Crudos Pesados

Sin título de diapositivaIng. Carmen Partidas
CONTENIDO
Pesados
Mundial
CAPITULO III: Gerencia de Tecnología aplicada a
Crudos Pesados
Planificación de Proyectos de Inyección de Vapor
Diseño del Programa de Inyección de Vapor
Análisis de Brechas Tecnológicas
CONTENIDO
Fundamentos Básicos asociados con la Selección del
Proceso
Reseña de Experiencias en la Explotación de Crudos
Pesados
CONTENIDO
CAPITULO IV: Mesa de Trabajo e Intercambio de Experiencia
Discusión de Problemas
CONTENIDO
PROGRAMACION DEL CURSO
OBJETIVOS
Características Físicas
incrementar el Factor de Recobro
Definir Estrategias Claves para Gerenciar la Producción de
Crudos Pesados
Crudo Pesado
Crudo con Gravedad API por debajo de 21º y Viscosidades que pueden alcanzar los Miles de centipoises
YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS / EXTRAPESADOS Y SU EXPLOTACION
Características del Crudo Pesado
Relación entre Viscosidad y Gravedad API
Viscosidad, cps
Gravedad, API
Tomado: Artículo de Schlumberger
Gravedad API
Viscosidad, cps
Clasificación de los Depósitos
Petróleo con Viscosidad suficiente para tener movilidad
Por Clases
Clase 1
Clase 2
Según los Componentes Presentes
Los fluidos contenidos en las Rocas denominados Hidrocarburos, son una serie de Compuestos Orgánicos que consisten exclusivamente de Carbono e Hidrógeno, los cuales tienen la habilidad de formar largas y continuas Cadenas que originan diferentes compuestos
Caracteristicas de la Acumulacion
Estos Crudos tienen viscosidades entre 1000 y 10000 cp si se considera que el agua tiene 1 cp, se aprecia su poca fluidez
Por lo general se encuentran a profundides entre 3000 y 5000 pies
Tienen alto contenido de Azufre ( 1 a 8% )
Pueden tener alto contenido de sal , Niquel, Vanadio.
A veces presentan sulfura de Hidrogeno.
Según los Componentes Presentes
Alcanos
Son compuestos formados por átomos de carbono e hidrógeno, unidos por enlaces simples
Su fórmula general es CnH2n+2
Se nombran a través de la combinación de:
Un prefijo (denota el No. de átomos de carbono)
Un sufijo “ano” (clasifica al compuesto como un alcano)
También se denominan hidrocarburos saturados o parafinas
Ciclo Alcanos
Los átomos de carbono unidos en forma de anillos son los compuestos cíclicos, tales como los ciclos alcanos y los ciclos alquenos
Los ciclos alcanos son también conocidos como: naftenos, cicloparafinas o hidrocarburos alicíclicos
Los naftenos están constituidos por anillos saturados. Su fórmula general es CnH2n
Se representan por simples polígonos, cuyos vértices corresponden a un átomo de carbono
Aromáticos
Su comportamiento químico es similar al benceno
Su agradable olor es característico, de allí su nombre de aromáticos
Difieren de las otras familias de hidrocarburos en que los enlaces carbono-hidrógeno no siguen la teoría de los enlaces covalentes
Se representan por hexágonos cuyos vértices corresponden a un átomo de carbono
Resinas y Asfaltenos
Formadas por combinaciones de anillos aromáticos de Estructuras Complejas, además poseen porcentajes variables de: Azufre, Oxígeno y Nitrógeno
SARA
Se puede resumir que el petróleo está constituido químicamente por Cuatro (4) Familias:
Saturados
Resinas
Aromáticos
Asfaltenos
Clasificación de los Yacimientos según la Mezcla de Hidrocarburos (Diagrama de Fases)
Yacimientos de Gas
Petróleo de BAJA volatilidad (Petróleo Negro)
Liviano
Mediano
Pesado
Diagrama de Fases
Livianos 30 < °API < 40
Medianos 20 < °API < 30
Pesados 10 < °API < 20
Extra pesados °API < 10
Distribución de Reservas Crudos Pesados
( MMMBls al año 2005 )
Evolución de los Procesos de Explotación
1865
asistido por Gravedad
A continuación se presenta un resumen cronológico de la evolución de los Proceso aplicados en la Explotación de los Yacimientos de Crudos Pesados en el Mundo y en Venezuela.
1865 (Perry y Warner): Primera patente para desarrollar Calentadores de Fondo.
1917 (Lewis): Posiblemente primeros intentos de Combustión en Sitio (Inyección de Aire).
1931-1932: Inyección Continua de Vapor en Texas, se inyectó vapor por 235 días en una arena de 18 pies, a una Presión entre 150 y 200 lpc.
1933: En Rusia, una Prueba de Combustión en Sitio para gasificación del Carbón. En 1942, en USA.
1959: Se inicia un Proyecto Piloto de Inyección Continua de Vapor en Mene Grande, Venezuela el cual se suspende por irrupciones de Vapor, Agua y Petróleo en superficie. Cuando se decidió aliviar la presión de los Inyectores, estos pozos produjeron Vapor y Petróleo (100 a 200 b/d) aunque nunca antes habían producido petróleo.
1960: En la década de los 60, diferentes investigadores mostraron el potencial uso del Dióxido de Carbono en el Recobro Mejorado de Crudos Pesados.
1964: Inició un Proyecto de Combustión en Sitio en el Campo Miga en Venezuela.
1969: En Arkansas se realizó la Primera Inyección de Dióxido de Carbono en un Yacimiento de Crudos Pesados.
1971: Inyección Cíclica de Vapor en el Campo Lagunillas en el Edo. Zulia.
1974: Pruebas de Laboratorio de Inyección de Gas, Aire y CO2 con Vapor, realizado por la Exxon Production Research Company en Houston, consiste en un Modelo Escalado en los Estados Unidos, para una arena no consolidada conteniendo un crudo con características similares a los de la Costa Bolívar.
1980: Pruebas de Campo de Inyección de Aire Comprimido, en la Inyección Alternada de Vapor, fueron realizadas por Busky Oil Operations, en un yacimiento de Crudo Pesado en California. Los resultados obtenidos en esta prueba indican que con la inyección de aire/vapor se produce casi el doble de petróleo comparado con la Inyección de Vapor solamente.
1980: Proyecto Piloto de Inyección Alterna de Vapor en el Campo Melones en Venezuela.
1981: Prueba Piloto de Inyección Alternada de Vapor seguida de Inyección de Gas Natural en el Campo Tía Juana en Venezuela.
1984: Uso de Aditivos en Inyección de Vapor en la Costa Bolívar en Venezuela.
1990: Inyección Alterna de Vapor en el Yacimiento LL-4 (Occidente de Venezuela),
1994: Inyección Alterna de Vapor en el Yacimiento Bachaquero – 1 (Occidente de Venezuela).
1996: Inyección Alterna de Vapor en el Yacimiento Bachaquero – 2 (Occidente de Venezuela).
2000: Prueba Piloto de la Tecnología SAGD en el Campo Tía Juana en Venezuela, yacimiento con una profundidad de 1000 pies, Porosidades de 38% y Permeabilidades entre 1 y 2 Darcys.
Es el Volumen de Petróleo almacenado Originalmente en los Poros de la Roca
Fundamentos Básicos
La Geometría del Yacimiento es una de las principales Características a considerar en cualquier Proceso de Inyección, ya que la Estructura y Estratigrafía determinan la Eficiencia del Proceso a nivel de las diferentes arenas, este término está amarrado a los Canales permeables de la Roca
Petróleo en Sitio
Geometría del Yacimiento
Esta es una consideración primordial para los Procesos Térmicos. A medida que la profundidad aumenta, la Presión de Inyección requerida normalmente aumenta. Para vapor esto se traduce en la necesidad de generadores de mayor capacidad y de mejor Calidad del Agua de alimentación. Para aire, se traduce en un mayor número de Etapas de Compresión
Profundidad del Yacimiento
Es la fracción del Volumen Bruto o Total de la Roca, que no está ocupado por la matriz
Es la medida de la Capacidad de Almacenamiento de la Roca, que se expresa en términos de Porcentaje o Fracción.
Depende de la Heterogeneidad del Yacimiento
Porosidad (Ø)
Propiedad que la roca posee para que los fluidos puedan moverse a través de la red de Poros Interconectados, lo que a su vez determina lo que comúnmente se llama Canales Preferenciales de Flujo
Es muy importante tener en cuenta la Continuidad de las Propiedades de la Roca, en cuanto a Permeabilidad y Porosidad.
Como el Flujo de Fluidos en el Yacimiento es esencialmente en la dirección de los Planos de Estratificación, la continuidad es de interés primordial. La Estratificación y/o Lenticularidad severa en un Yacimiento, hace difícil correlacionar Propiedades de Pozo a Pozo.
Heterogeneidad del Yacimiento
Este parámetro es muy importante en la determinación de la factibilidad de un Proyecto de inyección.
En yacimientos donde se haya efectuado una Inyección de Agua exitosa, son pocas las probabilidades de que un Proyecto Térmico sea la alternativa, sin embargo, existen muchas excepciones a esta regla, especialmente si el precio del crudo es alto.
Saturación de Agua
Parámetro importante en todos los Procesos Térmicos.
Para Inyección de Vapor o de Agua Caliente es conveniente tener espesores moderadamente altos, ya que de esta manera las Pérdidas de Calor hacia las formaciones adyacentes son bajas.
Para Arenas de poco Espesor, las pérdidas de calor pueden dominar los Procesos de Inyección de Vapor y de Agua Caliente.
Espesor de la Arena
Un yacimiento con estas características es sometido a Combustión en Sitio, la cantidad de petróleo quemado como combustible puede resultar muy alta o puede que el aire inyectado se canalice por la zona de gas. Si se inyecta vapor, el vapor puede canalizarse por el tope de la arena, resultando en ruptura temprana del vapor inyectado.
La Inyección de Vapor en la Zona de Gas de un Yacimiento Segregado puede ser aprovechada para calentar y recuperar parte del Petróleo existente.
Segregación
Yacimientos producidos por empuje de gas en solución donde haya ocurrido Segregación Gravitacional, pueden presentar problemas cuando son sometidos a Procesos Térmicos.
En algunos yacimientos, el petróleo presenta cierta Movilidad, no lo suficiente como para permitir Tasas de Producción económicamente rentable, es necesario:
Inyectar Vapor a la Formación
Ejecutar Trabajos de Estimulación
En algunos yacimientos, el petróleo en sitio es esencialmente inmóvil.
Cuando esto ocurre es difícil, sino imposible, iniciar un Frente Móvil de
Petróleo,la única forma es calentar un área considerable del yacimiento
El Incremento de Temperatura contribuye a reducir la Viscosidad del
Petróleo, mejorando su Desplazamiento
Dada las Características de este Tipo de Crudo y considerando el efecto sobre su desplazamiento en el yacimiento, se debe considerar el término de la Movilidad
La Movilidad es la Relación de la Permeabilidad Efectiva de la Roca a un Fluido y la Viscosidad del mismo
Movilidad
Razón de Movilidad (M)
Es la Relación entre la Movilidad de la Fase Desplazante y la Fase Desplazada
K se refiere a la Permeabilidad Efectiva
Para la Recuperación de este tipo de crudos bajo un mecanismo de recobro mejorado, se debe considerar la Razón de Movilidad
Propiedades Térmicas de Rocas y Fluidos
Medida de la resistencia ofrecida por las moléculas de una sustancia a fluir
La Viscosidad de los Crudos depende de:
Composición
Temperatura
Presión
Solubilidad del Gas, Rs
La viscosidad de los líquidos decrece con el incremento de la Temperatura y se incrementa con el Peso Molecular y la Densidad
En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original
Viscosidad
Variación de la Viscosidad con Temperatura
Athabaska
Densidad del Petróleo peso por unidad de volumen, esta afectada por la Temperatura.
Se puede determinar experimentalmente o a través de ecuaciones, tal como :
Farouq Ali
Donde T es en ºF y ρ la Densidad en cualquier Unidad
La Densidad del Agua a la Temperatura de Saturación puede estimarse como:
Con G = - 6,6 + 0,0325 T + 0,000657 T2
T es en ºF y ρw en lbs/pie3
Propiedades Térmicas del Agua y el Vapor
Calor Específico
Capacidad de una sustancia para absorber Calor, se mide como el número de BTU necesarios para aumentar la Temperatura de una libra de una sustancia en 1º F
Es constante y no depende de la Temperatura a la cual se mide
El Agua es el líquido con mayor Calor Específico (1,0 BTU/ lb - ºF)
Para el Vapor este valor está en el orden de 0,56 BTU/lb - ºF
El Calor Específico de un Crudo de gravedad específica (γo) a una temperatura (T) viene dada por la siguiente expresión:
Donde Co es en BTU/ lb-ºF ≈ 0,5 BTU/ lb-ºF
El Calor Específico del Agua (saturada) a una temperatura T en ºF se puede estimar por la siguiente expresión:
Cw = 1,0504 – 6,05 x 10-4 T + 1,79 x 10-6 T2 ≈ 1,0 BTU/ lb -ºF
Cw en BTU/ lb -ºF
El Calor Específico para las Rocas
Cr = 0,18 + 0,00006 T
Con T en ºF y Cr en BTU/ lb -ºF
Se refiere a la facilidad con la cual una sustancia permite el flujo de calor a través de ella, se expresa en BTU/ hr-pie - ºF
Los Materiales con alta Conductividades Térmicas se les llama Conductores y los de bajas conductividades son Aisladores. Esta propiedad varía con Presión y Temperatura
Conductividad Térmica (λ)
Conductividad Térmica en Líquidos varía entre 0,05 y 0,2 BTU/ hr-pie-ºF y normalmente decrece con el Aumento de Temperatura
Conductividad Térmica de Gases para este caso varía entre 0,002 y 0,025 BTU/ hr – pie - ºF, a condiciones ordinarias de Presión y Temperatura
Conductividad Térmica de Rocas
La Conductividad Térmica de un Medio Poroso va a depender de factores como:
Tipos de fluidos presentes
Capacidad Calorífica de la Roca Saturada (M)
Donde:
ρ es la Densidad, lb/ pie3
C es el Calor Específico en BTU/ lb-ºF
M es la Capacidad Calorífica en BTU/ pie3-ºF
Difusividad Térmica
Donde
λ es la Conductividad Térmica en BTU/ hr-pie-ºF.
M es la Capacidad Calorífica en BTU/ pie3-ºF
Las Conductividades Térmicas de rocas están normalmente entre 1,0 a 1,4 BTU/ hr-pie-ºF, la Capacidad Calorífica esta entre 30 – 35 BTU/pie3- ºF y la Difusividad Térmica es aproximadamente 0,04 pie2/ hh
Saturación Residual de Petróleo en Inyección de Vapor (Sor)
Corresponde a la Saturación de Petróleo después de aplicar un Proceso de Inyección de Vapor, es requerida para estimar el recobro. Es función de la Temperatura y Viscosidad.
Viscosidad del crudo a Tyacim (cps)
Sor @ 240º F
Sor @ 300º F
Sor @ 400º F
Es la Temperatura a la cual se produce la Ebullición del Agua (Vaporización), También se le denomina Punto de Ebullición y depende de la Presión.
Puede estimarse a través de Tablas o de Correlaciones como la de Farouq Ali:
Temperatura de Saturación del Agua
Donde:
Temperatura vs Volumen a P =14.7 lpca
Densidad del Vapor Seco y Saturado
Puede ser determinada por tablas a partir del Volumen Específico del Vapor Seco y Saturado.
Para presiones de hasta 1000 lpca, la Densidad del Vapor Seco y Saturado puede ser determinada mediante la Ecuación derivada por Farouq Ali
donde
Cantidad de Calor necesario para aumentar la Temperatura hasta la Temperatura de Saturación a una Presión dada
Calor Sensible
Entalpía del Agua Saturada o Calor Sensible (hw)
Cantidad de Calor absorbido por el agua cuando es calentada, desde una Temperatura de 32 ºF a una de temperatura de Saturación Ts, correspondiente a una Presión particular
Donde:
hw es la entalpía del agua saturada o calor sensible, BTU/lbs
Ts temperatura de saturación, ºF
Calor específico promedio del agua, BTU/ Lb ºF
Calor Latente de Vaporización del Agua (L)
Cantidad de Calor que debe suministrársele a un líquido para pasar del Estado Líquido al Estado de Vapor a la Temperatura de Saturación a una Presión Constante
Depende de la Presión y es inversamente proporcional a ésta.
Se determina por al siguiente relación:
L = hs – hw
El Calor Latente del Agua puede obtenerse de Tablas o estimarse mediante Correlaciones
Entalpía (h)
Es el cambio de energía de los fluidos envueltos en un proceso y se expresa por:
Donde: H entalpía en BTU/ lb
U Energía interna en BTU/ lb
P presión en lpca
V volumen en pie3
Entalpía del Vapor Seco y Saturado (hs)
Representa la suma entre los Calores Sensibles y Latentes de Vaporización, depende de la Presión.
Puede ser determinada por Tablas, correlaciones o estimarse:
Ecuación de Farouq Ali
Para 15 ≤ P ≤ 1000 lpca con Error ≤ 0,3 %
Para 500 ≤ P ≤ 2500 lpca con 0,3≤ Error ≤ 16,3 %
Entalpía Disponible (hR)
Si el vapor a una presión Ps o Ts es inyectado a un Yacimiento de Temperatura Tr, entonces la Entalpía disponible viene dada por:
Donde:
hs es la Entalpia del vapor seco y saturado, BTU/lbs
Tr temperatura del yacimiento, ºF
Calor Específico Promedio del Agua, BTU/lbs ºF
Vapor Húmedo
A la Temperatura de Saturación coexisten simultáneamente agua en Estado Líquido y Agua en Estado de Vapor, dependiendo del Contenido de Calor.
A esta Mezcla de Vapor y Agua coexistiendo a la Temperatura de Saturación se le denomina “Vapor Húmedo”.
Entalpía del Vapor Húmedo (hvh)
Depende de la Calidad, en especial a Bajas Presiones, donde la Entalpía del Agua Saturada es baja.
La expresión que define la Entalpía del Vapor Húmedo es:
Vapor Sobrecalentado
A una presión determinada el vapor tiene una Temperatura de Saturación definida. Si al Vapor Seco y Saturado se le agrega calor se aumenta su Contenido Calórico y por ende su Temperatura, la cual será mayor que la de saturación. Bajo estas Condiciones al Vapor se le denomina “Vapor Sobrecalentado”.
Calidad del Vapor (X)
Es la Fracción del Peso Total que corresponde al Vapor Seco en una Mezcla de Vapor y Agua.
El Vapor Húmedo se caracteriza por el Contenido de Vapor en
la Mezcla, es decir por su Calidad
El Vapor Seco y Saturado tiene una calidad de 100%, puesto
que no contiene agua en Estado Líquido, mientras que el Agua
Saturada puede considerarse como Vapor Húmedo con
calidad igual a Cero
Determinación de la Calidad del Vapor
Método del Separador
Consiste en separar la Fase Vapor de la Liquida, midiendo las Tasas de Flujo de las dos (2) Fases cuando dejan el separador.
Para calcular la Calidad, la Tasa de Flujo en Peso del vapor se divide entre las Tasas de Flujo en peso de las corrientes de Agua y Vapor.
Si la unidad Generadora de Vapor opera bajo Condiciones de Flujo Continuo, la Calidad puede hallarse dividiendo la Tasa de Vapor en el separador por la tasa de agua entrante.
Los sólidos presentes en el Agua de Alimentación se concentran en
la porción liquida de la descarga del generador y sirven para proveer
una medida del Porcentaje de la Alimentación aun en Fase Liquida.
El ión cloruro presente, en la parte liquida del vapor se compara con su concentración en el Agua de Alimentación.
La Calidad viene dada por:
Método de los Cloruros
Se mide la Conductividad entre el Agua de Alimentación y la parte Liquida del Vapor a la descarga de la Caldera.
La Calidad del Vapor vendrá dada por la siguiente relación:
donde σ es la Conductividad
Método de la Conductividad
Consiste en medir las tasas a partir de un Medidor de Orificio colocado en la Unidad Generadora de Vapor, suponiendo que esta opera a flujo continuo, luego la Calidad del Vapor será:
Método del Medidor del Orificio
Donde:
C es la constante del medidor de orificio, tabla
ρs es la densidad del vapor seco, lbs pie3
h es la presión diferencial a través de la placa de orificio, pulgadas de agua
q es la tasa de flujo de vapor en gal min
Ejemplo de Cálculo de la Calidad del Vapor
Se tiene vapor a una tasa de 800 BD, equivalente de agua, y a una presión de descarga igual a 600 lpca, es medida en un medidor de 3 plgs de diámetro nominal 3,068 pulg. de diámetro interno con una columna de 200 pulg. De agua y una placa de orificio de 2 pulg. Calcular la calidad del vapor.
Cálculo de la Densidad del Vapor
ρs 0,228 grs cc 1,428 lbs pie3
Cálculo de la Calidad del Vapor
De la tabla de Orificios, se tiene C es 2,7888
De la lectura del medidor “ h” es 6,2 equivalente a 76,9 pulg. de agua
Grado de Sobrecalentamiento (Svc)
Es la diferencia de temperatura que existe entre la Temperatura del Vapor sobrecalentado a cierta Presión, y la Temperatura de Saturación correspondiente a esa misma Presión.
Por ejemplo, a una presión de 14,7 lpca, se tiene vapor a 500º F, el grado de sobrecalentamiento es de 288º F ( 500 – Ts ó 500 - 212º F).
Propiedades Térmicas del Agua y del Vapor
Volumen Específico del Vapor Húmedo
Es el Volumen ocupado por la Unidad de Masa de una sustancia a determinadas condiciones de Presión y Temperatura.
Donde Vs, Vw, Vvh son los Volúmenes Específicos del Vapor Seco Saturado, del Agua saturada y del Vapor Húmedo respectivamente, en pie3/ lb y X es la calidad del vapor húmedo en fracción.
A bajas presiones el Volumen Específico del Agua saturada es despreciable en relación al del Vapor Seco y saturado, luego
Entalpía Disponible en el Yacimiento
Si se inyecta vapor a una presión Ps ( es decir a Ts) en un yacimiento a una temperatura Tr, entonces la Entalpía disponible es la siguiente:
Propiedades Térmicas del Agua y del Vapor
Pérdidas de Calor
Durante las Operaciones de Inyección y Producción de Fluidos por Métodos Térmicos se produce Transferencia de Calor entre los fluidos del Pozo y la Tierra.
Conducción: El Calor viaja por Calentamiento a través de la barra desde la punta mas caliente hasta la mas fría
Radiación: El Calor viaja a través del espacio en forma de ondas de Energía (Radiación Infrarroja)
Convección: El Calor de la cocina es transferido a la Circulación del Líquido
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura, a otra parte del mismo cuerpo a menor temperatura. Si las temperaturas de los cuerpos no cambian con tiempo, el proceso ocurre bajo condiciones de flujo continuo, primera Ley de Fourier.
Mecanismos de Transferencia de Calor
Conducción
A Area a través de la cual ocurre el flujo en pies2
El signo menos indica que la transferencia de calor es en la dirección de menor T
Tasa de flujo de calor por conducción en BTU/ hr
Gradiente de temperatura en ºF/ pie
kh Conductividad térmica del material en BTU/ hr-pie-ºF
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagnéticas, viene dada por la Ecuación de Boltzmann.
Radiación
A es el área a través de la cual ocurre el flujo de calor en pies2
σ es la constante de Stefan-Boltzmann = 0,1713 x 10-8 BTU/hr-pie2-ºR
T1 es la temperatura absoluta del cuerpo a mayor temperatura en ºR
T2 es la temperatura absoluta del cuerpo a menor temperatura en ºR
Es la emisividad de la superficie, la cual es una medida de la habilidad de una superficie de absorber radiación, depende de la naturaleza de la superficie.
Es la tasa de flujo de calor por radiación en BTU/ hr
Convección
Es la transferencia de calor desde una superficie hacia un fluido en movimiento en contacto con ella o de un fluido en movimiento a mayor temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura.
Si el fluido se mueve por diferencia de densidades debido a diferencias de temperaturas, se dice que hay convección libre.
hC coeficiente de transferencia de calor por convección en BTU/ hr-pie2-ºF
Tr y Ts temperaturas del fluido y de la superficie en ºF
tasa de flujo de calor por convección en BTU/hr
Los Mecanismos Básicos de Transferencia de Calor son :
Conducción de calor a través de las paredes de la tubería
Radiación de la superficie a la atmósfera
Conducción de calor de la superficie exterior de la tubería a través de la película de aire que la rodea
Convección por el movimiento del aire en forma natural
(diferencia de temperatura), forzada (viento) o ambas.
Pérdidas de Calor en Superficie
Pérdidas de Calor en las Tuberías de Superficie
La Tasa de Pérdidas de Calor en la Superficie es proporcional a la diferencia de Temperatura entre el Fluido Caliente y el Aire, condiciones atmosféricas ( Viento, Velocidad, etc), Diámetro y Longitud de las Líneas de Superficie, el Tipo y el Espesor del Aislante que rodea las líneas.
A mayor Tasa de Vapor a través de la tubería menor será el Porcentaje de las Perdidas de Calor.
La Ecuación Básica para calcular las Pérdidas de Calor por unidad de longitud, Qls es la siguiente:
Qls tasa de pérdida de calor por unidad de longitud, en BTU/ pie-día
Tb temperatura promedio del fluido en la tubería, en ºF
TA temperatura ambiental en ºF
Ut coeficiente total de transferencia de calor y r es un radio arbitrario
Rh es la resistencia térmica específica en BTU/ pie-día-ºF
Tubería Aislada con
Radiación a través de la tubería y a través
de la suciedad
Radiación entre la tubería y el aislante
Conducción a través del aislante
Radiación a través del aislante
1
2
3
4
5
Conductividad Térmica de algunos metales
Conductividad Térmica de algunos Materiales Aislantes
METAL
Calidad del Vapor en el Cabezal
Cantidad de calor a la Cantidad de calor Pérdidas de calor en
Salida del generador = en el cabezal de pozo + líneas de superficie
Conocida la calidad del vapor a la salida del generador (fst,gen), la tasa de pérdidas de calor por unidad de longitud (q), la tasa de flujo de vapor (w), y la longitud de la tubería (L), se puede determinar la calidad del vapor en el cabezal del pozo, (fst,wh)
De donde:
Caída de Presión en las Tuberías de Superficie
La caída de presión en una tubería de superficie a través de la cual fluye vapor puede determinarse aproximadamente por la siguiente ecuación:
Donde
W tasa de vapor transportada, en lbs/ hora
Vs volumen específico del vapor a la presión Ps, en pie3/ lb
L longitud total de la tubería, en pies
di diámetro interno de la tubería, en pies
F factor de fricción, dado por la correlación de Moody.
Mecanismos de Transferencia de Calor en el Pozo
Los Mecanismos de Pérdida de Calor y su Cuantificación dependen del Fluido existente en el Anular
Si la tubería de inyección no está aislada, la temperatura en la parte exterior será aproximadamente igual a la temperatura del vapor (Ts)
La Transferencia de Calor hacia el revestidor ocurre por conducción, Convección y Radiación, bajo la suposición que el anular esté lleno de gas
El Calor es transferido por el vapor dentro la Tubería de Inyección a la Tierra de la siguiente forma:
Conducción a través de la pared de la Tubería de Inyección
Radiación, Convección y Conducción de la Pared Exterior de la
Tubería de inyección a la pared Interior del Revestidor
Conducción Radial a través de la pared del Revestidor y el Cemento
hacia la Formación
Pérdidas de Calor en el Pozo
La Empacadura colocada en el Tope de la Formación previene la entrada de Vapor al Espacio Anular
Consideraciones:
El vapor se inyecta a P, T, Q y calidad constantes.
Los cambios de ECinética y EPotencial dentro de la Tubería de Inyección, así como las Pérdidas por Fricción son despreciables. La Temperatura de la Tubería de Inyección permanece constante a través de toda su longitud y será igual a la Temperatura del Vapor en la Superficie.
El Gradiente Geotérmico puede despreciarse y la Temperatura de la tierra puede considerarse igual al Promedio Aritmético.
Las Conductividades y Difusividades Térmicas de la Tierra en la Región que rodea al pozo se consideran Constantes.
Qlp tasa de pérdida de calor por unidad de longitud, en BTU/ pie-día
Ts temperatura del fluido inyectado, en ºF
Tt temperatura del yacimiento, en ºF
Rh resistencia térmica específica, en BTU/ pie-día-ºF
Pérdidas de Calor en la Tubería del Pozo
rcem
ric
roc
rit
rot
rins
ANULAR
VAPOR
Ts
CEMENTO
AISLANTE
TUBERIA
INYECCION
YACIMIENTO
Tt
REVESTIDOR
Flujo Total
Revestimiento Aislante
Espacio Anular
Resistencia de calor en la Película laminar
Resistencia de calor debida a la suciedad
Conducción a través de la tubería de inyección
Resistencia entre la tubería y el aislante
Conducción entre la tubería y el aislante
Radiación y Convección a través del anular
Conducción a través de la pared del revestidor
Conducción a través del cemento
Conducción a través de la zona alterada
Conducción hacia la Formación
Distribución de la Temperatura en un Pozo Inyector
donde
Calentamiento de la Formación
Tasa de Inyección de Tasa de utilización de Tasa de Pérdidas de
Calor al tiempo “t” = Calor al tiempo “t” + Calor al tiempo “t”
Mecanismos de Transferencia de Calor hacia la Formación
Pérdidas de Calor hacia las Formaciones adyacentes
La Transferencia de Calor hacia las formaciones adyacentes es por Conducción y no existe Flujo de Fluidos
Zona de Vapor
Correlación para Crudos Pesados en función de la API y T
Viscosidad del Petróleo a Condiciones de Yacimiento
PROBLEMA:
Se inyecta vapor a 600º F por una tubería de inyección de 3 ½” con una empacadura asentada en un revestidor de 9 ” de 53.9 lbm/pie, N-80. El espacio anular contiene un gas inmóvil que muestra 0 presión manométrica en el cabezal del pozo y el revestidor esta cementado hasta la superficie en un hoyo de 12” de diámetro. La tubería de inyección esta aislada con un revestimiento de silicato de calcio de 1” de espesor, que a la vez es mantenido en sitio y sellado mediante una cobertura delgada de aluminio para evitar el influjo de líquidos en el espacio anular. El registro de temperatura del pozo indica una temperatura de fondo de 100º F a lo largo de los 1000 pies de profundidad.
Cálculo de las Pérdidas de Calor en un Pozo Inyector
Determinar:
La tasa de pérdida de calor a los 21 días de iniciada la inyección de vapor así como la temperatura del revestidor.
Consideraciones:
No existe zona alterada cerca del hoyo.
Resistencia térmica a través de los depósitos de escamas y metales son despreciables
ro = 1,75” = 0.1458 pies
rins = 2.75” = 0.2292 pies
rci = 4,27” = 0.3556 pies
Rco = 4,81” = 0.4010 pies
rw = 6” = 0.500 pies
α = 0,96 pie2/ D
SOLUCION
Donde:
NRO 1
Suponiendo que la suma de todas las resistencias térmicas es el doble
de la del Revestimiento Aislante
Rh = 0,150 (BTU / pie-d-ºF) -1
NRO 2
Como esta cifra es menor de 100 se utiliza la tabla 10.1 donde f (tD)
Se toma para R’h = Rh de manera que
Para un tD = 80,6 y la expresión anterior, se obtiene interpolando que
f (80,6) = 2,6
NRO 3
Luego Tci = 167º F
NRO 4
Se calcula Tins
No existen pérdidas de calor a través de la tubería ni de las películas
Luego Tins = 350º F
NRO 5
Se calcula hic, an. Se determina previamente la temperatura promedio en el espacio anular para estimar las propiedades del aire.
Para el aire en el espacio anular se tiene De la tabla de Propiedades de Hidrocarburos y Compuestos selectos se obtiene :
La densidad del aire a 60º F y 1 atm es de 0,07630 lbm/ pie3 luego a 258º F
De la Figura B-41 (Viscosidad de gases puros de hidrocarburos a 1 atm)
Con el valor de temperatura promedio del espacio anular (Tan) de 258ºF cortando en la línea correspondiente al aire se obtiene la Viscosidad del aire
μa = 0,023 cps
Y la conductividad del aire de la Fig. B-72 (Conductividad Térmica de los gases a 1 atm)
Entrando con 258º F y la linea correspondiente al aire se obtiene la conductividad
λa = 0,45 BTU/ pie-d-ºF
Considerando el aire como un gas ideal
La conductividad térmica del aire en el espacio anular esta dada por:
NGr = 2,08 x 105
La Conductividad térmica aparente del aire en el espacio anular
Para los gases calientes
La función de la temperatura de radiación se obtiene como:
Donde F(Tins, Tci)
Donde F(Tins, Tci)
El coeficiente de transferencia de calor por Convección y radiación
forzada de un gas en el espacio anular es htfc,an, el cual se calcula por:
htc,an = 64,5 BTU/ pie3-d-ºF
NRO 6
Rh = 0,110 BTU/ pie-d-ºF
Este valor difiere del valor calculado en el paso 1, por lo cual deben
repetirse los cálculos desde el paso 2, con el valor obtenido en el
Paso 6, utilizando estos valores para determinar un nuevo valor de
F(tD).
RESUMEN DE RESULTADOS
Las iteraciones se repiten hasta que dos iteraciones consecutivas dieron el mismo valor para la resistencia térmica Rh. Luego la tasa de pérdida de calor en el pozo a los 21 días es:
A un contenido de energía equivalente de 6,0 x 106 BTU/Bl de combustible, la tasa diaria de pérdida de calor de este pozo con tubería aislada corresponde a menos de 1 barril de combustible
Mecanismos de Recuperación de Crudo
Recuperación Convencional
Recuperación Primaria
Flujo Natural
Termino General que describe procesos diferentes a la Recuperacion Primaria.
La Inyeccion de Agua y de Gas son los Procesos mas comunes y conocidos.
La Inyeccion Ciclica o Alternada de Vapor es el Metodo
mas usado en pozos que producen Petroleo de baja
Gravedad API (alta viscosidad )
“Referencia SPE 12069”
Método
Hidrocarburo
Miscible
0.1
1.0
10
100
1000
10000
100000
1000000
Bueno
Rangos para la Aplicación de RM
No es critica si es uniforme
Método
0.1
10
100
1000
10000
Posible
Posible
Método
“Referencia SPE 12069”
Producción Estimada Anual de Crudo por Recuperación Mejorada
* Campo en Indonesia ** Campos en Algeria y Libia
Tomado de Oil & Gas Journal Abril 1990
País
Térmicos
Geología y Heterogeneidades del Yacimiento
Barreras lutíticas
Presión del Yacimiento
Saturación de Crudo
Criterios para Procesos de Recuperación Mejorada
N.C. = No Crítico * Transmisibilidad >20 md p/cp ** Transmisibilidad >100 md p/cp Fuente: Thakur Ganesh SPE 12069)
Hidrocarburos
° API
VISCOSIDAD
(CP)
COMPOSICIÓN
So
Según el Origen o Fuente Generadora del Calor en relación con el yacimiento se tienen Dos (2) Tipos de Procesos:
Externos: Implican la Inyección de calor al yacimiento
mediante un fluido transportador
yacimiento
Según la función que cumplen se tienen dos (2) Tipos:
Desplazamientos Térmicos: El fluido se inyecta continuamente en un Número de Pozos Inyectores para desplazar el Petróleo y obtener producción de otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido produce un aumento de las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo.
Tratamientos de Estimulación: Se calienta la parte del yacimiento cercana a los productores o en el mismo y las fuerzas impelentes en el yacimiento (gravedad, gas en solución, empuje por agua) afectan las tasas una vez que se reduce la resistencia al flujo.
Clasificación de los Procesos Térmicos
Según el Sitio de Aplicación del proceso:
Aplicables a la formación
Fuente Externa de Calor
de vapor
Explosiones Nucleares
Fuente Externa de Calor
Inyección de aceite caliente
Inyección de gases calientes
Fuente Interna de Calor
Aplicables en el hoyo del pozo
Vapor para remover sólidos orgánicos o de otro tipo de orificios en el revestidor, el forro ranurado
Acidificación
Técnicas de Explotación de Crudos Pesados
Producción en Frío
Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales
SAGD
Comprende la Producción de los Pozos de Crudos Pesados, con completaciones en Pozos Convencionales para Control de Arena, con Métodos de Levantamiento Artificial por Bombeo (BM, BCP, BES) y el Uso de Diluentes, ya sea en Fondo o en Superficie.
Completacion de Pozos Horizontales, bajo el mismo Esquema de los Pozos Convencionales.
Inyección de Agua Caliente
Proceso de desplazamiento en el cual petróleo se desplaza inmisciblemente por agua caliente.
El agua es filtrada y tratada para controlar la corrosión y la formación de escamas, así como para minimizar el hinchamiento de las arcillas en el yacimiento.
Mecanismos de Desplazamiento :
Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad
Reducción del petróleo residual por altas temperaturas
Expansión térmica del petróleo
Inyección de Agua Caliente
Mecanismos de Empuje por Vapor
Propiedades de Yacimientos sometidos a Inyección de Vapor
Para evaluar de manera preliminar las Características de un Yacimiento candidato a ser sometido a la Inyección de Vapor, se recomienda comparar sus propiedades básicas con las reportadas en proyectos a nivel internacional..
Datos obtenidos de 187 proyectos de inyección de vapor principalmente en yacimientos de crudos P/XP a nivel internacional.
Propiedades de Yacimientos sometidos a Inyección de Vapor
Se destaca una mayor aplicación de estos métodos de recobro en yacimientos de crudos P/XP, sin descartarse los potenciales beneficios de implementar la inyección de vapor en yacimientos de crudos L/M.
Inyección Continua de Vapor
Puede ser usado cuando la viscosidad es muy alta.
Se inyecta vapor continuamente en el pozo inyector, lo cual genera en la formación una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente.
Es un método de empuje en arreglos con pozos de inyección y producción.
Frente del Agua
El comportamiento va a depender del tamaño del arreglo.
Si la viscosidad es muy puede ser necesario Precalentar el pozo con IAV o combustion antes de iniciar la inyeccion.
Un Valor grande de Calor Latente tiende a incrementar la eficiencia termica del Proy ecto.
Frente del Agua
.
El contenido de calor Latente disminuye con el incremento de presion, alcanzando cero en punto critico, de esta manera los proyectos a baja presion tienden a comportarse mejor que proyectos de alta Presion
El Incremento en la calidad del Vapor incrementara la tasa a la cual el yacimiento es calentado, pero incrementara la tendencia a la canalizacion del vapor.
Frente del Agua
Adecuado suministro de aagua de alta calidad es requerido.
La cantidad Requerida Es usualmente cercana a 5 Barriles por barril de petroleo producido con Vapor.
No se recomienda es te proceso es yacimientos con arcillas sensibles al agua fresca, debido a la condensacion del vapor.
Frente del Agua
Esquema de los Mecanismos de Empuje que ocurren durante un Proceso ICV en un Arreglo Típico de 5 pozos invertidos.
Tomado de ENHANCED OIL RECOVERY-NATIONAL PETROLEUM COUNCIL/
(Burger 1985)
Esquema de los Mecanismos de Producción de la Inyección de Vapor en función de la Viscosidad del Crudo.
Mecanismos de la ICV
Cambios en la Gravedad Específica con la Temperatura para Crudos de diferentes Gravedades API
Puede ser empleado tanto en Yacimientos de Crudos P/XP como en Yacimientos de Crudos L/M.
Resultan mas Complejos y requieren mayores inversiones que IAV.
Generalmente, antes de iniciar un Proyecto de ICV, se ha utilizado previamente IAV.
Desde 1960 hasta la Fecha se han reportado aproximadamente 40 Pruebas de ICV en Crudos de Gravedades entre 19 y 47 °API, reportándose aproximadamente un 75% de Proyectos Exitosos.
Actualmente Caltex (Chevron) y Marathon Oil (Chevron) operan dos proyectos de ICV en los campos Minas (36 °API) y Yates (32 °API), respectivamente.
Criterios a considerar al momento de la implementación de un Proceso de Inyección Continua de Vapor
Características del Crudo
Permeabilidad > 200 md
Las propiedades del agua de formación no son críticas.
El agua para la generación del vapor debe ser suave, ligeramente
alcalina, libre de oxígeno, sólidos, petróleo, H2S y de hierro disuelto.
Factores favorables a la aplicación del proceso ICV
Altos espesores de arena neta
Bajo costos de los combustibles
Disponibilidad de los pozos que puedan ser utilizados
Alta calidad del agua
Alta densidad de pozos
Fuerte empuje de agua
Capa grande de gas
Inyección Alternada de Vapor
Consiste en inyectar un volumen preestablecido de vapor por un período de tiempo determinado por la Cantidad y Capacidad diaria del Equipo de Inyección.
Consta de Tres Fases: Inyección, Remojo y Producción
Al finalizar la Inyección se cierra el pozo por unos días, Período de Remojo, con el propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente alrededor del pozo.
Posteriormente se abre el pozo a producción hasta que la tasa deje de ser económicamente rentable (Ciclo).
Mecanismos
Diferencia de Compresibilidad entre las Fases y Vaporización
instantánea del Agua.
Flujo de Crudo Caliente por Gravedad en Formaciones de Altos
Espesores y ausencia de Barreras Horizontales
Empuje de Crudo por Expansión de Fluidos y Compactación de
Formación .
Se emplea en Yacimientos de Petróleo Pesado cuyas Viscosidades son un Factor limitante para alcanzar Tasas de Producción natural a niveles comerciales.
Para su Implementación requiere de Bajas Inversiones, con rápidas Tasas de Retorno.
Un pozo puede ser sometido a varios Ciclos, hasta que las Tasas de Producción de Crudo alcancen los Límites Económicos de Producción.
Criterios de diseño a considerar para la implementación de la Inyección Alterna de Vapor
Viscosidad > 400 cps
Gravedad < 16º API
Características del Yacimiento
Espesor > 50 pies
Profundidad < 3000 pies
Transmisibilidad > 100 md-pies/ cp
Las propiedades del agua de formación no son críticas.
El agua para la generación del vapor debe ser suave, ligeramente alcalina, libre de
oxígeno, sólidos, petróleo, H2S y de hierro disuelto.
Factores favorables del Proceso de IAV
Pozos existentes adaptables a la inyección de vapor
Disponibilidad de combustible para suplir a los generadores de vapor
Disponibilidad de agua ligeramente alcalina, libre de H2S, Petróleo, Fe
Presión del yacimiento adecuada en arenas más finas
Factores desfavorables al IAV
Fuerte empuje de agua
Capa grande de gas
Criterios básicos de selección para la Inyección de Vapor reportados para Yacimientos de crudos P/XP
Inyección Cíclica Inyección Continua
Profundidad (pies) < 3000 < 3000
Viscosidad crudo, 1/ (cP) < 4000 < 1000
Sat. Crudo (b/acre - pie) 1200 1200 - 1700
Presión de vapor (lpc) < 1400 < 2500
hK / < 200 30 - 3000
Inyección Alterna de Vapor con Solventes
Se crea una zona de transición que mejora la movilidad del petróleo, reduce la viscosidad y aumenta el radio calentado.
Pruebas realizadas en laboratorio y en campo ( Costa Bolívar de Venezuela) han dado como resultado un aumento considerable del porcentaje de recobro de petróleo; aumentando además, la producción en superficie de los fluidos utilizados en la inyección.
Inyección Alterna de Vapor con Espumantes
Bloquea y/o controla la movilidad del vapor en casos donde se presente una baja eficiencia de barrido como consecuencia de la segregación gravitacional y la canalización del vapor.
Permite la disminución de las pérdidas térmicas hacia las capas supradyacentes y una mejor distribución y aprovechamiento del calor inyectado.
Estudios en campo y laboratorio han tratados los agentes espumantes como aditivos tensoactivos donde el principal parámetro a evaluar será su resistencia a la degradación térmica.
Inyección Alternada de Vapor en Pozos Horizontales
Esta técnica permite aumentar el área de contacto entre el pozo y la formación, lo que se traduce en un incremento de la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical, con la inyección alternada de vapor se logra reducir la viscosidad y remover el daño o taponamiento alrededor del pozo.
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional. Mediante esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80 y 90 de desviación a la profundidad y dirección del objetivo propuesto (punto de entrada) alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal.
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional. Mediante esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80 y 90 de desviación a la profundidad y dirección del objetivo propuesto (punto de entrada) alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal.
Características del SAGD
Inyección Alterna de Vapor en Pozos Horizontales
Tiempo (años)
Vapor Acumulado (%)
SAGD - Esquemas de Implantación
El vapor condensa en la interfase.
El petróleo y el condensado drenan hacia el pozo productor.
El flujo es causado por la fuerza de gravedad.
La cámara se expande vertical y lateralmente.
Mecanismos
SAGD
Crecimiento Vertical
1ra. etapa:
2da. etapa:
ETAPAS DEL “SAGD”
Tercera etapa: Declinación
kv/kh = 1
kv/kh = 0.5
kv/kh = 0.1
kv/kh = 0.2
25
Petróleo vivo
Petróleo muerto
Aproximadamente 30 proyectos de SAGD son localizados en Canadá.
Diferentes orientaciones de los pozos, tipos de yacimientos, propiedades de los fluidos y estrategias de operación.
Profundidad de la formación entre 135 a 805 metros.
Crudo Pesado y Bitumen con gravedades API entre 20 y 8
Espesor neto entre 12 a 50 m.
Sección horizontal entre 250 y 1000 m.
Aplicación de SAGD
Criterios de Selección de la técnica SAGD
Espesor de arena neta petrolífera > 50 pies
Relación Kv/Kh > 0,8
Gravedad API < 15º
Permeabilidad > 2 Darcy
Sor (acum) = 1.6
Sor (acum) = 1.9
SOR (cum) = 1.9
Viscosity Ratio, Oil:water
Sheet2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
&A
Efecto del Espesor de la Arena
Recobro, %POES
Después 5 años
Después 10 años
SOR (cum) = 2.4
SOR (cum) = 1.6
SOR (cum) = 2.8
SOR (cum) = 1.9
Facilidades de Superficie
vapor y los fluidos
Adición de Solvente al Vapor
Ajuste de la temperatura de evaporación del solvente y del vapor a presión.
Condiciones de reflujo en la Zona de transición
Expansión rápida de la cámara de vapor.
SAGD con Solvente
Mecanismo para mejorar la tasa de petróleo y la relación vapor-petróleo producido
Vapor
SAGD con Solvente
(Concepto de re-flujo)
SAGD con Solvente
(Expansión del Solvente)
Tasa de Petróleo Drenado (galones/hr)
Chart1
8.2527272727
8.4581818182
8.5927272727
10.7981818182
12.5636363636
15.7563636364
14.4545454545
15.8945454545
steam-methane
steam-ethane
steam-propane
steam-pentane
steam
steam-hexane
steam-octane
steam-diluent
59
116
165
203
275
Chart3
7.4
5.9
5.9
4.4
12
13.5
C3
C5
C1
steam
C6
C8
C2
diluent
Oil Drainage Rates (g/hr)
Chart7
10.7981818182
12.5636363636
15.7563636364
14.4545454545
15.8945454545
Steam-Propane
Steam-Pentane
Steam-Hexane
Steam-Octane
Steam-Diluent
Calentamiento Electromagnético
El calor es transferido al pozo, principalmente por conducción. La producción de fluidos calientes del yacimiento provoca una reducción de la tasa neta a la cual el calor es transferido desde el pozo al interior del yacimiento.
Mecanismos actuantes en este Proceso son:
Reducción de la viscosidad del crudo
Redisolución (prevención de la precipitación) de asfáltenos y otros sólidos orgánicos en el crudo.
Es uno de los métodos más antiguos para aumentar la producción de petróleo por métodos térmicos. En un principio se utilizaron calentadores eléctricos y los quemadores de gas, ambos usados para incrementar la producción en yacimientos con crudos viscosos o parafínicos.
Calentamiento Electromagnético
Ventajas:
Reduce las pérdidas de calor, cuando los tiempos de calentamiento por inyección de fluidos, son demasiados largos.
Desventajas:
La energía eléctrica es costosa comparada con las fuentes de calentamiento convencionales.
La vida activa del equipo disponible es inadecuada para operaciones libres de fallas.
Controlador
Diagnóstico
Combustión en Sitio
Consiste en inyectar Aire al Yacimiento para quemar parte del petróleo, generando calor para producir el resto del petróleo.
Existen tres tipos de procesos de combustión :
Combustión convencional: la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos.
Combustión en reverso: la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos.
Combustión húmeda: se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire.
Inyección de Aire (Combustión “in situ”)
Combustión in Situ - Convencional
También se denomina combustión seca debido a que no existe una inyección de agua con el aire.
La combustión es hacia delante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor.
Una vez que ocurre la ruptura en el pozo productor, las temperaturas en el pozo aumentan excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa.
La viscosidad del petróleo se reduce notablemente, de tal forma que la tasa de producción de petróleo alcanza su máximo.
Este proceso finaliza cuando se detiene la inyección de aire, bien sea porque la zona quemada se haya extinguido o porque el frente de combustión alcance los pozos productores.
Ventajas:
La parte quemada del crudo en forma de coque es menor, dejando la arena limpia detrás del frente de combustión.
Desventajas:
El petróleo producido debe pasar a través de una región fría y si este es altamente viscoso, ocurre un bloqueo de los líquidos.
El calor almacenado fuera de la zona quemada no es utilizado eficientemente.
El enfriamiento de los productores puede ser necesario.
La corrosión, es un problema inherente que puede volverse cada vez más severo.
En el caso de utilizar oxígeno enriquecido, la ruptura prematura de este también es un problema.
Combustión in Situ – en Reverso
Existe un pozo inyector de aire y un pozo productor; la formación se enciende en los productores.
Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, dando como resultado al mejoramiento del petróleo producido por la reducción de la viscosidad por un factor de 10000 ó más
Combustión in Situ – en Reverso
Desventajas
Una fracción del petróleo se quema como combustible mientras que la fracción no deseable permanece en la región detrás del frente de combustión.
Se requiere el doble de la cantidad de aire que el proceso convencional.
Existe fuerte tendencia a la combustión espontánea.
Combustión in Situ – Húmeda
Combina la combustión convencional más inyección de agua, constituye una solución para eliminar el uso ineficiente del calor almacenado detrás del frente de combustión.
Al reducir la viscosidad del crudo frío se extiende la zona del vapor o zona caliente a una distancia mayor delante del frente de combustión, lo que permite que el petróleo se mueva y se opere a menos presión y con menos combustible.
Combustión in Situ – Húmeda
La velocidad con que se mueve la zona de combustión depende de la cantidad del petróleo quemado y de la tasa de inyección de aire.
El empuje por vapor, seguido de un fuerte empuje por gas, es el principal mecanismo que actúa en el recobro del petróleo.
Criterios considerados en el Proceso de Combustión In-Situ
Transmisibilidad > 20 md-pies/ cp
Proceso de Combustión In-Situ
Permeabilidad vertical baja
Alta relación Porosidad-espesor
APLICACIONES INAPROPIADAS
Canales de distribución, debido a la heteregoneidad del yacimiento
Zona de petróleo movible, control de flujo de petróleo en el fondo del pozo y saturación de agua constante
Viscosidad del crudo (zona fria) y petróleos pesados fondo
Configuración de pozos, aumentando la comunicación y conectividad entre los pozos
Eficiencia del proceso (calor almacenado)
Control del proceso (temperatura, velocidad de combustión) y reacciones químicas y flujo de fluidos
Desfavorable la relación gas/petróleo
Mismo fluido en la zona quemada, zona de reacción y en la zona movible
Complicados equipos en superficie
Producción de sustancias nocivas H2S
Beneficios al ambiente con la reducción del sulfuro y metales pesados
Bajo recobro, perdidas económicas
Flujo de fluidos arriba y en una zona movible
BACK UP
Son Mezclas de hidrocarburos y otros Compuestos Orgánicos caracterizados por su capacidad de adherirse al material inerte sin Riesgo a despegarse (Propiedades Ligantes).
Características:
Compuesto por hidrógeno y carbón
Son más pesados que el Agua y se solidifican a temperatura
ambiente
Bitumen
42 %
28 %
19 %
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Distribución de Petróleo Pesado y Bitumen en el Mundo
Tabla de Propiedades del Agua
676
312
75
71
49
44
19
10
Aire
de una formación fría
Aire
de una formación fría
frente
pozo productor
Aire Fluidos
El petr
frente
pozo productor
Aire Fluidos
El petr
Frente de
Frente de
Jun
1984
(
)
Oil Drainage Rates (g/hr)
Jun
1984
Bomba
caliente (50°-200°F >
ú
ú
ú
û
ù
ê
ê
ê
ë
é
9
DBTUx
l
Q
/1046,4
6
tubería 3 -1/ 2”
HOYO DE 17 -1/2”
tubería 3 -1/ 2”
HOYO DE 17 -1/2”
Vapor
Inyectado
Zona
de
Vapor
Lutita
Yacimiento
Frío
Lutita
J
PV
U
H

Crudos Pesados

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