recuperacion mejorada de crudos pesados. yac. iii..pdf
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UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA
NÚCLEO ANZOÁTEGUI
RECUPERACIÓN MEJORADA DE
CRUDOS PESADOS
Profesor:
Ing. Gustavo Castillo
Asignatura:
Yacimientos III
¿ QUÉ ES LA RECUPERACIÓN MEJORADA?
Son todos aquellos procesos que incrementan económicamente el recobro de
hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y/o energía al yacimiento. Las
tecnologías de recuperación mejorada de crudo actúan mediante la alteración de
las propiedades físicas y químicas de los fluidos y/o de la roca de yacimiento.
CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS DE RM
Método Objetivo
Térmicos
Inyección Cíclica de Vapor
Inyección Continua de Vapor
Combustión en Sitio
Calentamiento a Fondo de Pozo
Proporcionar energía térmica al yacimiento con el
fin de mejorar la eficiencia de barrido debido a la
reducción de la viscosidad y expansión del crudo
Químicos
Introducir aditivos químicos al yacimiento para cambiar las propiedades fisicoquímicas del fluido
desplazado y desplazante con el fin de reducir las
fuerzas capilares e interfaciales y optimar la relación
de movilidad
Miscibles o Parcialmente Miscibles
Polímeros
Surfactantes
Soluciones Alcalinas
Hidrocarburos
CO2
Gas Inerte (N2)
Inyección de fluidos con alta solubilidad en el crudo,
creando una zona de mezclado con baja tensión
interfacial y una mayor eficiencia de desplazamiento
Microorganismos
Inyección de bacterias o nutrientes que propicien la
generación, en sitio, de gases, polímeros y/o
surfactantes
Microorganismos
PROCESOS TÉRMICOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA
La recuperación
intencionalmente,
subterráneas de
Térmica se define como: Proceso mediante el cual,
se introduce calor dentro de las acumulaciones
compuestos orgánicos, con el propósito de producir
combustibles por medio de los pozos”…
¿ POR QUÉ USAR CALOR?
Tienden a ser más viscosos que los petróleos
convencionales. Ofrecen alta resistencia a fluir.
En el petróleo convencional la viscosidad
oscila entre 1 cp – 10 cp.
La viscosidad de los petróleos
pesados y extrapesados fluctuan entre
menos de 20 cP y más de 1,000,000 cP.
El petróleo pesado, extrapesado y el bitumen Tienen gravedades API < 20
conforman aproximadamente un 70% de los
recursos de petróleo totales del mundo, la mayor
reserva de petróleo pesado en el mundo se
encuentra al norte del Rio Orinoco en Venezuela
(Faja Petrolífera del Orinoco con 296,5
MMMBNP).
La movilidad de un fluido en una roca es
definida como la relación de la permeabilidad
efectiva de este fluido y su viscosidad
Mo = ko / o
Por correspondencia, con las unidades de la
ecuación de Darcy, la movilidad de un fluido es
directamente proporcional a la velocidad de ese
fluido en el medio poroso
q v A k A dp
dx
¿ POR QUÉ USAR CALOR?
Reducen la saturación residual de petróleo en las zonas calentadas, mejorando la
eficiencia areal de barrido.
Originan
en sitio
en el yacimiento procesos de destilación y craqueo del crudo contenido
Reducen o minimizan la tensión superficial y las
fuerzas capilares condiciones estas que son
sumamente favorables para el flujo de fluidos viscosos.
IFT 0
Presión capilar: Es la diferencia de presión que existe entre las interfases que separan dos
fluidos inmiscibles
Interfase
Inmiscible Miscible
VARIABLES BÁSICAS DEL YACIMIENTO PARA LA APLICACIÓN DE LOS
PROCESOS TÉRMICOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA
Presión: al P, la efectividad de los procesos de inyección
Profundidad: a mayores profundidades los equipos de superficie requeridos
son mas sofisticados.
POES: > 1000 BN/acre-pie
Porosidad: a Volumen de petróleo a calentar; Volumen de roca.
Variación areal – vertical.
Lenticularidad de las arenas.
Fracturas naturales e inducidas.
Permeabilidad Direccional (efectiva)
Heterogeneidad del yacimiento
Espesor: se requieren espesores moderadamente grandes. Para espesores
bajos se requiere altas permeabilidades
La Movilidad del crudo (Mo)
RESEÑA HISTÓRICA DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA
Año 1865: Se obtuvo la primera patente para desarrollar Calentadores de
Fondo, por Perry-Warner.
Año 1920: Wolcott y Howard consideraron algunos elementos claves de los
procesos de combustión en sitio, incluyendo inyección de aire para quemar parte
del crudo, para generar calor y reducir su viscosidad y proporcionarle además una
fuerza de desplazamiento.
Año 1934: Primer intento de aplicación a yacimientos petrolíferos de combustión
en sitio en la URSS.
Años 1931 y 1932: Comienza el uso de la inyección de vapor en la parcela de
Wilson y Swain, cerca de Woodson, Texas.
Año 1957: Proyecto piloto de inyección de vapor en Yorba Linda, California. Uno
de los primeros proyectos de este tipo de proceso en gran escala se realizó en
Tía Juana, Venezuela.
RESEÑA HISTÓRICA DE RM EN VENEZUELA
2009
INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR (I.A.V)
Definición
También denominado remojo con vapor o estimulación con vapor. Esta técnica
consiste en la estimulación individual de cada pozo mediante inyección
intermitente de vapor.
Principio de Funcionamiento
El pozo producirá a una
cierto tiempo.
Tasa declinará.
tasa aumentada durante
1.) Inyecta vapor durante un
determinado tiempo, generalmente
de una a tres semanas
2.) Remojo, Cierra el pozo por un
Ciclos adicionales, sin embargo el petróleo
recuperado durante tales
menor.
Se pueden ejecutar tantos
ciclos será cada vez
corto período de tiempo, ciclos de inyección hasta generalmente de 3 a 5 días
3.)Se coloca el pozo a producción que la producción de petróleo sea rentable
INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR (I.A.V)
Factores que afectan la Inyección Alterna de Vapor (I.A.V)
Factores Operacionales Factores de Yacimiento
Profundidad de la Formación
Espesor de arena abierto al flujo
Presión de Yacimiento
Saturación de Petroleo
Viscosidad del petróleo
Daño de formación
Altas relaciones agua-petróleo.
Tasa de Inyección
Presión de Inyección
Tiempo de Remojo
Volumen de Vapor Inyectado
Número de Ciclos
Calidad del Vapor.
INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR (I.A.V)
Criterios básicos para la I.A.V
Condiciones
Mecánicas Condiciones de
Formación Condiciones del
Fluido
H ≥ 25’
Profundidad ≤ 3000’
> 20%
K : 1000 – 2000 md.
Empacaduras Térmicas
Tuberías Preaisladas.
Liner ≤0,020
Grava Sintética
°API < 15 °API
µ (yac), cps > 4000
Relación < 200 K * h
Producción de
Agua Tasas de
Producción Condiciones del
Cemento
Buena Calidad.
Al inyectar vapor existe Corte de Agua Bajo.
Indice de Productividad
Bajo (aunque no es regla) una Si el pozo tiene un
transferencia del mismo corte de agua alto, al
inyectar vapor, el agua
irrumpirá rápidamente
hacia el revestidor, y esto
podría ocasionar elongación
del revestidor, problemas de
comunicación, aumento de
temperatura, etc.
INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR (I.A.V)
Esquema de Operación de Inyección de Vapor, Infraestructura de Superficie
BOMBA DE
PISTONES
GENERADOR
POZO
INYECTOR
DE VAPOR
POZO DE
AGUA
AGUA
SUAVE
AGUA
SUAVE
AGUA
DURA
TANQUE 3 TANQUE 2 TANQUE 1
PLANTA DE
TRATAMIENTO
DC-1
INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR (I.A.V)
VENTAJAS
Respuesta rápida de los Pozos.
Bajo costo de probar el proceso en el campo
DESVENTAJAS
Es fundamentalmente un proceso de estimulación y como tal, no conduce a un gran
incremento en el factor de recobro total de petróleo del yacimiento.
Sólo una parte (30 – 50%) del agua inyectada es producida cuando el pozo se abre a
producción. Esto implica que se forman zonas de alta saturación.
Es indeseable en áreas donde ocurre un hundimiento activo de la tierra.
La compactación podría causar cambios en la estructura y propiedades de la roca, los
cuales serán negativos desde el punto de vista de recobro del crudo.
Expansión de las arcillas sensibles al agua fresca, puesto que al ponerse en contacto con
el vapor pueden dañar la permeabilidad de yacimiento.
INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR (ICV)
Proceso:
Método de recuperación térmica que consiste en inyectar vapor de forma
continua por medio de pozos inyectores previamente seleccionados,
mientras que la producción se lleva a cabo a través de pozos
adyacentes, normalmente perforados en forma de arreglos. El petróleo
se calienta, reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad, para
ser producido.
Desde el punto de vista de recuperación es un proceso que presenta mejores perspectivas de recobro, de 40 al 50%,
en relación a la inyección cíclica de vapor, 5 al 15%.
Mecanismos de Recuperación:
Expansión térmica del petróleo.
Reducción de la viscosidad.
Destilación con vapor.
Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son:
Extracción con solventes.
Empuje por gas en solución.
Desplazamientos miscibles por efectos de la destilación con vapor.
Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos depende de las propiedades del petróleo y del medio
poroso en particular.
INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR (ICV)
Diagrama de la distribución
aproximada de los fluidos
yacimiento
en el
Zona de Vapor: Predomina el
efecto de la destilación. La
temperatura del yacimiento es
casi igual a la del vapor y solo
se mueve el petróleo gaseoso
que ha sido vaporizado y el
del
casi
agua.
vapor
La temperatura
permanece
constante, disminuyendo en la Zona de Agua Caliente: La expansión dirección del flujo. La térmica del petróleo toma lugar, Zona Fría: La recuperación
de petróleo obtenida será
aproximadamente igual a la
temperatura y la presencia de
la fase de vapor permite que
las fracciones más livianas se
vaporicen y muevan hasta el
banco frío de crudo, dejando
atrás a las fracciones más
haciendo que el crudo se expanda y se
mueva, disminuyendo la saturación
residual. Si la viscosidad del crudo
disminuye con la temperatura, el influjo
de agua caliente será un método
eficiente de recuperación si por el
contrario, el cambio en la viscosidad del
petróleo con temperatura es moderado,
los beneficios obtenidos con el agua
calculada
inyección
convencional,
para
de
una
agua
excepto que
la tasa efectiva de inyección
será mayor que lo que se
inyecta como vapor, debido
a la capacidad expansiva
de vapor.
pesadas, cuya saturación
puede quedar en 15 %,
dependiendo de su viscosidad
y de la temperatura del vapor. caliente
mayores
inyección
serán solo ligeramente En esta zona ocurre un que los obtenidos con empuje por gas. Se estima
que se puede aumentar en 20
% el recobro debido a esta
zona y se logra enriquecer el
crudo. .
de agua fría convencional.
Sin embargo, la expansión térmica del
petróleo aun será responsable de una
recuperación del orden del 3% al 5%
del POES.
INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR (ICV)
Criterios para su Aplicación:
Arreglos de 9 pozos invertidos (cuadr
INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR (ICV)
Arreglos:
De estos depende la eficiencia del método. Se
Tipos de Arreglos:
Empuje en línea directa (rectángulo).
Empuje en líneas alternas (líneas defesadas de pozos).
Arreglos de 4 pozos (triangulo equilátero).
Arreglos de 5 pozos (cuadrado).
Arreglos 7 pozos (triangulo equilátero).
Arreglos de 9 pozos (cuadrado).
Arreglos de 7 o 4 pozos invertidos (triangulo equilátero)
ados).
desarrollan en campos viejos donde es
necesario aplicar algún método de recuperación,
en general se definen como las figuras
geométricas que forman los pozos inyectores y
productores para mejorar o para hacer más
eficiente la recuperación.
INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR (ICV)
VENTAJAS:
Permite incrementar el factor de recobro por encima del 20 %.
Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmica de los proyectos de inyección
continua.
Aprovecha las fuerzas gravitacionales y viscosas a través de la introducción de
favoreciendo el desplazamiento del crudo pesado hacia los pozos productores.
El rango de la eficiencia térmica está entre el 75-85%
calor en yacimiento,
DESVENTAJAS: Baja eficiencia de la ICV por canalización del vapor.
La saturación de crudo inicial debe ser alta para que pague el proceso.
El proceso no se puede ser usado para profundidades mayores a 5000 pies,
puede exceder la presión crítica del vapor (3.202 psia).
donde la presión hidrostática
Depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden
consumir una gran porción del calor inyectado.
La inyección continua de vapor es de gran costo a nivel mundial.
No es recomendable utilizar en pozos con viscosidad baja.
No es factible usar inyección continua de vapor en formaciones que contienen arcillas.
SAGD (STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE)
Es un método de recuperación térmica basado
fundamentalmente en la inyección continua de vapor
saturado, es una forma avanzada de la estimulación de
vapor, en donde se perforan dos pozos horizontales, uno
productor colocado en la parte inferior del yacimiento y
otro inyector de vapor colocado en forma paralela
separados verticalmente por +/- 5 mts. sobre el pozo
productor.
El vapor forma una cámara cuyo calor es transferido
principalmente por conducción al yacimiento.
El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado,
reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad.
El proceso SAGD fue concebido originalmente por
Roger Butler en 1.969. El primer piloto fue desarrollado en
1.987, en el Underground Test Facility, Alberta, Canadá.
Con esta prueba se demostró que el proceso permite
producir crudo
rentable.
pesado de forma económicamente
En Latinoamérica, el primer piloto SAGD en Venezuela, fue desarrollado en el Campo Tía Juana con
resultados altamente positivos. Se obtuvo un factor de recobro del 54%, en tres años de operación.
SAGD (STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE)
Descripción del Proceso:
El proceso SAGD comienza con una etapa de precalentamiento que consiste en la
conjuntamente por el pozo inyector y productor, acción que permite el establecimiento de
entre ambos pozos. Se continúa con la inyección de vapor solamente por el pozo inyector.
longitudinal que muestra la configuración y comportamiento para un yacimiento homogéneo.
inyección de vapor
intercambio calórico
Se aprecia un corte
La base del proceso es que al inyectar el vapor
de la
vapor
se forma
vertical y
reduce la
una "cámara de vapor" que crece a lo alto
calor del horizontalmente en la formación. El
viscosidad del crudo pesado, lo cual
parte inferior del pozo.
permite que fluya hacia la
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
CH4, el CO2 y por lo general algunos de H2S, 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. El proceso es
relativamente insensible a las vetas de pizarras u otros 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. Esto permite que las
tasas de recobro superen los valores antes mencionados en
muchas oportunidades. Térmicamente, el SAGD es dos veces más
eficaz que la estimulación cíclica de vapor, resultando también en
menor cantidad de pozos.
SAGD (STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE)
Completación de los Pozos:
Involucra un diseño de Ingeniería
integrado que permita garantizar una
perforación efectiva, considerando las
complejidades que pusiesen existir por
ser normalmente formaciones poco o
no consolidadas, diseño de sistemas
tubulares y cementaciones de buena
calidad, capaces de soportar
temperaturas extremas y la instalación
de equipos de control de la producción
de arena, terminación de pozos y
levantamiento artificial que deben
operar en forma eficaz bajo
condiciones más rigurosas, donde
las
las
los temperaturas
280°C (536°F).
podrían superar
Debe considerarse la experiencia global para proveer soluciones a los nuevos problemas asociados con el petróleo pesado.
La generación de vapor representa aproximadamente el 75% del costo de operación de un pozo donde se aplica el método SAGD. Reducir la relación vapor-petróleo (SOR), manteniendo al mismo tiempo el régimen de producción, es clave para mejorar la
rentabilidad de la operación.
SAGD (STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE)
VENTAJAS: DESVENTAJAS:
Logra un recobro de 60% a 70% del Petróleo
Original En Sitio (POES). Esta característica lo hace
muy atractivo desde el punto de vista económico ya
que otras técnicas de recuperación térmica al ser
Los yacimientos deben tener espesores superiores a
50 pies.
Requiere disponer continuamente de grandes
volúmenes de agua dulce.
aplicadas al mismo tipo de yacimiento logran
recobro promedio del 18%.
Permite aprovechar las fuerzas gravitacionales
un Monitoreo constante, personal entrenado para
supervisar las operaciones de generación de vapor.
en Es indispensable disponer de facilidades con
yacimientos de buen espesor, favoreciendo el drenaje
de las reservas de crudo pesado.
Permite acelerar la producción de petróleo a corto
plazo.
Es una tecnología ampliamente utilizada en Canadá
con resultados exitosos en la producción de crudos
pesados y extrapesados.
El vapor asciende continuamente y crece en sentido
horizontal permitiendo drenar el petróleo de un área
bastante grande.
El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo
de producción.
capacidad para manejo de agua en superficie.
Requiere de una fuente de
alimentar los generadores.
suministro de gas para
SAGD (STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE)
Criterios de Selección del Proceso:
Su aplicabilidad principal es para yacimientos de crudo pesado, los cuales son generalmente someros (poco
consolidados).
Espesor de arena neta petrolífera
Relación Kv/Kh > 0,8
Gravedad API < 15º
Permeabilidad (k) > 2 Darcy
> 50 Pies
Porosidad (f) > 30 %
Presión > 200 Psi
Saturación de Petróleo (So) > 50 %
Contenido de Arcilla: Menos de 10 %, debido a que estas se hinchan al absorber el agua fresca que se
condesa del vapor.
Acuíferos: Si la cámara de vapor entra en contacto con un acuífero, parte del vapor inyectado es perdido
debido a la alta permeabilidad al agua.
Efecto de la capa de Gas: la presencia de una pequeña capa de gas puede prevenir pérdidas de calor a
supradyacencia del yacimiento debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo una
capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la aplicación de SAGD.
Fracturas: fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio al distribuir el vapor en el petróleo viscoso, y
agregar una transferencia de calor y de masa.
DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR A TRAVÉS DE
UN POZO (SW-SAGD), SINGLE WELL-STEAM ASSISTED GRAVITY
DRAINAGE
Es un método de recuperación térmica que
consiste en inyectar vapor en el extremo más
alejado de la sección horizontal del pozo, con
una tubería pre-aislada y simultáneamente
producir los fluidos a través de una sarta de
producción instalada en el mismo pozo con la
ayuda de un método de levantamiento artificial
El vapor forma una cámara
transferido principalmente por
yacimiento.
cuyo calor es
conducción al
El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado,
reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad.
DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR A TRAVÉS DE
UN POZO (SW-SAGD)
Criterios de Selección del Proceso:
.
Condiciones favorables:
Calidad de la cementación
Baja producción de agua
Condición Mecánica del Pozo
Revestidor 9-5/8”
Colgador de liner térmico
Empacaduras Térmicas
Tuberías Pre-aisladas
Cabezal térmico
Condiciones de la Formación
Espesor (h) ≥ 50’
Profundidad ≤ 4500’
Porosidad de la Roca Yacimiento > 20%
Permeabilidad ≥ 1 Darcy
Contenido de arcilla < 10%
DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR A TRAVÉS DE
UN POZO (SW-SAGD)
VENTAJAS:
En el proceso de SW SAGD se requiere perforar un solo pozo horizontal (inyector
/productor).
Las tasas de producción están en orden de 0.3 Bls/pies mejor
métodos convencionales de inyección de vapor.
que la de los
El factor de recobro para este método esta por el orden de 60%
DESVENTAJAS:
Una de las principales desventaja es el alto consumo energético.
Se requiere de una fuente de generación de vapor, instrumentación
monitoreo de presión y temperatura disponibilidad de agua.
para
Ejemplo de Completación con SW-SAGD
EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO ASISTIDO POR VAPOR (VAPEX),
VAPOR ASSISTED PETROLEUM EXTRACTION Consiste en la inyección de un solvente
miscible (vapor de hidrocarburos), que reduce
la viscosidad del petróleo pesado. El método
puede ser aplicado en un pozo por vez o en
pares de pozos. 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 con un espacio
entre ellos de aproximadamente 5 metros.
Se inyecta solvente (vapor de hidrocarburos)
cercano a su punto de rocío.
El petróleo diluido drenan hacia el pozo productor
El flujo es causado por la fuerza de gravedad
la camara se expande vertical y lateralmente
PROCESO DE INYECCIÓN DE VAPOR ALTERNADO CON SOLVENTES (SAS)
Se basa en la combinación del proceso de
Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (SAGD)
con el proceso de Extracción de Petróleo
Asistido por Vapor (VAPEX).
IMPACTO
- Minimiza el consumo de energía por unidad de petróleo recuperado.
- Ahorro de una gran cantidad de vapor a usar con el SAGD, el cual reemplazado por el solvente.
es
- Aseguramiento de Producción
- Aumentar el factor de recobro
EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO ASISTIDO POR VAPOR (VAPEX)
VENTAJAS
El proceso VAPEX es selectivo, ya que sólo el petróleo es movilizado por la disolución del solvente.
La configuración de los pozos es similar a la del método SAGD por lo que permite combinar ciclos de
inyección de vapor con la inyección de solvente.
La cantidad de disolvente que se pierde en cada ciclo no es grande, se puede obtener una
recuperación de hasta el 90%.
Bajo consumo energético.
Los costo de operación y completar los requisitos de energía de VAPEX son inferiores a los de los
procesos de recuperación térmica, como SAGD e inyección de vapor.
DESVENTAJAS
El método VAPEX ha sido estudiado extensivamente en laboratorios y en operaciones de simulación
y está siendo sometido a pruebas piloto, pero aún no cuenta con gran aplicabilidad a nivel de
operaciones en campos.
Los disolventes inyectados son costosos por lo que si un alto porcentaje no se recupera con el crudo
producido, el costo del proceso puede aumentar considerablemente.
La presión y temperatura de yacimiento puede ser limitante por la baja presión del vapor del solvente
(propano y butano).
INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNADA DE VAPOR (HASD)
Proceso de recuperación térmica que integra
tecnología de pozos horizontales, con inyección
cíclica e inyección continua de vapor.
Es una opción interesante para mejorar la
explotación de yacimientos de crudos pesados
y extrapesados, en arenas delgadas y muy
delgadas, donde la eficiencia
construcción de pozos para la
otros métodos de recuperación
térmica y la
aplicación de
térmica como
SAGD e ICV, se ven comprometidos.
El proceso se basa en el patrón repetitivo
usando pozos horizontales que actúan bien
como los productores de petróleo e inyectores
de vapor. El mecanismo de recuperación es
una combinación de la inyección de vapor
horizontal entre los pozos y la estimulación
cíclica de vapor de cada uno de los pozos
horizontales en el patrón.
INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNADA DE VAPOR (HASD)
Principio de funcionamiento HASD:
INYECCIÓN DE VAPOR INYECCIÓN Y PRODUCCIÓN
Inicio del ciclo,
(impares )
Pozos Inyectores La cámara de vapor es generada mientras
que cada pozo de inyección es
lateralmente
de presión
adyacentes,
pozos
impulsado por las diferencias
creada por los productores
formando un frente entre los
PERÍODO INYECCIÓN DE
VAPOR
Inyecta vapor durante un
CONVERSIÓN DE LOS INYECTORES A
PRODUCTORES
determinado tiempo, generalmente
de una a tres semanas
. Los inyectores
proporcionando
son convertidos en productores (y viceversa)
calor directamente a las zonas donde se
extraerá la producción con una extensión progresiva de las
cámaras de vapor a la formación entera.
INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNADA DE VAPOR (HASD)
Criterios de Selección de Pozos para el Proceso:
• Espesor de arena neta petrolífera
• Gravedad API
• Permeabilidad
• Porosidad
• Presión
• Saturación de petróleo
• Profundidad
(H) 20 y 50’
< 15º
> 1 Darcy
> 20 %
> 200 Psi
> 50 %
3000 Pies •Arenas limpias con el contenido de arcilla menor que el 10%
INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNADA DE VAPOR (HASD)
VENTAJAS
HASD podría ser más eficaz que la clásica inyección cíclica de vapor y más que la inyección
continua de vapor.
Puede ser aplicada en arenas de poco espesor donde la aplicación de otras tecnologías se
vean limitadas.
Permite acelerar la producción de petróleo a corto plazo.
HASD utiliza un único pozo horizontal en un plano perpendicular a la formación, en contraste
con SAGD que exige dos, por lo cual tiene menos riesgo operacional en la perforación.
Este proceso no requiere la perforación de dos pozos críticamente espaciados en
plano vertical como lo exige SAGD.
El factor de recobro para este método esta por el orden de 40 a 60%.
el mismo
DESVENTAJA
La inyección repetida y los ciclos de producción en un proceso HASD generan
considerables tensiones térmicas en los pozos, por tal razón hay que tener atención especial
del cemento y las terminaciones.
INYECCIÓN HORIZONTAL ALTERNADA DE VAPOR (HASD)
Factores que afectan el proceso:
Profundidad de
la Formación Ubicación de los
Pozos
Horizontales
Secuencia de la
inyección de vapor
La ubicación en la
baja, Pozos impares mayor
recuperación, mayor
área alcanzada por el
calor
La Recuperación de
petróleo es mayor formación (parte
media o alta del espesor
productor de la arena)
afecta la recuperación de
petróleo
Tasa de inyección
de Vapor Calidad del vapor en
la formación Longitud horizontal
de los pozos
Realizar
determinar
simulación para
de
Función de la tasa de A mayor longitud mayor
Petróleo, la tasa inyección óptima.
recuperación de inyección óptima mayor cantidad de volumen
de hidrocarburo sometido a
inyección de vapor
Ubicación
Pozos
relativa de los
Influyen en la cantidad de
al energía a suministrar
yacimiento así como en la
calidad del vapor.
COMBUSTIÓN IN SITU (CIS)
La Combustión en sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en la generación de
calor en el yacimiento mediante la inyección de aire, 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 desplazar el petróleo desde la zona
de combustión hacia los pozos productores.
Permite incrementar el factor de recobro por
encima de 20%.
COMBUSTIÓN IN SITU (CIS)
Antecedentes Históricos
La combustión in situ en yacimientos de
aire
petróleo
usados
ocurrió durante la
del
y
de
ejecución de proyectos de inyección
extracción
de a principios
siglo
Howard
XX para mejorar la de petróleo. Wolcott (1920)
(1920) consideraron los
para
elementos
yacimientos
claves
de
en los procesos
combustión subterránea petróleo, incluyendo
inyección de aire para quemar parte del crudo para generar calor y reducir su viscosidad.
En Venezuela, el primer proyecto de combustión in situ (Seca) se hizo en el bloque K-7 del
campo Tía Juana Este en 1959. El proyecto fue abandonado en 1962
Otra prueba de combustión in situ, pero en este caso húmeda, fue realizada a mediados de los
60 en el bloque J-6 del campo Tía Juana, se recuperaron 729 Mbbls de petróleo incrementales
pero en 1968 debido a problemas severos de corrosión en el pozo inyector, fue abandonado.
Un proyecto de combustión in situ en tres fases se llevó a cabo en el Campo Morichal entre los
años 1965 y 1969. Resultados no muy buenos.
El más grande de los proyectos del Oriente del país fue el desarrollado en la arena P2-3,
yacimiento MG-517 del campo Miga, estado Anzoátegui el cual se inició en Abril de 1964. Para
diciembre de 1984, se habían recuperado 4,6 MMBls de petróleo de 13,5 °API, equivalente al 24
% del POES, con una relación promedio aire/petróleo acumulado de 12 Mpcn/bbl. Se estima que
aún quedan 1,7 MMbbls de petróleo remanente.
COMBUSTIÓN IN SITU (CIS)
Principio de Funcionamiento
Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente
se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el
encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se
continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.
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: Tal como su nombre lo indica, 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.
TIPOS DE COMBUSTIÓN IN SITU
Combustión Convencional o
Directa o Progresiva seca
TIPOS DE COMBUSTION IN
SITU
Combustión en Reverso o
Inversa
"Combustión Húmeda
COMBUSTIÓN CONVENCIONAL O DIRECTA O PROGRESIVA SECA
1.Esta zona se ha quemado a
medida que avanza la
combustión principal.
2. Cualquier agua que se forma
se convertirá en vapor de agua
en esta zona a causa del calor
residual.
3. Esto muestra la zona de
combustión, que avanza a
través de la formación.
4. Alta temperatura justo por delante de la zona de combustión provoca fracciones más ligeras del
petróleo para evaporar, dejando una pesada depósito de coque residual o carbón como combustible
para avanzar en el frente de combustión..
5. Una zona de vaporización que contiene productos de la combustión.
6. En esta zona, se forma un banco de petróleo (una acumulación de petróleo desplazados). Contiene
petróleo, el agua, y la combustión.
7. En esta zona, debido a su distancia desde el frente de combustión, el vapor condensado y los
gases de combustión ayuda a conducir el petróleo a los pozos de producción.
COMBUSTIÓN EN REVERSO
En este caso la zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, es decir, hacia
donde exista mayor concentración de oxígeno.
El fluido se mueve hacia los pozos productores atravesando altas temperaturas (entre 500 y
700 ºF) para poder disminuir la viscosidad del petróleo, de esta forma puede fluir mas fácil hacia
los productores.
Este tipo de combustión posee una desventaja, ya que una fracción deseable de petróleo es
quemada como combustible mientras que la fracción no deseable se queda detrás del frente de
combustión, también necesita mas cantidad de aire que el método convencional de combustión.
Otra de las desventajas, ocurre que cuando el petróleo se expone al aire a temperatura
ambiente por 10 a 100 días, el crudo se oxida y si no hay perdida de calor, aumenta la
temperatura y se produce una combustión espontánea.
POZO POZO
INYECTO PRODUCTO
R R
SENTIDO DEL MOVIMIENTO DEL FRENTE DE COMBUSTION
ZONA DE
ZONA COMBUSTION
INALTERADA ZONA DE OXIDACION ZONA CALIENTE (ó CONDUCCION) (CONTIENE LOS
FLUIDOS PRODUCTO
DE LA COMBUSTION)
COMBUSTIÓN CONVENCIONAL HÚMEDA
Este es un proceso que combina la combustión convencional mas inyección de
agua. El agua se inyecta en el pozo inyector, ya sea alternada o simultaneamente
con aire, el agua es vaporizada y pasa a través del frente de combustión, de esta
manera es transferido el calor
El proceso se denomina húmedo normal cuando el coque depositado se consume
totalmente. Por el contrario, cuando el agua inyectada hace que el combustible
depositado no se queme por completo entonces se tendrá una combustión húmeda
incompleta
COMBUSTIÓN IN SITU (CIS)
Criterios de Aplicación
Porosidad: porosidad del orden del 20% y una saturación porcentual del petróleo del 40%.
Espesor: El espesor de arena 30 pies.
Profundidad: la profundidad del pozo debe ser entre 200 y 5000 pies. (limitación impuesta
principalmente por los costos de compresión e inyección de aire)
Gravedad y viscosidad del petróleo: para crudos cuya gravedad oscile entre 8° y 26° API,
pues ello garantiza suficiente deposición de coque para mantener activo el frente de
combustión.
Permeabilidad: Una permeabilidad mayor de 100 md.
Tamaño del yacimiento:. Dependiendo del espesor de la arena, el tamaño del yacimiento,
podría ser aproximadamente de 100 acres.