batería interna de 12 Voltios, esta es una batería de 2.5 Amp-hora.

2.- Pistola a gas

La pistola a gas es utilizada para realizar el estudio acústico del pozo, contiene una cámara que es cargada con gas comprimido para ser disparada por el anular del pozo y crear una pulsación acústica, que viaja a través del gas hacia el fondo del pozo; las reflexiones de este pulso son convertidas a señales eléctricas por medio de un micrófono de alta resolución que se encuentra instalado en la pistola y son digitalizadas y almacenadas en el computador. Mediante este procedimiento se obtiene información como presión en cabeza y en fondo, niveles de fluido y conteo de collares de tubería, entre otros.

3.- Transductor de presión

Las medidas de presión del revestimiento se hacen con un transductor electrónico que se instala en la pistola de gas. El transductor estándar tiene un rango de operación de 0 a 1500 psi. La placa del transductor de presión tiene un número de serie y seis coeficientes que se usan para calcular la presión a partir de los datos de salida del transductor. Los coeficientes se entran en la pantalla de instalación antes de hacer una prueba.

4.- Celda de carga tipo herradura (HT)

La celda de carga tipo herradura es un transductor altamente exacto diseñado para proveer un valor de carga preciso para la toma de dinagramas, esta celda de carga se ubica en la barra lisa, entre la abrazadera permanente de la barra lisa y la barra porta varillas.Esta celda posee un acelerómetro que mide la aceleración de la barra lisa por medio de integración numérica de la señal de aceleración versus tiempo.

5.- Celda de carga de la barra lisa (PRT)

El transductor tipo barra lisa es un sensor muy conveniente para mediciones rápidas y fáciles de dinamómetro, este consiste en una abrazadera tipo C la cual se localiza en la barra lisa. Este transductor contiene medidores extremadamente sensitivos que miden el cambio en el diámetro de la barra lisa debido al cambio en la carga durante una carrera de bomba. Este transductor también tiene un sensor de aceleración.

Programa de administración completa del pozo (TWM)

El TWM es un programa empleado por el analizador de pozo para la toma y análisis de pruebas; consiste en una serie de rutinas para la adquisición de datos, análisis y presentación de resultados de las diferentes pruebas que se pueden realizar, las cuales son:
  • Prueba acústica
  • Prueba dinamométrica
  • Prueba de potencia y corriente
  • Prueba de contrabalance
  • Prueba de trasiente de presión

PRUEBAS DE PRESION USANDO ECHOMETER

Las medidas de presión de fondo del pozo fluyendo (pwf), las pruebas de restauración de presión, y el análisis del comportamiento de influjo (IP), son las principales herramientas disponibles para determinar la presión del yacimiento. La permeabilidad de la formación, el índice de productividad, la eficiencia de bombeo, y el daño, son factores que pueden usarse en la optimización de las operaciones de producción del pozo.
 
Estas técnicas se usan principalmente en pozos que fluyen naturalmente y en algunos pozos por levantamiento por gas, donde la información de presión se obtiene fácilmente de registradores de presión de fondo transportados con cable de acero; sin embargo, la presencia de varillas en pozos con bombeo mecánico, impide en la práctica y en forma rutinaria, mediciones directas de la presión de fondo.
 
La solución de este problema se encontró por medio del cálculo de la presión de fondo a partir de medidas de la presión en cabeza de pozo (CHP) y determinando el nivel de fluido en el anular, por medio de registros acústicos; para realizar esta labor se emplea el analizador de pozo, que permite la realización automática de pruebas de restauración de presión en pozos con bombeo, usando mediciones en superficie y análisis de datos en tiempo real y en el sitio del pozo.
 
Para obtener con mayor exactitud los cálculos de la presión de fondo de pozo, el programa analizador de pozo tiene en cuenta las variaciones de temperatura y las variaciones de la velocidad acústica debido a los cambios en la composición del fluido del anular que se origina por las variaciones de presión durante la prueba.
 
Durante una prueba de pozo (restauración o caída), la presión, la temperatura y la composición del gas en el anular pueden manifestar cambios significativos. Esto puede originar variaciones en la velocidad acústica del gas. En un momento determinado la velocidad acústica promedio se calcula con una cuenta automática de las reflexiones de uniones filtradas y con el promedio de la longitud de los tubos.
 

 Una tabla de la velocidad acústica en función del tiempo se genera para cada secuencia de prueba y se almacena con los datos de presión. 

  

Muchos documentos se han presentado acerca de los métodos para el cálculo de la presión de fondo a partir del nivel de líquido en el anular determinado acústicamente.

La presión de fondo de pozo es la suma de la presión de cabeza del revestimiento (casing) y las presiones de la columna hidrostática debidas al líquido y al gas en el anular.

 

El gradiente de la columna del gas se calcula en función de la presión, temperatura y gravedad del gas. El gradiente de la columna de fluido en el anular es una función de la composición de los líquidos y de la razón de agua/petróleo y gas/liquido en sitio. Las condiciones de bombeo y la geometría del pozo determinan las distribuciones del fluido.

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CRAQUEO CATALITICO

CRAQUEO

El craqueo descompone los hidrocarburos complejos en moléculas más simples para aumentar la calidad y cantidad de otros productos más ligeros y valiosos para este fin y reducir la cantidad de residuos. Los hidrocarburos pesados se exponen, a alta temperatura y baja presión

Este proceso reorganiza la estructura molecular, convirtiendo las cargas de hidrocarburos pesados en fracciones más ligeras, como queroseno, gasolina, GPL, gasóleo para calefacción y cargas petroquímicas

CARGA Y DISTRIBUCIÓN

Comúnmente para el proceso de craqueo las refinerías utilizan gasóleo para producir gasolina, pero cuando no logran cubrir la demanda, elaboran una mezcla con otros residuos que han sido tratados en un tambor donde separan el agua y vapor contenidos y darle cierta estabilidad a la alimentación. La carga generalmente tienen un peso molecular ente 200 a 600 y un punto de ebullición mayor a 340º C.

Figura. distribución del proceso

FINALIDAD

La finalidad del craqueo no es otra que la de obtener la mayor cantidad de hidrocarburos livianos como GLP (gas licuado de Petróleo) y gasolina teniendo como alimentación las fracciones pesadas producidas en el proceso de destilación, tales como el Gasóleo y el Crudo Reducido

El craqueo es importante por dos razones fundamentales: convierte las fracciones menos útiles del petróleo en gasolina y produce hidrocarburos insaturados como los alquenos. Por ejemplo, el etano obtenido por este procedimiento es la materia prima para fabricar nuevas sustancias como los plásticos.

TIPOS DE CRAQUEO

1.- CRAQUEO TÉRMICO 

 

El proceso de craqueo térmico se desarrolló en un esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina producida a partir de un barril de crudo.

La eficiencia del proceso es limitada porque, debido a las elevadas temperaturas y presiones, se deposita una gran cantidad de combustible sólido y poroso en los reactores. Esto, a su vez, exige emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo. Más tarde se inventó un proceso en el que se re-circulaban los fluidos; el proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación de combustibles sólidos bastante menor.

2.- HIDROCRAQUEO

El hidrocraqueo es un proceso en dos fases que combina el craqueo catalítico y la hidrogenación, y por medio del cual las fracciones de destilado sedes componen en presencia de hidrógeno y catalizadores especiales dando lugar a productos demás valor. En comparación con el craqueo catalítico, el hidrocraqueo tiene la ventaja de que se procesan cargas con alto contenido de azufre sin de sulfuración previa. En el proceso, la carga de productos aromáticos pesados se convierte en productos más ligeros, a muy altas presiones y temperaturas bastante elevadas. 


Cuando la carga tiene un alto contenido parafínico, el hidrógeno reduce la formación de alquitrán y previene la acumulación de coque en el catalizador. El hidrocraqueo produce cantidades relativamente grandes de isobutano para cargas de alquilación, así como isomerización para control del punto de goteo y del punto de humo, dos características importantes en el combustible de alta calidad para aviones de reacción.

CRAQUEO CATALITICO

El craqueo catalítico descompone los hidrocarburos complejos en moléculas más simples para aumentar la calidad y cantidad de otros productos más ligeros y valiosos para este fin y reducir la cantidad de residuos. Los hidrocarburos pesados se exponen, a alta temperatura y baja presión, a catalizadores que favorecen las reacciones químicas.
 
Este proceso reorganiza la estructura molecular, convirtiendo las cargas de hidrocarburos pesados en fracciones más ligeras, como queroseno, gasolina, GPL, gasóleo para calefacción y cargas petroquímicas. La selección de un catalizador depende de una combinación de la mayor reactividad posible con la máxima resistencia al desgaste.
 

EL craqueo catalítico es importante debido a que modifica los procesos usados en la refinería para convertir crudos pesados en la valiosa gasolina y productos muchos más ligeros. Los gases ligeros producidos por craqueo catalítico contienen más olefinas que las producidas por el craqueo térmico.

El catalizador modifica, profundamente, el mecanismo de ruptura de los enlaces entre átomos de carbono y aumenta la velocidad de transformación y reduce la severidad de las reacciones y elimina la mayor parte de las reacciones secundarias, productores de gas, coque y residuos pesados.

El catalizador puede ser regenerado para mantenerlo en actividad útil (reactor regenerador) y la reacción de craqueo es endotérmica y la de regeneración es exotérmica, por lo que algunas unidades se diseñan para aprovechar este intercambio.

TIPOS DE CRAQUEOS CATALÍTICOS

1.- Craqueo catalítico de lecho fijo 

Fue el primero en utilizarse comercialmente, este utiliza un reactor de lecho fijo. 

Los reactores de lecho fijo consisten en uno o más tubos empacados con partículas de catalizador, que operan en posición vertical. Las partículas catalíticas pueden variar de tamaño y forma: granulares, cilíndricas, esféricas, etc.

Este tipo de craqueo presentaba problemas para la regeneración del catalizador. En la mayoría de los casos, el catalizador es muy valioso para ser desechado. Si la actividad del catalizador disminuye con el tiempo pueden hacerse necesarias regeneraciones muy frecuentes. Aun en esos casos en los cuales el costo sea tan bajo que no se requiera regeneración, el procedimiento de parar y arrancar el equipo para el cambio del catalizador puede ser una operación muy costosa. Si esto se hace necesario a intervalos frecuentes, todo el proceso puede resultar antieconómico.

2.- Craqueo catalítico de líquidos

Las unidades de craqueo catalítico de lecho fluido tienen una sección de catálisis (elevador, reactor y regenerador) y una sección de fraccionamiento, las cuales trabajan conjuntamente como una unidad de proceso integrada. El CCL utiliza un catalizador finamente pulverizado, suspendido en vapor o gas de petróleo, que actúa como un líquido. El craqueo tiene lugar en la tubería de alimentación (elevador), por la que la mezcla de catalizador e hidrocarburos fluye a través del reactor. El proceso de CCL mezcla una carga de hidrocarburos precalentada con catalizador regenerado caliente al entrar aquélla en el elevador que conduce al reactor. La carga se combina con aceite reciclado dentro del elevador, se vaporiza y es calentada por el catalizador caliente hasta alcanzar la temperatura del reactor. Mientras la mezcla asciende por el reactor, la carga se craquea a baja presión.

3.- Lecho móvil 

Es similar al craqueo catalítico de líquidos, pero el catalizador está en forma de pastillas en lugar de polvo fino. Las pastillas se transfieren continuamente mediante una cinta transportadora o tubos elevadores neumáticos a una tolva de almacenamiento situada en la parte superior de la unidad, y después desciende por gravedad a través del reactor hasta un regenerador. El regenerador y la tolva están aislados del reactor por sellos de vapor. El producto craqueado se separa en gas reciclado, aceite, aceite clarificado, destilado, nafta y gas húmedo.

 4.- Thermofor

En el craqueo catalítico termofor, la carga precalentada circula por gravedad por el lecho del reactor catalítico. Los vapores se separan del catalizador y se envían a una torre de fraccionamiento. El catalizador agotado se regenera, enfría y recicla, y el gas de chimenea de la regeneración se envía a una caldera de monóxido de carbono para recuperar calor.

5.- Craqueo catalítico fluidizado

El proceso FCC (Fluid Catalytic Cracking) se basa en la descomposición o rompimiento de moléculas de alto peso molecular. Esta reacción se promueve por un catalizador sólido pulverizado, que se incorpora a los hidrocarburos en un reactor de tipo tubular con flujo ascendente, esto ocurre luego del precalentamiento necesario para incorporar la temperatura requerida a la reacción. A la salida del reactor el producto es enviado al equipo de fraccionamiento para obtener los diferentes corte de hidrocarburos y dirigir la corriente gaseosa a recuperación de gases, mientras el catalizador se separa de los productos de reacción a través de ciclones para entrar en la etapa de regeneración, y el coque que se genera y adhiere al mismo por las altas temperaturas de reacción, se quema antes de recircularse al reactor; la energía liberada en el quemado sirve para dar parte del calentamiento de la corriente de carga.

Partes del proceso de craqueo catalítico fluidizado.

1.- Convertidor o reactor 

La carga se atomiza con vapor de dispersión (190 psi) en seis boquillas igualmente espaciadas 60 grados alrededor de la circunferencia del riser. Un poco más arriba se encuentra una boquilla ranurada (slottednozzle) que introduce el reciclo de slurry, la cual retorna los finos recuperados en el fondo de la fraccionadora. Las boquillas de carga están diseñadas para tratar un flujo de 15.000 barriles por día con 3% de vapor de dispersión. La carga atomizada se pone en contacto con el catalizador regenerado para así efectuarse la reacción en sus sitios activos a 990 °F; para lograr una distribución adecuada de la carga sobre el catalizador, la misma va a un anillo distribuidor y de allí a seis boquillas igualmente espaciadas, de esta forma dispersa, la carga entra a la zona colectora del tubo elevador, donde el catalizador regenerado caliente se pone en contacto con dicha carga y se vaporiza elevando su temperatura hasta la de reacción, de 980-990°F. El catalizador suministra el calor necesario. La mezcla catalizador-hidrocarburo asciende a través del riser hasta llegar al desgasificador.

 

2.- Desgasificador

La salida del reactor fluye directamente hacia los ciclones de dos etapas, donde se separan el catalizador y los vapores. El catalizador pasa a la parte baja de la sección para despojarse de los hidrocarburos entrampados con vapor de 190 psig, para posteriormente ascender por el tubo elevador mediante aire portador hacia el regenerador. El flujo de catalizador es regulado por una válvula de tapón. Los vapores de agua e hidrocarburos despojados salen de los ciclones y pasan directamente a la fraccionadora

3.- Regenerador 

Es la parte superior del convertidor en donde el catalizador coquizado se expone a un flujo de aire el cual quemará el coque depositado en sus sitios activos, convirtiéndolo en dióxido de carbono en su mayor parte; el calor de la reacción, por ser exotérmica, calienta el lecho del regenerador hasta unos 1.315 °F aproximadamente. El aire es introducido a través de un ducto dotado de una serie de ramificaciones que poseen boquillas de inyección con el fin de distribuirlo uniformemente en toda la superficie del catalizador para facilitar la quema del coque. Debido a la velocidad de inyección de aire, el catalizador por contener gran cantidad de finos, se esparce por todo el volumen del regenerador, sin embargo esta sección contiene dos pares de ciclones abiertos de dos etapas, dos primarios y dos secundarios.

 
 

El regenerador se comunica con el reactor mediante una línea denominada bajante (stand pipe) en donde el catalizador de la fase densa pasa a través de un embudo (hopper), y comienza a descender hasta llegar nuevamente al reactor a 1.230 °F aproximadamente. En la parte baja se encuentra otra válvula deslizante pero esta vez de un solo disco, conocida como SLV-2, la cual se encarga de regular la cantidad de catalizador con el fin de adecuar la temperatura de reacción en los valores típicos. Entre el embudo y la válvula SLV-2 se inyecta aire de servicio a través de 12 boquillas espaciadas a lo largo del bajante para mantener el catalizador fluidizado.

4.- Fraccionadora Principal 

El propósito de la Fraccionadora es enfriar y recuperar los productos líquidos de los vapores provenientes del reactor. Los vapores calientes del craqueo entran a la columna cerca de la base y por debajo de la recirculación del slurry. En el fondo de la torre hay una sección de deflectores cuyo objetivo es recuperar los finos de catalizador arrastrados con los vapores de producto. El fraccionamiento se lleva a cabo al condensar los componentes de hidrocarburos a medida que el vapor fluye hacia arriba a través de las bandejas de la columna.

 
 
Características típicas de operación del reactor FCC
 

REACCIONES DEL FCC

  • Reacciones efectuadas por desintegración catalítica

  • Reacciones efectuadas por desintegración térmica.

Productos obtenidos

Los productos más importantes del craqueo catalítico son los gases secos, el propano/propileno (PP), el butano/butileno (BB), la gasolina, el Aceite de Reciclo Liviano (ARL), el Aceite de Reciclo Pesado (ARP) Y el Aceite Lodoso.

A continuación se presenta una descripción más detallada de cada uno de ellos:

1.- Gas Seco

Estos son los gases que salen por el tope de la torre absorbedora; contienen principalmente hidrógeno, metano, etano, etileno, trazas de H2S e inertes (N2, CO que se toma como inertes en este caso, CO2). Este gas se mezcla en el sistema de gas combustible, luego de ser tratado con aminas para la remoción del H2S y opcional mente con tratamiento caústico para eliminar los mercaptanos. El rendimiento de gas seco se debe primeramente al craqueo térmico, presencia de metales en la alimentación o un craqueo catalítico no selectivo.

2.-Propano/Propileno (PP)

Es el producto de tope de la columna despropanizadora, y es rico en dicho componentes. Se vende como grado refinería o grado propileno a las industrias manufactureras de polímeros.

3.-Butano/Butileno (BB)

Es el producto de fondo de la despropanizadora y tiene gran uso en las mezclas de gasolina para regular la presión de vapor y contribuir a mejorar el número de octano; en alquilación donde las olefinas reaccionan con el isobutano para formar el alquilato; se usa también en la producción del MTBE donde reacciona con metanol para producir el aditivo oxigenado para la gasolina (metil- terbutil-éter, MTBE). En caso de que existan mercaptanos, se retiran por lavado caústico. El rendimiento del PP y BB se logra aumentando la conversión a través del aumento de la temperatura de reacción y la temperatura de mezcla catalizador/aceite; disminuyendo el tiempo de residencia de craqueo y añadiendo ZSM-5 (aditivo para el aumento del octanaje). Otro uso alterno tanto para el PP y como para el BB, es que ambos pueden ser también inyectados al sistema de gas combustible de la refinería.

4.-Gasolina

 
Este es el producto más valioso de la unidad de craqueo catalítico, y tiene un porcentaje del 35% de producción total de la gasolina de una refinería. Las impurezas que puede tener la gasolina del craqueo catalítico son los mercaptanos y éstos se eliminan por endulzamiento a través de un proceso comercial conocido como Merox. Se obtienen dos tipos de gasolina: la gasolina liviana (LCC) y la gasolina pesada (HOUK).

5.-Aceite de reciclo liviano (ARL)

Es un corte lateral de la fraccionadora principal, y se usa ampliamente en mezclas para la formación de aceites de calentamiento y combustible diesel. Este es particularmente importante cuando en invierno su valor aumenta y puede llegar a ser mayor que el de la gasolina. La manera más simple de aumentar su rendimiento es reducir el punto final de la gasolina, y esto generalmente se lleva a cabo por el aumento de la relación de reflujo de tope. La calidad de este producto se mide por el número de cetano, el cual es una indicación de la calidad de ignición del combustible.

6.-Aceite de reciclo pesado (ARP)

Es uno de los cortes de la fraccionadora principal cuyo rango de ebullición está entre el del ARL y el del aceite lodoso. Parte del ARP se recicla hacia la fraccionadora como aceite de lavado y la otra parte se retira como producto para procesarlo en el hidrocraqueo o mezclarlo con aceite lodoso y diluente de fuel oíl, esto dependiendo de la localización de la refinería y las disponibilidades del mercado. Los rendimientos dependen mucho del tipo de alimentación y del nivel de conversión de la unidad.

7.-Aceite Lodoso

Es producido por el fondo de la fraccionadora principal y puede ser destinado como alimentación a la planta Reductora de Viscosidad, enviado al sistema general de diluente o al sistema de aceite combustible. También puede ser usado como medio de enfriamiento de otras unidades.

8.-casco

Este producto intermedio es necesario en las operaciones de catalítica, ya que el calor desprendido por su combustión en el regenerador compensa la pérdida de calor en el tubo elevador.

Impacto ambiental del proceso de craqueo

En particular, algunos procesos de la refinación destacan por su grado de emisiones contaminantes, el proceso de craqueo catalítico emite contaminantes atmosféricos que consisten generalmente deóxidos de azufre (SO) y de nitrógeno (NO).Otros contaminantes detectados son el monóxido de carbono (CO), el dióxido de carbono (CO2), partículas sólidas (PM),NH3, aldehídos y cianuros.

El alto contenido de nitrógeno (0.1 por ciento peso) provoca la formación de óxidos de nitrógeno (NO), un agente contaminante que se transforma en ácido nítrico en presencia de humedad en la atmósfera, nuevamente formando lluvia ácida y un efecto adicional que consiste en la destrucción de la capa protectora de ozono.

Otra emisión importante que se produce en los procesos de craqueo catalítico es la de monóxido de carbono (co) este es un gas incoloro e inodoro pero muy toxico debido a su elevada afinidad por la hemoglobina de la sangre incapacitándola para transportar el oxigeno lo que puede conducir a presentar desde pequeñas molestias y dolores de cabeza hasta fallos respiratorios que pueden causar la muerte

Otro de los contaminantes emitidos por la unidad de craqueo catalítico es el coque.
El coque de petróleo es lo que queda después de refinar el petróleo. Un sólido poroso, de color negro o gris oscuro, que contiene altas cantidades de azufre y metales pesados, como el níquel y el vanadio, y que puede ser utilizado como combustible.Su nivel de impureza -y también su grado de toxicidad- está directamente relacionado con la naturaleza del petróleo del cual se extrae.

La principal vía de entrada es la inhalación de polvo. Concentraciones excesivas de polvo de coque pueden causar molestias en ojos, conductos auditivos y nasales, así como irritación de la piel y mucosas de membrana. Irritación pulmonar por inhalación. A largo plazo puede producir bronquitis crónica. Una sobreexposición al polvo de coque puede agravar los problemas respiratorios existentes como asma, bronquitis o fibrosis pulmonar. Del mismo modo, debido a sus propiedades irritantes, contactos repetidos con la piel pueden agravar una dermatitis existente. El polvo de coque puede formar mezclas explosivas con el aire.

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA,GRACIAS!

Destacada

EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DE CRUDOS PESADOS

MÉTODOS PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye “naturalmente”, es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

En nuestro caso que va enfocado a los crudos pesados y extra pesados donde su gravedad API es menor a 20 y esta va de la mano con la viscosidad mientras su gravedad API sea menor su viscosidad es mayor, lo que implica maniobrar con altas viscosidades y como ya sabemos que esta es la resistencia del fluido a fluir y en lo que corresponde a su producción utilizar estos métodos de levantamiento artificial en pro de optimizar dicho proceso en su mayoría y a su vez genere dividendos con veneficios para la empresa.

Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales para crudos pesados se encuentran los siguientes:

  • Bombeo Mecánico Convencional (BMC)
  • Bombeo Electrosumergible (BES)
  • Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

A continuación se describen brevemente los Métodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente:

  • Bombeo Mecánico Convencional: Este Método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.

Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos:

  1. El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.
  2. La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades.
  3. El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.
  4. La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción.
  5. La Bomba de subsuelo.
Unidad de bombeo mecanico.

 

UNIDAD DE BOMBEO EN SUPERFICIE

La Unidad de Bombeo en superficie incluye en sus componentes los ítems a, b y c mencionados anteriormente.

Según la geometría de la Unidad, éstas pueden clasificarse como:

Clase I: comúnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo de unidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza del balancín.

Clase III: la geometría de este tipo de unidades se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera al final de ésta, es decir, lejos de la cabeza del balancín. Dentro de esta clase se ubican las unidades balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II.

 
Clase II

LA SARTA DE CABILLAS 

La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energía desde el equipo de superficie, hasta la bomba de subsuelo. La selección, el número de cabillas y el diámetro de éstas dependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es común utilizar una sarta compuesta de diferentes diámetros de cabillas.
 
Las cabillas de diámetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que allí la carga de esfuerzos generados es mínima; asimismo las cabillas de mayor diámetro se colocan en la parte superior de la sarta porque allí es donde se genera la máxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas máximas y mínimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo más preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operación.
 
Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseño de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L.2

LA BOMBA DE SUBSUELO

La Bomba de Subsuelo está compuesta por los siguientes elementos:

  • Cilindro o Barril
  • Pistón o Émbolo
  • Válvula fija o Válvula de entrada
  • Válvula viajera o Válvula de descarga

La bomba actúa según el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie. Estas bombas se clasifican en tres tipos básicos:

  • Bombas Tipo Tubería
  • Bombas Tipo Inserta
  • Bombas Tipo Casing (se consideran como una versión de las bombas Tipo Inserta, pero de mayor tamaño)

La diferencia básica entre una bomba Tipo Tubería y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindro o barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubería el cilindro es conectado a la parte inferior de la sarta de la tubería de producción, para luego ser introducido en el hoyo. Por el contrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de subsuelo, y es colocado dentro del pozo a través de la sarta de cabillas.

 
El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas  líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
Componente de Subsuelo

FUNCIONAMIENTO

La bomba se baja dentro la tubería de producción y se asienta en el fondo con el uso de empacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten el movimiento desde el aparato de bombeo, éste consta de un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, éstas se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. 

El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o en la educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. Por el otro, en la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el flujo hacia la superficie.

BOMBEO ELETROSUMERGIBLE

Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales. 

Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso. 

El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los siguientes elementos: 

  1. Banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor. 
  2. Tablero de control: su función es controlar las operaciones en el pozo. 
  3. Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas. 
  4. Caja de venteo: está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que llegue al tablero de control. 

 Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes: 

  1. Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones. 
  2.  Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de la bomba al eje del motor. Además absorbe las cargas axiales de la bomba y compensa la expansión o contracción del motor, no permite la entrada de fluidos al motor. 
  3.  Sección de succión: está constituida por la válvula de retención y la válvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubería de producción o viceversa. 
  4.  Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional, es decir, se emplea cuando se prevé alta relación gas – petróleo (RGP). 
  5.  La bomba electrosumergible: es el tipo centrífugo – de múltiples etapas, cada etapa consta de un impulsor rotatorio y el difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de elevación y la potencia necesaria para esto. El movimiento de rotación del impulsor imparte movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, la creación de unidades de fuerza centrífuga el fluido radialmente, es decir, el fluido se desplaza a través del impulsor en el movimiento radial resultante y tangencial, líquido generador de verdadera dirección y sentido del movimiento. 
  6.  Cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente aislado con plástico de alta densidad. 
Es posible la aplicación de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.
 

 Equipo de bombeo electosumergible

FUNCIONAMIENTO

El BES tiene como función levantar el fluido desde el yacimiento hasta la superficie, a través de fuerzas centrifugas que se originan en un equipo rotatorio que incluye un impulsor unido a un difusor, un eje, lo cual permite que el fluido ascienda a través de las etapas de los impulsores y llegue a la presión requerida hasta la estación recolectora. 

El sistema BES posee una bomba de subsuelo que no es más que una turbo maquina combinada (radial-axial) que se acciona a través de un motor eléctrico instalado en el fondo. La electricidad es suministrada al motor a través de un cable el cual está especialmente diseñado para resistir las rigurosas condiciones de generación presentes dentro del pozo. Este sistema posee dispositivos para garantizar el enfriamiento apropiado del motor, sellos para que no exista contaminación y además permiten la expansión térmica que experimenta el aceite interno del motor. 
 
Este sistema de producción se caracteriza por su capacidad de producir volúmenes considerables de fluidos desde grandes profundidades. El rango de capacidad de los equipos varía desde 200 – 60000 BPD y con profundidades de bombeo de hasta 15000 pies. 
 
El BES se ve afectado en su funcionamiento por ciertas características del pozo como son: altas relaciones gas-petróleo, altas temperaturas presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo. 
 
Una unidad típica de bombeo electro sumergible está constituida por un equipo de subsuelo, el cual cuenta con: motor eléctrico, bomba electro sumergible, cable de potencia, sellos, separador de gas y un sensor de fondo para temperatura y presión. Además el BES también cuenta con un equipo de superficie, el cual está constituido por: transformadores, variador de frecuencia, caja de venteo y cabezal de descarga. La integración de estos componentes es indispensable para un óptimo funcionamiento del sistema BES, ya que cada uno ejecuta una función esencial para obtener las condiciones de operación deseadas.

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas. 
 
Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas o sólidos en suspensión, así como también son ideales para manejar crudos pesados y extrapesados. 

Los componentes básicos de un sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva incluyen: 

EQUIPOS DE SUPERFICIE:

  1. Movimiento primario (motor): su función principal es la de proveer la energía necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba. 
  2. Equipo de transmisión de potencia: a través de un conjunto de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. 
  3. Cabezal giratorio: su función principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas. Además, evita que ésta última retroceda cuando el sistema se apaga. También se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida. 

EQUIPOS DE SUBSUELO:

En este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla anti torque y la sarta de cabillas. 
 
La bomba de subsuelo consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro “menor” y del doble de longitud “pitch” . El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas a lo largo de una misma dirección, que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba. 
 
El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además de ser función de la velocidad de rotación, es directamente proporcional a tres constantes: el diámetro de la sección transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud “pitch” de la hélice del estator. El desplazamiento por revolución puede variar con el tamaño del área de la cavidad.
 
 

 Estator de la bomba 

Con respecto al elastómero del estator, actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva 4, todos estos componentes son formulados a partir de la goma de nitrilo.

Los componentes y algunas de sus aplicaciones se muestran a continuación: 

  • (ACN) Nitrilo con concentración media de Acrilonitrilo. Este tipo de elastómero puede ser aplicado en crudos de gravedades API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. Asimismo, el material posee excelentes propiedades mecánicas, teniendo como límite de temperatura de aplicación 200 grados Fahrenheit. 
  • (ACN) Nitrilo de alta concentración de Acrilonitrilo. Este material posee alta resistencia a la presencia de aromáticos. Puede ser aplicado en crudos con gravedad entre 28 y 38 grados API. El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit. 
  • (HSN) Nitrilo altamente saturado y de alta concentración de Acrilonitrilo. Este tipo de material no aplica ante la presencia de aromáticos. Sus propiedades mecánicas son excelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit. 

Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable a crudos de mediana y baja gravedad API, además de que puede manejar cortes de agua y contenido de sólidos en suspensión relativamente altos. 

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA BCP

  1. El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. 
  2.  Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado. 
  3. La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga. 
  4. El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor. 
  5. El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. 
  6. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo. 
  7. La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas. 
  8. Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del sistema. 
  9. El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.

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ANÁLISIS PVT DE LOS CRUDOS PESADOS Y ESPUMANTES

Crudo Pesado

Es una mezcla de hidrocarburos e impurezas que se encuentra en formaciones someras no consolidadas con una gravedad °API entre (10-21,9), presenta una densidad entre 920 y 1000 Kg/m3, viscosidad (50-10000) cps a condiciones de yacimiento.

Crudo Extrapesado

Está compuesto por hidrocarburos e impurezas con una gravedad ° API menor a 10° y una densidad mayor a 1000 Kg/m3, viscosidad mayor a 10000 cps a condiciones de yacimiento. El petróleo extrapesado se presenta en yacimientos de poca profundidad, predominantemente en arenas no consolidadas de gran porosidad y permeabilidad, limitadas por trampas predominantemente mixtas.

Propiedades de los crudos pesados y extrapesados

Estos tipos de crudos se caracterizan principalmente por su viscosidad, gravedad y densidad, las cuales se indican en la siguiente tabla:
 
Tabla. Propiedades de los Crudos Pesados y Extrapesados
 

Características generales de los Crudos Pesados y Extrapesados.

Entre los aspectos más resaltantes se pueden mencionar los siguientes:
  1. Altas viscosidades a nivel de yacimiento comprendidas entre 50 cps y más de 10000 cps.
  2. Deficiencia de gas, se encuentra en estado saturado.
  3. La RGP es baja, inferior a 200 PCN/BN y se mantiene en el tiempo.
  4. Presentan dificultad para su extracción del yacimiento. Frecuentemente es necesario implementar métodos de producción adicionales al flujo natural, como son sistemas de levantamiento artificial, inyecciones de vapor o de diluentes, etc.
  5. Por lo general, los mecanismos de producción primaria son el desplazamiento Hidráulico (sí está asociado a un acuífero activo), gas en solución y/o la compactación y subsidencia de los estratos suprayacentes.
Venezuela cuenta con reservas probadas de más del 70% de las existentes en todo el mundo y el 65% de estas, se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).

Crudo Espumante

Se define como crudo espumante a una dispersión gas-petróleo con burbujas de gas que son arrastradas por la fase líquida. El crudo espumante está caracterizado, continuando con el desplazamiento de gas en solución, por: burbujas de gas dispersas fluyendo en crudo y una espuma a condiciones de superficie en el cual la fase continua es el petróleo.Características generales de los Crudos Espumantes
 
Debido a que el principal mecanismo de producción de los crudos espumantes es el desplazamiento por gas en solución, estas son algunas de sus características:
  1. Poseen un factor de recobro primario de 5 a 25%.
  2. La relación gas-petróleo (RGP) permanece baja.
  3. El recobro aumenta con el incremento de la caída de presión.
  4. La saturación de gas crítica es de 25%.

Pruebas PVT

Consisten en un conjunto de pruebas que se realizan a una muestra representativa de fluidos del yacimiento, una vez llevada al laboratorio, se determina el comportamiento de las fases y las propiedades del fluido del yacimiento con el agotamiento de presión, suponiendo un proceso volumétrico e isotérmico, simulando también los cambios que ocurren cuando el fluido es llevado desde el fondo del pozo hasta los separadores en la superficie.

Proceso de liberación instantánea (Flash)

En la liberación “flash”, todos los gases liberados durante el proceso de reducción de presión permanecen en contacto íntimo y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron, sin ocurrir cambios en la composición total del sistema en un volumen de control dado. En el yacimiento este tipo de liberación ocurre cuando la saturación de gas libre en la zona de petróleo, es menor que la crítica (el gas no se mueve) y la presión del petróleo es ligeramente menor que la de burbuja, por ende la cantidad de gas liberado es poca y la saturación de gas no alcanza la saturación crítica necesaria para iniciar su movimiento a través de los canales porosos. En un yacimiento se tiene saturación de gases menores que la crítica al comienzo de su vida productiva o cuando tiene asociado un acuífero muy activo que le mantiene la presión. En superficie este tipo de liberación ocurre en la tubería de producción, líneas de flujo y separadores, debido a que las fases de gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, lo cual permite el equilibrio entre las fases.
 

Tipos de separación de gas ocurridas en el yacimiento y superficie.En los estudios PVT suele hacerse una separación adicional de petróleo y gas sobre la muestra original, denominada Separación “Flash” para el Estudio Composicional. Esta separación se realiza sólo con fines composicionales, y consiste en una separación de la muestra de líquido y gas para caracterizar composicionalmente ambos fluidos.

 

Liberación instantánea de la prueba PVT.

A través de esta prueba se obtiene:

  • Relación gas-petróleo (RGP).
  • Gravedad API del líquido producido.
  • Densidad de la muestra a la presión de carga.
  • Factor volumétrico del petróleo (Bo).
Si bien en este proceso se obtiene una cierta cantidad de líquido a condiciones ambiente y se recoge un volumen medido de gas, ni el Bo ni la RGP registrados en este proceso representan un proceso de reservorio. Adicionalmente este proceso suele ser de no equilibrio (debido a los grandes volúmenes de gas involucrados y a la falta de agitación en el sistema). La falta de equilibrio no afecta los cálculos puesto que todo lo que se pretende estudiar en este ensayo es la composición global del sistema, y para ello alcanza con medir adecuadamente los volúmenes y las composiciones medias de ambos fluidos producidos.
 
No obstante lo expuesto, este proceso suele denominarse coloquialmente “Flash para Composición” y el uso de la palabra “Flash” en esta expresión parece sugerir que los datos que derivan de este ensayo representan algún proceso escalable al reservorio. Como ya se indicó, no es este el caso y debe evitarse el uso a nivel de reservorio, de los parámetros volumétricos registrados en este proceso.

Proceso de expansión a composición constante (ECC)

Esta prueba documenta los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina durante la producción. La prueba ECC en un análisis PVT consiste en colocar una muestra representativa de crudo vivo (la muestra se debe encontrar en estado monofásico) en una celda a una presión por encima de la presión de burbuja y a la temperatura de yacimiento. Se comienza a reducir la presión de la celda por etapas. Cuando la presión es menor a la presión de burbuja se genera una expansión muy notaria, produciendo incrementos mayores en el volumen total de la muestra, debido al desprendimiento de gas en el sistema. Son medidos los valores de volúmenes por cada paso de presión. Por ello la composición total del fluido no cambia por lo que también se le conoce como una prueba de liberación instantánea.

De la prueba de expansión a composición constante se obtiene la siguiente información:

  1. Con los datos obtenidos por encima de la presión de burbuja: La compresibilidad del petróleo y la densidad de la fase líquida.
  2. Con los datos obtenidos por debajo de la presión de burbuja: La Función “Y” y la presión de burbuja.
  3. Con los datos tanto por encima como por debajo del punto de burbuja el volumen relativo.
 

Proceso de liberación diferencial

Las pruebas de liberación diferencial simulan el proceso de agotamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades de los fluidos asociados a la evolución del gas en el crudo o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas. En la liberación diferencial, todos los gases liberados durante el proceso de reducción de presión son retirados continuamente de la fase líquida de la que se separaron tan pronto como se van liberando.

En el yacimiento este tipo de liberación ocurre cuando la saturación de gas libre en la zona de petróleo, es mayor que la crítica (el gas libre se mueve) y debido a la alta movilidad del gas, este fluye a través del pozo a una tasa de flujo mayor que la fase líquida y por lo tanto cambia la composición total del sistema en un volumen de control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipo diferencial. La liberación del gas en el yacimiento se considera intermedia entre la diferencial y la instantánea, aunque se acerca más a la diferencial debido a la elevada caída de presión en las zonas adyacentes a los pozos.

De la prueba diferencial se obtiene:

  • Relación gas petróleo en solución (Rs).
  • Factor volumétrico del petróleo (Bo).
  • Factor volumétrico total (Bt).
  • Densidad del petróleo (ρo).
  • Factor de compresibilidad del gas, Z.
  • Factor volumétrico del gas, Bg.
  • Gravedad específica del gas, GEg.
  • Gravedad API del crudo residual, °API.

Es necesario resaltar que tanto en la liberación “flash” y la diferencial se parte de la muestra original en condiciones de reservorio, y se estudia el cambio volumétrico del petróleo y la cantidad y tipo de gas liberado en cada proceso. Como es natural, tanto la cantidad de gas liberado, como el Bo del petróleo difiere en ambos procesos, pero esta diferencia no suele ser muy marcada. Pero al comienzo de la explotación de un reservorio (cuando la liberación diferencial aún no comenzó a producirse) el proceso de separación “flash” en condiciones de separador representa adecuadamente el comportamiento del fluido de reservorio al ser extraído.

El Bo y la RGP obtenida del “flash” son representativos en esta etapa de la evaluación.El petróleo obtenido al final de una liberación diferencial no intenta representar un fluido a obtener en yacimiento. Este líquido pierde su gas a temperatura de reservorio, y recién al alcanzar la presión atmosférica se enfría a condiciones estándar (1 atm y 15.5 °C). En el reservorio nunca se llega a esta situación, dado que la explotación se abandona mucho antes de alcanzar la presión atmosférica en el yacimiento, por ende el líquido obtenido al final del proceso de liberación diferencial sólo se emplea para completar el balance de masa, puesto que todos los cálculos de RGP y Bo emplean en el denominador un petróleo a condiciones estándar. Sin embargo este petróleo no debe considerarse representativo del petróleo de tanque. Por el contrario, este líquido representa el comportamiento del petróleo que se queda en el reservorio y nunca es producido.

 
 
  • Pruebas PVT No Convencionales

Las pruebas denominadas PVT no convencionales, son aquellas que representan la capacidad de atrapar gas de ciertos crudos pesados y extrapesados en una forma relativamente simple. La principal diferencia entre un PVT tradicional de uno no convencional, es que el PVT no convencional es llevado a cabo sin agitación, evitando la rápida liberación de gas que normalmente permite lograr un equilibrio termodinámico corto después de cada paso de despresurización, simulando de esta manera el comportamiento de un crudo convencional. Por ello resulta necesario resaltar que la prueba de separación “flash” para el estudio composicional es igual tanto en el PVT convencional como el no convencional, ya que ambos son sin agitación, debido a que los fluidos fueron sometidos a una separación desde condiciones monofásicas (todo el gas se encuentra en solución sin llegar aún a los valores de presión de burbuja) hasta condiciones de laboratorio.

  • Prueba de liberación instantánea

Esta prueba para el estudio composicional es igual tanto para PVT convencional como no convencional, ya que en ambos son sin agitación.
  • Prueba de expansión a composición constante

Esta prueba consiste básicamente en lo descrito en el capítulo anterior sobre las pruebas de expansión a composición constante para petróleo negro, la única diferencia que al ser no convencional implica que no habrá agitación de la muestra dentro de la celda.
 
 
Prueba de liberación diferencial Consiste básicamente en lo descrito sobre el proceso de liberación diferencial convencional con la diferencia que esta prueba de liberación diferencial en un análisis PVT no convencional consiste en un estudio de la composición variable de la muestra (sin agitación), durante la disminución de la presión por debajo de la presión de pseudo burbuja. Los resultados que se obtienen con este tipo de pruebas son los mismos que para un análisis convencional con ciertas diferencias en los valores, debido a la capacidad de capturamiento del gas de los crudos espumantes.
 

Propiedades de los crudos pesados convencionales

  • Punto de burbuja (Pb): por encima de este punto, todo el gas esta disuelto en solución en el crudo y no existe la fase libre de gas.
  • Factor Volumétrico de formación del petróleo (Bo): el petróleo convencional en el marco del punto de burbuja verdadero se encoge, debido a la liberación del gas del petróleo.
  • Densidad (ρ): pasado el valor de presión de burbuja, la densidad aumenta debido a la liberación del gas procedente de la fase liquida.Relación Gas-Petróleo
  • (RGP): para el crudo convencional, la relación gas-petróleo (RGP), obviamente disminuye en el punto de burbuja debido a la liberación de una fase de gas libre del crudo.
  • Viscosidad (µ): en el petróleo convencional, a partir del punto de burbuja, la viscosidad aumenta debido a la liberación del gas en solución.

Propiedades de los crudos espumantes

  • Presión de burbuja: al igual que en los crudos pesados convencionales, todo el gas esta disuelto en una solución en el crudo y no existe la fase libre de gas.
  • Presión de pseudo burbuja: una vez alcanzado el punto de pseudo burbuja inicia la liberación del gas atrapado o disperso en el petróleo para formar una fase continua de gas, como es el caso en los petróleos ordinarios, el tal sentido en crudos no espumantes el punto de pseudo burbuja y de burbuja tendrían un valor igual o muy cercano.
  • Factor Volumétrico de formación del petróleo (Bo): esta es una de las propiedades afectadas más fuertemente por el comportamiento del crudo espumante y se cree que es una de las causas principales que contribuyen a una mayor productividad. Los crudos espumantes se expanden rápidamente entre el valor que correspondería a la presión de burbuja y el pseudo punto de burbuja. Esto se debe a que el gas que es muy compresible es liberado de la solución, pero se mantiene como una fase atrapado en el crudo, dando una compresibilidad artificial para el crudo.
  • Densidad (ρ): el rendimiento de la densidad en los crudos espumantes es inversamente el de Bo, la densidad disminuye debido a la compresión de la fase en el crudo.
  • Relación Gas-Petróleo (RGP): en los crudos espumantes, se da lugar a una situación donde el RGP se mantiene casi constante al comportamiento esperado si se caracterizada en forma convencional, esto hasta que se alcance el punto de pseudo burbuja.
  • Viscosidad (µ): para un crudo espumante, se cree que la viscosidad debe permanecer relativamente constante, o tal vez tener una ligera disminución. Sin embargo, es un hecho bien conocido que la reología de la espuma de gas-líquido, a menudo resulta en un aumento de la viscosidad.

Tipos de muestreo

  • Muestreo de Fondo: consiste en bajar una herramienta especial de 6 pies de longitud y 1 ½ pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700cc) donde se acumula una muestra de petróleo con gas en solución a las condiciones de presión y temperatura del punto de muestreo. En este tipo de muestreo el mejor lugar para tomar la muestra es el punto más profundo en el pozo por donde pase el fluido que viene de la formación y donde la presión no sea menor que la presión estática del yacimiento evitando tomar la muestra cerca del CAP, si existiera en el pozo.Muestreo de Separador: consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta, medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de acuerdo a la RGP medida. Las muestras de gas y de petróleo son tomadas al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura. La diferencia en tiempo no debe ser mayor de una hora porque pueden ocurrir cambios significativos en las condiciones de separación, particularmente en la temperatura.
  • Muestreo de Cabezal: si se está produciendo un fluido monofásico a condiciones de cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento o a un pequeño separador portátil. Las ventajas de este método de muestreo es su rapidez y que no requiere de medición de tasas de flujo.

Toma de muestra

Para lograr una correcta simulación del comportamiento de los fluidos del yacimiento, se requiere tomar muestras representativas de dicho fluido, para ello estas muestras deben ser tomadas durante los primeros días de producción en vista de que la caída de presión no es apreciable, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de burbuja del crudo original.

En caso contrario, la composición total del fluido es distinta a la del fluido original del yacimiento debido a que pueden ocurrir algunas de estas situaciones:

  1. Si el gas libre tiene movilidad (Sg > Sgc), la muestra tomada puede tener exceso de gas y presentar una Pb mayor que la presión actual del yacimiento y eventualmente mayor que la presión original.
  2. Si el gas libre es inmóvil (Sg ≤ Sgc), la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas menor que la original. Así RGP < Rsi y la presión de burbuja medida es menor que la presión inicial del yacimiento.
Las muestras de fluidos a las cuales se les hace el análisis PVT, pueden ser de tres tipos: muestras de fondo, muestras de cabezal y muestras recombinadas (muestras de separador):

Muestras de fondo

Esta técnica es también llamada muestreo de subsuelo, el cual consiste en bajar una herramienta especial (muestreador) que funciona utilizando el sistema de guaya fina o eléctrica. La toma de la muestra debe realizarse con el pozo estabilizado, en el caso de crudos saturados se recomienda tomar la muestra con el pozo cerrado. Después de bajar la herramienta lo más cercano posible a las perforaciones (punto medio del intervalo perforado), la celda de ésta se abrirá por medio de un reloj programado o una señal eléctrica desde superficie, acumulándose por diferencia de presión, una muestra de petróleo (con gas en solución) a las condiciones de presión y temperatura del punto de muestreo, esta muestra fluye suavemente dentro de la herramienta a presión constante para evitar la separación de fases, también se cuenta con otra cámara con fluido de compensación y un sistema de válvulas que evita la caída de presión en la muestra por cambio de temperatura mientras es llevada a superficie.Se debe contabilizar el porcentaje de agua y sedimentos (%AyS), el cual debe ser menor a 1%, para comenzar a realizar el análisis PVT con la muestra que contiene gas en solución. Si el contenido de agua en las muestras es mayor a 3%, se debe buscar un procedimiento que permita separar el agua del crudo. Igualmente es necesario verificar que la presión a la que se encuentra el cilindro toma muestra sea mayor que la presión de burbuja estimada, para asegurar que la muestra no se encuentre en dos fases.

Muestras de cabezal

Este tipo de toma de muestras es poco común por las condiciones que debe cumplir. Se aplica para yacimientos de gas condensado y petróleo negro que se encuentren subsaturados y las condiciones de presión y temperatura en el cabezal del pozo garanticen que el fluido se encuentre monofásico, sólo si se cumplen estas condiciones el fluido será representativo del fluido del yacimiento. La muestra se hace fluir a un cilindro utilizando una técnica de desplazamiento. Este tipo de muestras son frecuentemente utilizadas en yacimientos de gas seco, gas húmedo, gas condensado con alta RGP, alta diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de rocío, y en petróleos negros con características muy peculiares como baja RGP, y alta diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de saturación.

 
Este método no requiere acondicionamiento previo del pozo para la toma de muestras (como el caso de la muestra de fondo), solamente se desea que el pozo mantenga una presión estable en el cabezal y no esté produciendo por baches o acumulación de fluidos entre las perforaciones y la tubería de producción hasta el cabezal.Muestras recombinadas
 

En ciertos casos es difícil obtener muestras de fondo y cabezal representativas para algunos de los fluidos de interés. Por lo tanto, se desarrolló un procedimiento para generar muestras recombinadas a partir de muestras de líquido y gas recolectadas en superficie, es decir, son muestras tomadas en el separador primario cuando el fluido proveniente del yacimiento está una vez en superficie. El fluido del yacimiento es reconstruido en el laboratorio mezclando la proporción que dicta la relación gas-petróleo en el separador primario que prevalecía para el momento del muestreo.La recombinación de gas y líquido consiste en disolver el gas en el crudo que se había separado al cambiar la presión. Este paso sólo se ejecuta en aquellos casos donde la muestra a ser analizada no es una muestra de fondo o muestra de cabezal. Para esto hay que recordar que la RGP medida es la del gas obtenido de un separador cuyas condiciones de operación tienen una presión diferente a la atmosférica y que este volumen de gas se relaciona con el volumen de petróleo del tanque, que se encuentra a presión atmosférica. Para recombinar a la relación gas-petróleo del separador primario, debe calcularse la proporción de gas que hay que agregar a una cantidad de líquido del separador. Una vez recombinadas las muestras en las proporciones calculadas, se va incrementando la presión hasta que todo el gas se disuelva en el petróleo. En ese momento la muestra está a las mismas condiciones que tendría que haberse obtenido en el fondo. La recombinación puede realizarse tanto a una relación gas-petróleo como a una presión de saturación determinada.

Validación de pruebas PVT para crudos pesadosLa calidad de los datos obtenidos a partir de un análisis PVT, depende fundamentalmente de la muestra de los fluidos, es importante señalar que los datos reportados en los análisis PVT pueden estar sujetos a errores de medida en el laboratorio, errores en las condiciones de presión y temperatura a las que fue tomada la muestra de fluidos, así como en la precisión de la medición de los volúmenes de fluido durante el experimento.

En el proceso de validación de los datos reportados en los análisis PVT se debe hacer una revisión minuciosa de la representatividad de la muestra de fluido; es decir, la presión de burbujeo en la prueba debe ser menor o igual a la presión del yacimiento, la Rs experimental debe ser igual, o con un margen de diferencia no mayor de 10 %, al ser comparada con la RGP medida al momento del muestreo. La temperatura a la cual se realiza la prueba debe ser igual a la del yacimiento y el pozo debe producir en forma estabilizada en el momento de capturar la muestra de fluido en el separador de gas.

El chequeo de consistencia se hace a través de las siguientes pruebas:

Prueba de Condiciones de Recombinación: para las muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las condiciones de presión y temperatura de recombinación en el laboratorio sean iguales a las del separador. También se debe chequear que las condiciones de presión y temperatura del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento de la toma de la muestra de líquido.Prueba de Densidad: se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbujeo de la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores, esta prueba se considera válida si la diferencia no es mayor de 5%. La densidad recombinada matemáticamente a partir de la prueba de separadores se calcula de acuerdo con la fórmula que involucra la sumatoria de masas de petróleo y gas, sobre la unidad de volumen de crudo, la cual es la siguiente:

 
rofb=(Masade petróleo de tanque + Masa de gas del separador + Masa de gas del
tanque)/Unidad de volumen de petróleo a Pb y T.
 

Donde:

Bofb= factor volumétrico de formación, BY/BN.
rofb=  densidad recombinada a partir de las pruebas
de separadores, gr/cc.
g0= gravedad específica del crudo de tanque (agua=1).
gg= gravedad específica del gas separado (aire=1).
rw= densidad del agua, lb/BN.
 Rs = relación gas-petróleo en solución, PCN/BN.
 

Esta densidad se compara con la obtenida en la prueba de liberación diferencial de laboratorio. La prueba se considera válida si el error es menor de 5 %.

Prueba de la Linealidad de la Función “Y”: Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requieren una normalización debido a la inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Regularmente el informe de la prueba PVT incluye una tabla con la función de compresibilidad adimensional ¨Y¨ calculada de los datos de expansión a composición constante. Esta función Y es comúnmente usada para suavizar los valores de volumen relativo.

La forma matemática de esta función se utiliza solamente por debajo de la presión de saturación y viene dada por la siguiente ecuación:

Donde:

Pb= Presión de burbujeo, lpca
P= Presión menor a la de burbuja, Lpca

Vr= Volumen relativo a la presión P, adim

Los valores de la “Función Y” se grafican contra la presión y se debe obtener una línea recta, un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y, cuando el crudo tiene poca cantidad de
componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio son hechas con
precisión.
 
Si la presión de burbujeo en el laboratorio es superior a la real, los puntos de la función Y se alejan por encima de la línea recta, se dice entonces que está sobrestimada. Si por el contrario, la presión es menor, los puntos de la función Y se alejan por debajo de la línea entonces se habla de una presión subestimada.
 
 
Prueba de Balance de Materiales: esta prueba consiste en evaluar si la Rs experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales.
 
La diferencia entre los dos valores no debe exceder el 5%. Para realizar el
balance de masas de la liberación diferencial se necesita la siguiente
información obtenida del informe de la prueba PVT: Gravedad API del crudo
residual, Rs y Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones, Gravedad
específica del gas liberado en cada etapa de liberación y densidad del petróleo.
 
Prueba de desigualdad: en esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor
volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor
volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen,
se debe cumplir la siguiente relación:
 

Donde:

  • Bo= Factor volumétrico del petróleo a una presión P, BY/BN
  • Bg= Factor volumétrico del gas a una presión P, PCY/PCN
  • Rs=Solubilidad del petróleo saturado a una presión P, PCN/BN

La finalidad de esta prueba es verificar la consistencia en los cambios de volúmenes de líquido y gas. Si esta desigualdad no se cumple en los datos introducidos en los programas de simulación, éstos enviarán mensajes de error.

Correlaciones PVT: Por años los ingenieros de campo han utilizado correlaciones empíricas en vez de datos experimentales para determinar las propiedades físicas de los fluidos necesarios para el análisis del comportamiento de yacimientos, cálculo de reservas y diseño de equipos.

Las correlaciones PVT son desarrolladas a partir de datos de laboratorio y/o de campo y formuladas de manera que puedan ser utilizadas con datos obtenidos sin mucha pérdida de tiempo y/o inversión de esfuerzo. Dado que las correlaciones desarrolladas han utilizado sistemas de crudos de varias regiones productoras, estos crudos exhiben tendencia regional en su composición química que los caracteriza como parafina, nafténicos y aromáticos.

Debido a estas diferencias de composición, las correlaciones desarrolladas a partir de muestras regionales de una base química predominante pueden generar resultados erróneos cuando se aplica a crudos de otras regiones. Por lo tanto, el uso efectivo de las correlaciones recae en el rendimiento de su desarrollo y el conocimiento de sus limitaciones.

Validación de las pruebas PVT con información de campo Se debe chequear que los resultados de la prueba PVT se correspondan con el comportamiento de producción del yacimiento de acuerdo al esquema presentado en la tabla.

 

ANÁLISIS SARA DE LOS CRUDOS ESPUMANTES

En resumen el petróleo está constituido químicamente por cuatro familias: saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos que constituye el llamado análisis SARA.
 
Los resultados del análisis SARA, del fluido A, se realizaron en el Laboratorio de Geoquímica Orgánica. El método para llevar a cabo el análisis consiste en el desasfaltado por digestión con n-Heptano y la separación cuantitativa en tipos de compuestos (saturados, aromáticos y resinas) con n-Hexano por HPLC (cromatografía líquida de alta resolución), en un equipo Waters dotado de un detector de Índice de Refracción para los hidrocarburos saturados y un detector de UV para los aromáticos.
 
En la Tablas. se presentan los valores de SARA para un crudo de la FPO (Campo BARE)). El cual posee características espumantes.
 
 
La concentración de las fracciones de saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos no parecen jugar un papel relevante en el comportamiento de los crudos espumantes, aproximadamente similares en la distribución relativa de componentes. Además estos valores de la composición química de los crudos pesados y extrapesados (SARA) corresponden con los rangos estandarizados para crudos XP.
 
 

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

Destacada

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.

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