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Experiencias en la implementación de proyectos de combustión in-situ

3° Congreso de Producción IAPGMendoza, Septiembre 21 de 2006

Jorge L. MustoniPan American Energy

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Experiencias en la implementación de proyectos de combustión in-situ

Contenido:Introducción.

Ventajas del proceso de ISC.

Aspectos negativos.

Aplicaciones exitosas.

Aspectos prácticos del diseño.

Evaluación económica

Conclusiones

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Inyección de aire para combustión in-situSa

tura

tion

Burned Zone Condensation Zone OilBank

WaterBank

UnsweptZone

Evaporation ZoneCombustion Zone

Tem

pera

ture

Formation Temperature

Steam Plateau

Air Steam Combustion GasWater

Oil

El proceso de combustión incluye los mecanismos de:•Intercambio de masa,

•Intercambio de energía,

•Reacciones químicas, y

•Otros procesos físicos como: arrastre del flue gas (CO2 y N2) generado, presurización, hinchamiento.

Requisitos para establecer el proceso de manera apropiada:El petróleo debe ser suficientemente reactivo (ARC),El depósito de combustible y el flujo de aire deben estar en una determinada relación que

asegure la estabilidad dinámica (Combustion Tube).Como cualquier proceso de inyec. de gas, debe controlarse la eficiencia de barrido (conformance).Los reservorios de escaso espesor (<10 m) y buzamiento, se pueden barrer eficientemente cuando

la distribución de permeabilidad es relativamente uniforme. Reservorios con mayor espesor se debería inyectar en el tope utilizando una combinación de pozos

horizontales y verticales (SPE 59334Recent Laboratory Results of THAI and Its Comparison with Other IOR Processes; próximo piloto a iniciarse en Alberta).

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Ventajas de la ISC

El aire esta siempre disponible y puede inyectarse aun en zonas donde es imposible hacerlo con agua o gas.

Se puede usar como método de desplazamiento mediante la propagación de la zona de reacción o, en cambio, para generar flue gas (CO2 y N2) y favorecer el drenaje gravitacional.

La mayor eficiencia del proceso se obtiene con petróleos en los que se logra establecer el régimen de reacciones “bond scission”; esto ocurre tanto en petróleos livianos, medianos y tambien, con algunos requisitos, en crudos pesados.

ISC es aplicable para un alto rango de petróleos y gran variabilidad de reservorios:

10-20 °API a 500 m hasta > 30 °API a 3000 m,

Aunque su uso se indica para capas de escaso espesor (3-13 m), se aplicó exitosamente en capas de hasta 46 m (nuevo desarrollo THAI),

La presión del reservorio al comienzo del proceso, no afecta la eficiencia del mismo,

La perm. de la roca, tiene un mínimo efecto sobre el proceso (rango aplicado: 5 mD a 10 D)

Tiene una elevada eficiencia de desplazamiento (a escala poral), cuando la cinética de la reacción de oxidación está en el modo correcto de operación (bond scission).

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Ventajas de la ISC (Cont.)

Además de la alta eficiciencia de recuperación, es más rapido que otros métodos, especialmente comparado con respecto a recuperación secundaria.

Mayor eficiencia que al gas natural para el mantenimiento de presión, dada su característica de menor compresibilidad y solubilidad.

Después del abandono el reservorio queda ocupado por un gas sin valor comercial.

Con respecto a las emisiones de CO2, y aún cuando pueda suponerse lo contrario, si se calcula en términos del volumen de CO2 generado por unidad de petróleo recuperado, es inferior a otros métodos de recuperación mejorada. Por otro lado, el “flue gas” generado puede ser reutilizado via secuestro/captura del CO2.

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Aspectos negativos del proceso

Por qué la inyección de aire no ha sido utilizada en forma extensiva?

Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento.

Falta de confianza en el proceso por la información del amplio rango de resultados en la aplicación, entre los éxitos y fracasos.

Frecuentemente, su aplicación se decidió como último recurso; esto es, cuando ningún otro método era viable (resevorios altamente complejos en estratigrafía, petrofísica y otras condiciones desfavorables).

Diseño inapropiado de la capacidad de inyección para el tipo de reservorio a ser tratado; Nelson y McNeil aportaron importantes conceptos sobre el flujo de aire necesario para mantener la estabilidad del frente de combustión.

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La mayoría de los fracasos provienen por su aplicación en el reservorio inapropiado y/o por falta de control del proceso:

Ha existido el error conceptual de que el proceso de ISC es un método térmico de recuperación asistida, y que el principal, o casi exclusivo, mecanismo es la reducción de la viscosidad por incremento de la temperatura, en resevorios con petróleo viscoso.

Calidad pobre de la reacción de combustión: no se logra la auto ignición o hay discontinuidad, o poca extensión, entre las reacciones LTO y HTO.

Efecto negativo por segregación gravitacional y/o gas “overriding”.

Canalización debido a la gran heterogeneidad del reservorio.

Desfavorable relación de movilidad entre el gas y el petróleo movilizado hacia la zona fría.

Aspectos negativos del proceso

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Algunas aplicaciones exitosas

Project name

29

1.9 (6.5%)

2.5 (8.6%)15.1

24

Dev. Cost, $/boe 3.3

34

MPHU BRRU WH

200

Battrum

Nov., 1965Nov., 1994

WBRRU

Ene., 1988

30 (15%)

2.22.6

2.9 (12.1%)

39 (19 %)

5.4Opex, $/boe

Ultimate Recovery, % 29.2

Ene., 1986 Sep., 1978

6 (15%) 2.2 (6%)

40 37

5.8 (15.6%)

21.6

Est. Primary, MMSTB

Increm.by air inj., MMSTB

OOIP, MMSTB

Start-up date

5.7 (14.2%)

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WBBRRUWBRRUNombre del Area

Waterflooding

Combustión in-situ

Modelo de explotación despues de de la depleción primaria

32 °API, pres de pb= 300 psig, GOR=173 SCF/STB,

FVF= 1.174 RB/STB, visc.= 2.4 cp

Similares propiedades del fluído

2129OOIP, MMSTB

35793600Presión inicial de reservorio, psi

210215Temperatura promedio de res., °F

4051Saturación inicial de agua, %

18 % y 10 mdPorosidad y permeabilidad promedio

25452560Profundidad, m

34005000Superficie del yac., Ac.

Dolomita incluída en limestone y anhydrite

Formación: Red River; con trampa stratigráfica

Algunas aplicaciones exitosasWaterflooding and air injection performance comparison (SPE 99454)

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Algunas aplicaciones exitosasWaterflooding and air injection performance comparison (SPE 99454)

Conclusiones:

•El proyecto de ISC fue más exitoso que el de secundaria, esto en términos de incremento de recuperación, velocidad de respuesta y producción.

•La producción incremental acum. al 31de Dic. 2005 es 1.8 mmbo, con una inyección de aire acum. de 22.3 Bcf. Esto resulta en un promedio de inyec de 12 Mscf por bbl de petróleo recuperado.

•En el caso del proyecto WF, la prod. Increm. acum. al 31 de Dic. de 2005 es 1.0 mmbo, con una inyec. de aire acum. de 5.3 mmbw. Estoresulta en un prom de inyec. de 5 bw por bbl de petróleo recuperado.

•Aunque la rec final estim es similar para ambos procesos, la velocidad es mayor para el proyecto de ISC. Sin embargo, la selección final de cual de los dos conviene aplicar, depende de la eval. económica.8.812.8Recuperación, % POIS

1.01.8Pet. Incremental Acum., MMstb

18003700Petróleo Acum., Mstb

0.30.8Vol. Poral inyectado

5.322.3Inyec. Acum., bcf, MMsb

11401150Caudal actual de inyec., Mscfd/bwpd

7/710/5Prods/Inyecs

Ene., 95Ene.,90Fecha

402498Caudal pico de petróleo, bopd

01/01/88Comienzo de la inyecciónISC WF

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Medicine Pole Hill Unit (N. Dakota)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Ene-

70

Ene-

72

Ene-

74

Ene-

76

Ene-

78

Ene-

80

Ene-

82

Ene-

84

Ene-

86

Ene-

88

Ene-

90

Ene-

92

Ene-

94

Ene-

96

Ene-

98

Ene-

00

Ene-

02

Ene-

04

Ene-

06

Ene-

08

BO

PD

0

5

10

15

20

25

30

MM

CFPD

AIR

bopd MMcfpd

Increm. by air inj. = 6 MMSTB (14%)

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Mobil Oil Canada Battrum Air Injection Project (18 °API)

0

2000

4000

6000

8000

10000

Ene-54

Ene-58

Ene-62

Ene-66

Ene-70

Ene-74

Ene-78

Ene-82

Ene-86

Ene-90

Ene-94

Ene-98

Ene-02

bopd

0

6000

12000

18000

24000

30000

Mcf

pd a

ir

bopd MMscfpd


Increm. by air inj. = 39 MMSTB (19%)

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PAE's Air Injection Pilot, C. Grande Field Average Daily Oil Production for 7 Producers

Air inj started 11/98, one injec down since 6/99

10

100

1000

D-95 D-96 D-97 D-98 D-99 D-00 D-01 D-02 D-03 D-04 D-05

m3p

d, M

m3g

pd

70%

80%

90%

100%

Petróleo Agua Gas (comb + HC) Porc. de agua

cierre definitivo inyección (Abr 00)

?

CAÑADON GRANDE FIELD - CG II W BLOCK - ZONE: P-5aOIL COMP by SIMULATED DISTILLED

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

C3 n-C5 n-C7 n-C9 n-C11 n-C13 n-C15 n-C17 n-C19 n-C21 n-C23 n-C25 n-C27 n-C29

Component hydrocarbon ( Cn)

Wei

ght/w

eigh

t (%

)

PCG-003PCG-016PCG-063PCG-138PCG-264PCG-710PCG-801PCG-810

La respuesta de petróleo no fue evidente Sin embargo, el petróleo obtenido tenía una composición modificada por la reacción de combustión.

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Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 1/8

• Debe pertenecer a una porción representativa del yacimiento al que potencialmente se escalará,

• La compartimentalización mejora la interpretabilidad de los resultados,

• Tipo de proceso (desplazamiento horizontal vs drenaje gravitacional),

• Geometría de malla vs desplazamiento lineal,

• Espaciamiento; se deben evaluar aspectos como: tiempo de respuesta, tiempo de residencia, pérdida de calor, relación entre las fuerzas de flotación y las viscosas.

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• Disponibilidad de pozos y otras instalaciones de superficie,

• Diseño de pozo inyector:

– Pozos existentes (conversión) vs perforación (diseño apropiado considerando los efectos de la temperatura).

– Instalación de inyección de fondo: control de la distribución (BP, PKR, limited entry, tap selec, mandriles) prevenir pérdidas de tubing (conexiones especiales, revestimiento, espacio anular lleno y permanentemente monitoreado.

– Cabeza de pozo: con sistema de inyección dual, medidores de caudal y temperatura, scrubber, filtro y válvulas de control.


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• Para la primera etapa del proyecto se debe disponer de un sistema de purga (agua o N2) para cargar al pozo inyector automáticamente cuando el compresor se para.

• Instalación de fondo en pozos productores debe considerar los siguientes aspectos:

– Alta relación gas-líquido: anclas para gas u otros dispositivos separadores,

– Corrosión y erosión: materiales apropiados, inyección de inhibidores, revestimientos protectores,

– Alta viscosidad: uso de bombas PCP, varillas de bombeo del tipo hollow, inyección de deselmusionante,


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– Alta temperatura (etapa final): uso de refrigerante para prevenir la pérdida de eficiencia en bombas por el bloqueo con vapor de agua.

• Instalaciones de producción en superficie:

– Equipos de tratamiento convencionales aunque con mayor eficiencia en el manejo de emulsiones (tiempo de residencia, temperatura, agitación, etc.)

– El tratamiento final del gas producido depende de la composición y de las regulaciones internas y externas, pero debe ser previamente recolectado medido y analizado.

– El sistema de producción debe ser tratado diferencialmente del resto del yacimiento.


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• Instalaciones de producción en superficie:

– Gas producido por el proceso:

• Positivo:

Con incremento del contenido de líquidos (2-3 galones de NGL por Mscfd)

• Negativo:

Se produce un gradual aumento del N2 que disminuye el poder calorífico y aún mezclado puede exceder las impurezas admitidas.

Las opciones para la disposición final pueden ser: incineración, reinyección, utilización en turbinas, condensación, etc.)


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• El ciclo de compresión de aire, comparado con el del gas, requiere mayor potencia (HP) y desarrolla mayor temperatura.

• Cada etapa de compresión puede ser considerada como una compresión adiabática y el gas debe ser enfriado (320 a 120 °F) antes de entrar a la siguiente.

• El aire comprimido es un potente oxidante y debe mantenerse separado de cualquier material orgánico que pueda ser oxidado violentamente.

• El compresor de aire admite mayor tolerancia “leakage”.

Compresión de aire: diferencias con el gas HC


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Tipos de compresores:

• Desplazamiento positivo (reciprocante): tienen mayor eficiencia mecánica, son flexibles, limitados a 5 MMscfd.

• Dinámico (centrífugo): menor mantenimiento y potencia requerida, menor contaminación del aire con el lubricante, caudales de 2 a 150 MMscfd.

• Tornillo rotativo: es otro tipo de desplazamiento positivo, maneja caudales relativamente altos (2-30 MMscfd) pero desarrolla presiones de solo 200 psi. Se utiliza como etapa previa a los reciprocantes.


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Otras consideraciones prácticas:

• Se debe utilizar lubricante sintético (alto flash point) en compresores y grasa del mismo tipo en conexiones de cañería y todo elemento que esté expuesto a la corriente de aire.

• Utilizar trampas para lubricante y agua, también válvulas de retención.

• Es necesario desgrasar la cañería antes del comienzo de la inyección.

• El gas producido debe ser controlado en su contenido de O2 (máximo admitido = 5 %).


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Economía de los proyectos de ISC

Tamaño del proyecto

1 M 5-10 M > 10 M

Costo de capital, $/BO 5.5 – 7 4.5 – 6 ??

Costo operativo, $/BO

5 – 7 5 - 6 ??

Existe potencial para la economía de escala

20-year Onshore Air Compression (CAPEX+OPEX) per Mscf vs Project Size

0.10.20.30.40.5

0 100 200 300 400 500MMscf/D

$/M

scf

2,000 psi 6000 psi 4000 psi

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• ISC es una técnica que ha sido extensamente probada y se han identificado las causas de los fracasos.

• Existen proyectos relativamente pequeños que han demostrado ser económicos.

• La economía puede mejorar por razones de escala.

• El conocimiento del mecanismo del proceso y la experiencia operativa ha reducido el riesgo de aplicación.

• Actualmente existe metodología disponible para evaluar reservorios candidatos para procesar con ISC.

• Hay nuevos desarrollos que permiten aun ser más optimistas en la eficiencia del proceso (THAI).

Conclusiones

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Back up material

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THAI (Toe-To-Heel Air Injection)

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• Canada is 3rd largest producer of natural gas• 9th largest producer of crude oil• Conventional crude oil potential resources: 60 billion bbls with 4 billion of

proven resserves• Bitumen and heavy oil resources: 3 trillion (10**12) bbls with 175 billion bbls

of proven reserves• Proven natural gas reserves of 162 Tcf

World's Largest Oil Reserves

223539

6077

9299

115126

179259

0 50 100 150 200 250 300

billion bbls

USANigeria

LibyaRussia

VenezuelaAbu Dhabi

KuwaitIraqIran

CanadaS Arabia

World's Largest Oil Reserves

experiencias en la implementación de proyectos de … · inferior a otros métodos de...

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