recuperacion termica de petroleo - alvarado-adafel

7/31/2019 Recuperacion Termica de Petroleo - Alvarado-Adafel

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CONTENIDO

PginaCONTENIDO.. IINOMENCLATURA. VII

UNIDADES EMPLEADAS EN CLCULOS DE RECUPERACIN TRMICA XII

CAPTULO IRECUPERACIN TRMICA

1.1.- DEFINICIN.. 11.2.- HISTORIA 11.3.- PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICA. 4

1.3.1.- INYECCIN DE VAPOR 51.3.2.- INYECCIN DE AGUA CALIENTE.. 61.3.3.- COMBUSTION IN SITU. 7

1.3.3.1.- COMBUSTIN CONVENCIONAL. 71.3.3.2.- COMBUSTIN HMEDA 91.3.3.3.- COMBUSTIN EN REVERSO.. 11

1.4.- IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICA 121.5.- CONSIDERACIONES GENERALES. 17

1.5.1.- PROFUNDIDAD.. 181.5.2.- PETRLEO IN SITU.. 181.5.3.- POROSIDAD 191.5.4.- SATURACIN DE AGUA.. 191.5.5.- SEGREGACIN.. 191.5.6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO 20

1.5.7.- ESPESOR DE ARENA.. 211.5.8.- MOVILIDAD DEL PETRLEO.. 21

1.6.- REFERENCIAS.. 22

CAPTULO IIPROPIEDADES TRMICAS DE ROCAS Y FLUIDOS

2.1.- VISCOSIDAD DE LOS LQUIDOS.. 252.1.1.- MTODO DE SAUDER.. 262.1.2.- MTODO DE THOMAS. 27

2.2.- VISCOSIDAD DEL PETRLEO. 282.2.A.- ECUACIN DE ANDRADE 292.2.B.- TCNICA DE UN SOLO PUNTO 302.2.C.- CARTA ASTM DE VISCOSIDAD-TEMPERATURA 31

2.3.- VISCOSIDAD DE MEZCLAS LQUIDAS 362.4.- VISCOSIDAD DEL AGUA Y DEL VAPOR. 382.5.- EFECTO DEL GAS EN SOLUCIN SOBRE LA VISCOSIDAD DEL

PETRLEO. 40


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II

2,6.- OTRAS UNIDADES DE VISCOSIDAD. 432.7.- DENSIDAD DEL PETRLEO 452.8.- DENSIDAD DEL AGUA 452.9.- CALOR ESPECFICO.. 46

2.9.A.- HIDROCARBUROS LQUIDOS Y PETRLEOS. 46

2.9.B.- HIDROCARBUROS GASEOSOS. 462.9.C.- AGUA SATURADA. 462.9.D.- ROCAS 47

2.10.- CAPACIDAD CALORFICA DE ROCAS SATURADAS.. 472.11.- CONDUCTIVIDAD TRMICA (KH). 48

2.11.1.- CONDUCTIVIDAD TRMICA DE LQUIDOS Y GASES.. 491.11.2.- CONDUCTIVIDAD TRMICA DE ROCAS. 51

2.12.- DIFUSIVIDAD TRMICA. 532.13.- SATURACIN RESIDUAL DE PETRLEO. 552.14.- REFERENCIAS. 57

CAPTULO III

PROPIEDADES TRMICAS DEL AGUA Y DEL VAPOR

3.1.- TEMPERATURA DE SATURACIN DEL AGUA 593.2.- CALOR ESPECFICO DEL AGUA Y DEL VAPOR. 603.3.- CALOR SENSIBLE DEL AGUA. 613.4.- CALOR LATENTE DE VAPORIZACIN.. 623.5.- CALOR TOTAL O ENTALPA DEL VAPOR SECO Y SATURADO. 633.6.- CALIDAD DEL VAPOR Y VAPOR HMEDO.. 633.7.- ENTALPA DISPONIBLE. 653.8.- VOLUMEN ESPECIFICO 653.9.- DENSIDAD DEL VAPOR 673.10.- VAPOR SOBRECALENTADO.. 673.11.- CORRELACIONES DE EJIOGU Y FIORY. 683.12.- DIAGRAMA TEMPERATURA-ENTALPA PARA EL AGUA 703.13.- DETERMINACIN DE LA CALIDAD DEL VAPOR.. 73

3.13.1.- MTODO DEL SEPARADOR 733.13.2.- MTODO DE LOS CLORUROS 733.13.3.- MTODO DE LA CONDUCTIVIDAD 743.13.4.- MTODO DEL MEDIDOR DE ORIFICIO 75

3.14.- MEDICIN DEL FLUJO DEL VAPOR. 773.15.- DISTRIBUCIN DEL VAPOR 823.16.- TABLAS DE VAPOR.. 823.17.- PROBLEMAS.. 853.17.- REFERENCIAS.. 86


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III

CAPTULO IVPRDIDAS DE CALOR DURANTE LA TRANSMISINDE FLUIDOS

CALIENTES

4.1.- MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR 894.1.a.- CONDUCCIN. 914.1.b.- RADIACIN.. 944.1.c.- CONVECCIN. 95

4.2.- EFICIENCIA TRMICA DEL GENERADOR.. 964.3.- PRDIDAS DE CALOR EN LNEAS DE SUPERFICIE 984.4.- CLCULO DE LAS PRDIDAS DE CALOR EN LNEAS DE

SUPERFICIE 984.4.1.- PROCEDIMIENTO DE CLCULO PARA PRDIDAS DE

CALOR 1114.4.1a.- PROCEDIMIENTO MATEMTICO. 1134.4.1b.- PROCEDIMIENTOS GRFICOS. 117

4.5.- CALIDAD DEL VAPOR EN EL CABEZAL DEL POZO. 1254.6.- CADA DE PRESIN EN LNEAS DE SUPERFICIE 1274.7.- PRDIDAS DE CALOR EN EL POZO. 1304.8.- CLCULO DE LAS PRDIDAS DE CALOR EN EL POZO.. 130

4.8.1.- MTODO DE WILLHITE 1304.8.2.- PROCEDIMIENTO DE CLCULO.. 138

4.8.2a.- TUBERA DE INYECCIN SIN AISLANTE. 1384.8.2b.- TUBERA DE INYECCIN CON AISLANTE 140

4.8.3.- MTODO DE RAMEY 1474.8.4.- MTODO DE SATTER. 1484.8.5.- MTODO DE PACHECO Y FAROUQ ALI. 149

4.8.6.- MTODO DE SUGIURA Y FAROUQ ALI.. 1504.9.- CALIDAD DEL VAPOR EN EL POZO.. 1504.10.- CADAS DE PRESIN EN EL POZO.. 1514.11.- PRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIN DE UN FLUIDO

CALIENTE MONOFSICO 1544.12.- PROBLEMAS.. 1564.13.- REFERENCIAS.. 157

CAPTULO VCALENTAMIENTO DE LA FORMACIN POR INYECCIN DE

FLUIDOS CALIENTES

5.1.- MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR EN LAFORMACIN 161

5.2.- CALENTAMIENTO DE LA FORMACIN POR INYECCIN DEVAPOR.. 163

5.3.- MODELO DE MARX Y LANGENHEIM 1635.4.- MODIFICACIN DE MANDL Y VOLEK.. 176


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IV

5.5.- CALENTAMIENTO DE LA FORMACIN POR INYECCIN DE AGUACELIENTE. 182

5.6.- MODELO DE LAUWERIER 1825.7.- MODELO DE SPILLETTE.. 1865.8.- INYECCIN A TASAS VARIABLES. 187

5.9.- REFERENCIAS 187

CAPTULO VIINYECCIN DE AGUA CALIENTE

6.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIN EN INYECCIN DE AGUACALIENTE. 189

6.2.- CLCULO DE LA RECUPERACIN DE PETRLEO POR INYECCINDE AGUA CALIENTE.. 191

6.3.- VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA INYECCIN DE AGUACALIENTE. 196

6.4.- ESTIMULACIN CON AGUA CALIENTE 197


CAPTULO VIIINYECCIN CCLICA DE VAPOR

7.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIN EN INYECCIN CCLICA DEVAPOR. 204

7.2.- CLCULO DE LA RECUPERACIN DE PETRLEO EN INYECCINCCLICA DE VAPOR.. 206

7.3.- MODELO DE BOBERG Y LANTZ 2097.4.- MODELO DE BOBERG Y TOWSON.. 2197.5.- USOS DE POZOS HORIZONTALES PARA INYECCIN CCLICA DE

VAPOR. 2227.6.- OTROS MODELOS PARA PREDECIR LA RECUPERACIN DE

PETRLEO EN INYECCIN CCLICA DE VAPOR. 2247.6.1.- MODELOS DE DAVIDSON, MILLER Y MUELLER, Y DE

MARTIN.. 2247.6.2.- MODELOS DE SEBA Y PERRY, Y DE KUO, SHAIN Y

PHOCAS 2247.6.3.- MODELO DE CLOSMANN, RATLIFF Y TRUITT 2247.6.4.- MODELO DE SWAAN. 224

7.7.- CRITERIOS DE DISEO PARA LA SELECCIN DEL YACIMIENTOEN UN PROYECTO DE INYECCIN CCLICA DE VAPOR.. 225

7.8.- DESVENTAJAS DE LA ESTIMULACIN CON VAPOR. 2277.9.- OTROS PROCESOS DE ESTIMULACIN 2297.10.- REFERENCIAS 229


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V

CAPTULO VIIIINYECCIN CONTINUA DE VAPOR

8.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIN EN INYECCIN CONTINUADE VAPOR 233

8.1.- CLCULO DE LA RECUPERACIN DE PETRLEO POR

INYECCIN CONTINUA DE VAPOR. 2378.2.1.- MTODO DE MYHILL Y STEGEMEIER.. 2428.2.2.- MTODO DE GOMAA. 2468.2.3.- MTODO DE FAIRFIELD 2508.2.4.- MTODO DE VAN LOOKEREN 250

8.3.- OTROS MODELOS PARA CALCULAR LA RECUPERACIN DEPTROLEO EN LA INYECCIN CONTINUA DE VAPOR.. 2538.3.1.- MODELO DE DAVIES, SILBERBERG Y CAUDLE. 2538.3.2.- MODELOS DE SHUTLER 2538.3.3.- MODELO DE ABDALLA Y COATS 2548.3.4.- MODELO DE VINSOME.. 254

8.3.5.- MODELO DE COATS, GEORGE, CHU Y MARCUM. 2548.3.6.- MODELO DE COATS.. 2548.3.7.- MODELO DE RINCON, DAZ MUOZ Y FAROUQ ALI. 2558.3.8.- MODELO DE FERRER Y FAROUQ ALI 255

8.4.- CRITERIOS DE DISEO PARA LA INYECCIN CONTINUA DEVAPOR.. 255


CAPTULO IXCOMBUSTIN IN SITU

9.1.- COMBUSTIN CONVENCIONAL 2619.2.- CONTENIDO DE COMBUSTIBLE 2649.3.- REQUERIMIENTOS DE AIRE.. 2709.4.- VELOCIDAD DEL FRENTE DE COMBUSTIN 2719.5.- CALOR DE COMBUSTIN 2739.6.- CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIN 2739.7.- IGNICIN.. 276

9.7.1.- IGNICIN ESPONTNEA 2769.7.2.- IGNICIN ARTIFICIAL. 279

9.8.- TASA DE INYECCIN DE AIRE.. 2809.9.- RADIO DE EXTINCIN.. 2819.10.- EFICIENCIA AREAL Y VERTICAL 2859.11.- DISEO DE UN PROYECTO DE COMBUSTION IN SITU

CONVENCIONAL 2869.12.- COMBUSTIN EN REVERSO. 2889.13.- VARIACIONES DEL PROCESO DE COMBUSTIN CONVENCIONAL 290

9.13.1.- COMBUSTIN HMEDA 2919.14.- CRITERIOS PARA LA SELECCIN DEL YACIMIENTO EN UN

PROCESO DE COMBUSTIN IN SITU. 2939.15.- MODELOS MATEMTICOS. 295


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VI

9.15.1.- MODELO DE RAMEY.. 2959.15.2.- MODELO DE BAILEY Y LARKIN 2969.15.3.- MODELO DE THOMAS, SELIG Y COUCH.. 2969.15.4.- MODELO DE CHU 2979.15.5.- MODELO DE KUO 297

9.15.6.- MODELO DE GOTTFRIED. 2989.15.7.- MODELO DE SMITH Y FAROUQ ALI.. 2979.16.- REFERENCIAS 297


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VII

NOMENCLATURA

a : coeficiente de expansin lineal, F-1

a : gradiente geotrmico,pie

F

a : requerimiento de aire,3

pie

PCN

A : rea, pie2

b : ancho, espesor, pie

B : factor volumtrico de formacin, BY/BN

c : compresibilidad, lpc-1

c : calor especfico,Flb

BTU

Cm : contenido de combustible, lb/pie3

d : dimetro, pie

de : distancia entre el pozo inyector y el pozo productor, pie

dh : dimetro exterior, pie

dh : dimetro del hoyo, pie

D : profundidad, pie

erf(x) : funcin error

erfc(x) : funcin error complementaria

E : eficiencia, fraccin

E : mdulo de elasticidad de Young, lpc

f : factor de friccin adimensional

f(t) : funcin transitoria de calor, adimensional

F : factor de correccin adimensional

FaF : relacin aire/combustible, PCN/lbFao : relacin aire/petrleo, PCN/lb

g : constante de aceleracin debida a la gravedad,2

seg

pie.

gc : factor de conversin (32,172

seglbf

pielbm


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VIII

G : velocidad de masa o flujo de masa,pieh

lb

.

h : espesor, pie

hh : espesor afectado por el vapor, pie

hn : espesor neto, pie

ht : espesor total, pie

hc : coeficiente de transferencia de calor por conveccin,Fpieh

BTU

2

hcr : coeficiente de transferencia de calor por conveccin y radiacin,

Fpieh

BTU

2

hf : coeficiente de pelcula (film coefficient) de transferencia de calor o

coeficiente de condensacin,Fpieh

BTU

2

hh : coeficiente de transferencia de calor por radiacin,Fpieh

BTU

2

Hf : tasa de calor removida por los fluidos producidos, BTU/D

Hl : factor hola-up del lquido, adimensional

Hr : entalpa disponible, BTU/lb

Hw : entalpa del agua saturada, BTU/lb

Hs : entalpa del vapor seco y saturado, BTU/lb

ia : tasa de inyeccin de aire, PCN/D

ist : tasa de inyeccin de vapor, B/D

k : permeabilidad absoluta, darcy

kg : permeabilidad efectiva al gas, darcy

ko : permeabilidad efectiva al petrleo, darcy

kw : permeabilidad efectiva al agua, darcy

K : tasa de oxidacin,deolbdepetrl

olbdeoxgen

Kh : conductividad trmicaFpieh

BTU

L : distancia, longitud, pie


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IX

Lv : calor latente de vaporizacin, BTU/lb

m : masa, lb

m : razn de molculas de CO2 a molculas de CO

M : capacidad calorfica, Fpie

BTU

3

M : peso molecular,mollb

lb

n : razn de tomos de hidrgeno a tomos de carbono

Np : produccin acumulada de petrleo, bl

OSR : razn petrleo producido / vapor inyectado, acumulada, fraccin

OSR(t) : razn petrleo producido/vapor inyectado, instantnea, fraccin

p : presin lpcape : presin en el lmite exterior, lpca

pi : presin del pozo de inyeccin, lpca

ps : presin de saturacin, lpca

pw : presin del pozo de produccin, lpca

q : tasa de flujo, tasa de produccin, B/D

qo : tasa de produccin de petrleo, B/D

qoc : tasa de produccin de petrleo antes de la estimulacin, B/D

qoh : tasa de produccin de petrleo despus de la estimulacin, B/D

qw : tasa de produccin de agua, B/D

Q : tasa de flujo de calor o tasa de inyeccin de calor, BTU/D

Q : tasa de prdidas de calor, BTU/h

r : radio, pie

rd : radio de drenaje, pie

re : radio externo, pie

rh : radio de la zona calentada, pie

Re : nmero de Reynolds, adimensional

Rg : razn gas-petrleo, PCN/BN

Rs : razn gas en solucin-petrleo, PCN/BN

Rw : razn agua-petrleo, BN/BN


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X

S : efecto de dao, adimensional

S : saturacin, fraccin

Sl : saturacin de lquido, fraccin

Sor : saturacin residual de petrleo, fraccin

Sorst : saturacin residual de petrleo en la zona de vapor, fraccin

t : tiempo, d

tD : tiempo adimensional

ti : tiempo de ignicin, d

T : temperatura, F

T* : temperatura absoluta, R

Ta : temperatura ambiente, F

Tavg : temperatura promedio, F

Tb : temperatura de ebullicin, F

Tc : temperatura de ignicin, F

Te : temperatura de la tierra, F

Tr : temperatura del yacimiento, F

Ts : temperatura de saturacin, F

Tsurf : temperatura superficial, F

u : flujo o tasa de flujo por unidad de rea, dpie

PCN

2

ua : flujo local de aire,dpie

PCN

2

umin : tasa mnima de flujo de aire,dpie

PCN

2

U : variable usada en combustin in situ, pie2/d

U : coeficiente de transferencia de calor total,Fpieh

BTU

2

v : volumen especfico, pie3/lb

va : velocidad del aire (viento), milla/h

vb : velocidad de la zona de combustin, milla/h

vr : solucin unitaria


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XI

vz : solucin unitaria

V : volumen, pie3

Vb : volumen de arena empacada en el tubo de combustin, pie3

Vp : volumen poroso, pie3

Vs : volumen de la zona de vapor, pie3

w : tasa msica de flujo, lb/d

XD : distancia adimensional

Y : fraccin de oxgeno utilizado

Z : factor de compresibilidad, adimensional

: difusividad trmica, pie2/h

: coeficiente de expansin volumtrica, F-1

: gravedad especfica, adimensional

H : calor de combustin, BTU/lb

p : cada de presin, lpca

r : distancia radial, pie

t : incremento de tiempo, d

: movilidad (k/), darcy/cp

: emisividad, adimensional

: prdidas de calor debida a los fluidos producidos, adimensional

: constante de Stefan-Boltzmann,42

Rpieh

BTU

: viscosidad, cp

oc : viscosidad del petrleo antes de la estimulacin, cp

oh : viscosidad del petrleo despus de la estimulacin, cp

: flujo de aire adimensional usado en combustin

: viscosidad cinemtica, cts

: densidad, lb/pie3

F : densidad del combustible, lb/pie3

osc : densidad del petrleo a condiciones normales, lb/pie3

: porosidad, fraccin


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XII


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XIII

UNIDADES EMPLEADAS EN CLCULOS DERECUPERACIN TRMICA

CONVERSINUNIDADES DE

UNIDADES DE UNIDADES USO COMNSIMBOLO NOMBRE USO COMN MTRICAS A MTRICAS

a Requerimientos de aire3

pie

MCPN

3

3

m

Nm1,0113 E+00

A rea 2pie 2m 9,2903 E-02

B Factor volumtrico de formacinBN

BY

Nm

Ym3

3

1,0000 E+00

c calor especficoFlb

BTU

Ckg

kJ

4,1865 E+00

c compresibilidad 1lpc 1kPa 1,4504 E-01

Fao relacin aire/petrleobl

MPCN

3

3

m

Nm1,8012 E+02

Fwa relacin agua/aireMPCN

Bl

Nm

m3

3

5,5519 E-03

g aceleracin debida a la gravedad2

17,32s

pie

281,9

s

m3,0480 E-01

h coeficiente de transferencia de calorFdpie

BTU

2

Cmd

kJ

2

2,0442 E+00

H entalpalb

BTU

kg

kJ2,3260 E+00

ia tasa de inyeccin de aired

MPCN

d

Nm3

2,8636 E-02

ist tasa de inyeccin de vapord

Bl

d

m3

1,5899 E-01

k permeabilidad md 2m 9,8692 E-04

Kh conductividad trmicaFdpie

BTU

Kdm

kJ

6,2307 E+00

K tasa de oxidacindlb

lb

dkg

kg

1,0000 E+00


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XIV

Lv calor latente de vaporizacinlb

BTU

kg

kJ2,326 0 E+00

m masa lb kg 4,5359 E-01

M capacidad calorfica FpieBTU

3 Km

kJ

3 6,7066 E+01

p presin lpc kPa 6,8946 E+00

q tasa de flujod

Bl

d

m3

1,5899 E-01

Q tasa de flujo de calord

BTU

d

kJ1,0551 E+00

r radio pie m 3,0480 E-01

t tiempo h s 3,6000 E-03

T temperatura F C9

)32(5 F

umin flujo mnimo de airedpie

PCN

2

dm

Nm

2

3

3,0824 E-01

U coeficiente de transferencia de calor totalFdpie

BTU

2

Kdm

kJ

2

2,0442E01

va velocidad del aire hmilla

hKm

1,6093 E+00

vb velocidad del frente de combustind

pie

d

m3,0480 E-01

v volumen especficolb

pie3

kg

m3

6,2428 E-02

V volumen 3pie 3m 2,8317 E-02

Vs volumen de la zona de vapor pieacre 3m 1,2335 E+03

w tasa msicad

lb

d

kg4,5359 E-01

H calor de combustinlb

BTU

kg

kJ2,3260 E+02

difusividad trmicad

pie2

d

m2

9,2903 E-02


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XV

coeficiente de expansin trmica 1F 1K 1,8000 E+00

viscosidad dinmica cp Paxseg 1,0000 E-03

viscosidad cinemtica cts s

m2

1,0000 E-06

densidad3

pie

lb

3m

kg1,6019 E+01

movilidadcp

md

smPa

m

29,8692 E-04

coeficiente de Stefan-Boltzmann4

81013,4

Rdpie

BTUx

4

6105,1

Kdm

kJx

3,6336 E+01


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XVI


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CAPTULO I

RECUPERACIN TRMICA

1.1.- DEFINICIN

Recuperacin Trmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se

introduce calor dentro de las acumulaciones subterrneas de compuestos

orgnicos con el propsito de producir combustibles por medio de los pozos1.

Por mltiples razones se utilizan los mtodos trmicos en lugar de otros mtodos

de extraccin. En el caso de petrleos viscosos, los cuales actualmente son los de

mayor inters para la aplicacin de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la

eficiencia del desplazamiento y de la extraccin. La reduccin de viscosidad del

petrleo que acompaa al incremento de temperatura, permite no slo que el

petrleo fluya ms fcilmente sino que tambin resulte una razn de movilidad

ms favorable.

1.2.- HISTORIA

Desde 1865 se han publicado numerosos trabajos y artculos referentes a la

introduccin de calor en los yacimientos petrolferos para mejorar o acelerar la

extraccin de petrleo. El mtodo ms antiguo conocido para introducir calor en

los yacimiento es el de los calentadores de fondo. Una de las primeras referencias

de esta prctica est en una patente otorgada a Perry y Warner 2 en 1865. El

propsito primario de los calentadores de fondo, es reducir la viscosidad y con

esto, incrementar la tasa de produccin de crudos pesados, aunqueocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo por

encima del punto de fluidez (Pour point) durante su movimiento hasta la superficie,

y para remover o inhibir la formacin y depositacin de slidos orgnicos, tales

como parafinas y asfaltenos. Como con el uso de calentadores en el fondo del

hoyo y los sistemas equivalentes que utilizan la circulacin de fluidos calientes


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2

desde la superficie, solamente se afecta la parte productora del hoyo y su

vecindad inmediata, en la prctica, tales aplicaciones estn consideradas como

tratamientos de estimulacin y prevencin. En algunas partes del mundo se han

usado diferentes formas de calentamiento hoyo abajo por medio de quemadores y

de calentadores elctricos, mediante inyeccin intermitente de fluidos calientes en

los pozos productores o por la simple circulacin de fluidos calientes, pero estas

aplicaciones han disminuido en pocas recientes, en comparacin con el nfasis

inicial dado a los calentadores de fondo, segn el informe presentado por Nelson y

McNiel3 y por la publicacin del API, History of Petroleum Engineering 4.

La Combustin In Situ en yacimientos petrolferos, probablemente ocurri durante

la ejecucin de proyectos de inyeccin de aire usados a principios de siglo paramejorar la extraccin de petrleo. En 1920, Wolcott5 y Howard6 consideraron

algunos elementos claves de los procesos de combustin subterrnea para

yacimientos petrolferos, incluyendo la inyeccin de aire para quemar parte del

crudo, a fin de generar calor y reducir la viscosidad y proporcionarle al mismo

tiempo una fuerza de desplazamiento al crudo. Estos mismos aspectos fueron

reconocidos por patentes emitidas en 1923.

La primera publicacin sobre una operacin de campo del proceso de Combustin

Subterrnea a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en Rusia, en 19337,

las cuales fueron realizadas en vetas de carbn. Este proceso se conoce como

proceso In Situ para gasificacin de carbn (In Situ Coal Gasification Process). El

primer intento de aplicacin de este proceso a yacimientos petrolferos ocurri

tambin en ese mismo pas en 19348.

En EE.UU, las primeras aplicaciones de campo documentadas del proceso de

combustin fueron promovidas probablemente por E.W. Hatman9 a partir de 1942.

La Combustin In Situ, tal como es conocida en la actualidad, se desarroll

rpidamente en EE.UU, a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y


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3

Koch10 publicados en 1953 y las de Grant y SAS11, publicados al ao siguiente.

Estos investigadores visualizaron una onda de calor mvil (i.e el calor dejado atrs

en la zona quemada sera llevado corriente abajo por el aire inyectado a

temperatura ambiente). Inmediatamente, una sucesin de artculos tcnicos sigui

a estas primeras publicaciones. De los ltimos artculos, el de Wilson12 introdujo el

concepto de zonas secuenciales de petrleo y vapor y el de Dietz y Weijdema13,

muestra cmo los aspectos de recuperacin de calor de la Combustin In Situ

reconocidos por Grant y SAS11, podran ser mejorados significativamente

aadiendo agua al aire.

El uso de la Inyeccin Continua de Vapor comienza entre los aos 1931 1932,

cuando se inyect vapor por 235 das en una arena de 18 pies de espesor, a unaprofundidad de 380 pies, en la parcela de Wilson y Swain, cerca de Woodson,

Texas, EE.UU. No hay registro aparente de la Inyeccin de Vapor en los

siguientes 20 aos, hasta el proyecto piloto que funcion en Yorba Linda,

California, EE.UU14.

Los primeros proyectos de Inyeccin Continua de Vapor en gran escala se

realizaron en Schoonebeek, Holanda15 y Ta Juana, Estado Zulia, en Venezuela16.

La Inyeccin Alternada de Vapor se descubri accidentalmente en 1959, durante

la prueba piloto de Inyeccin Continua de Vapor que se estaba llevando a cabo en

Mene Grande, Estado Zulia, en Venezuela17. Hoy en da, la Inyeccin Alternada de

Vapor (tambin conocida como Inyeccin Cclica de Vapor, Remojo con Vapor,

Estimulacin con Vapor) es un mtodo de recuperacin trmica muy utilizado.

La utilizacin de las Reglas de Escalamiento18 y de los Modelos Fsicos a Escala19

ha desempeado un papel importante en el desarrollo de los procesos de

Inyeccin Continua y de Inyeccin Alternada de Vapor.


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4

El primer registro de un proceso de Inyeccin de Gas Caliente en un yacimiento

petrolfero lo cubre el propuesto por Lindsly20 en 1928. Lindsly reconoci que el

crudo se poda someter a pirlisis y los compuestos livianos del crudo podan ser

despojados preferencialmente y al condensarse, aumentaran la gravedad API y

disminuiran la viscosidad de los crudos. La primera prueba de campo reseada

tuvo lugar en una formacin en el municipio Chusov, Rusia, en 193521.

1.3.- PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICA

Los procesos trmicos de extraccin utilizados hasta el presente se clasifican en

dos tipos: aquellos que implican la inyeccin de un fluido caliente en el yacimiento

y los que utilizan la generacin de calor en el propio yacimiento. A estos ltimos seles conoce como Procesos In Situ, entre los cuales, cabe mencionar el proceso

de Combustin In Situ. Tambin se pueden clasificar como Desplazamientos

Trmicos o Tratamientos de Estimulacin Trmica.

En los Desplazamientos Trmicos, el fluido se inyecta continuamente en un

nmero de pozos inyectores, para desplazar el petrleo y obtener produccin por

otros pozos. La presin requerida para mantener la inyeccin del fluido tambin

aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando as el flujo de

crudo. En consecuencia, el desplazamiento trmico no solamente reduce la

resistencia al flujo, sino que adems, aade una fuerza que aumenta las tasas de

flujo.

En los Tratamientos de Estimulacin Trmica, solamente se calienta la parte del

yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el

yacimiento, como la gravedad, el gas en solucin y el desplazamiento por agua

natural, afectan las tasas mejoradas de extraccin, una vez que se reduce la

resistencia al flujo. En este tipo de tratamientos, la reduccin de la resistencia al

flujo, tambin puede resultar en la remocin de slidos orgnicos o de otro tipo, de


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5

los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y an de

poros de la roca que forma el yacimiento.

Los Tratamientos de Estimulacin tambin pueden ser combinados con los

Desplazamientos Trmicos y en este caso, las fuerzas impelentes son ambas:

naturales e impuestas.

A continuacin se presenta una breve descripcin de los procesos trmicos de

extraccin ms comnmente utilizados.

1.3.1.- INYECCIN DE VAPOR

Es un proceso mediante el cual se suministra energa trmica al yacimiento

inyectando vapor de agua. El proceso de inyeccin puede ser en forma continua o

alternada.

En la Inyeccin Continua de Vapor, el vapor es inyectado a travs de un cierto

nmero de pozos, mientras el petrleo es producido a travs de pozos

adyacentes.

Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petrleo de

este tipo de proceso son: la expansin trmica de fluidos del yacimiento, la

reduccin de la viscosidad del petrleo y la destilacin con vapor, siendo este

ltimo es quizs el ms significativo. Adems de estos mecanismos, tambin se

han notado efectos por empuje por gas y por extraccin de solventes.

Uno de los procesos de inyeccin de vapor ms utilizados en la actualidad, es el

de la Inyeccin Alternada de Vapor (tambin conocida como Inyeccin Cclica de

Vapor, Remojo con Vapor, estimulacin con Vapor). Esta tcnica consiste en

inyectar vapor a una formacin productora a travs de un pozo productor por un

periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para


23/318

6

permitir la suficiente distribucin de calor inyectado). Despus de esto, el pozo es

puesto nuevamente a produccin.

Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperacin de petrleo

mediante la Inyeccin Cclica de Vapor son: disminucin de la viscosidad del

petrleo, expansin trmica de los fluidos de la formacin, compactacin de la

roca yacimiento en caso de existir, etc.

1.3.2.- INYECCIN DE AGUA CALIENTE

La Inyeccin de Agua Caliente al igual que la Inyeccin Continua de Vapor, es un

proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a travsde un cierto nmero de pozos y producir petrleo por otros. Los pozos de

inyeccin y produccin se perforan en arreglos, tal como en la Inyeccin Continua

de Vapor.

En su forma ms sencilla, la Inyeccin de Agua Caliente involucra solamente el

flujo de dos fases: agua y petrleo, mientras que en los procesos de vapor y los de

combustin envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la

inyeccin de agua caliente son relativamente fciles de describir, ya que se tratan

bsicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petrleo es

desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fra.

Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se

aplican a crudos relativamente viscosos, la Inyeccin de Agua Caliente tiene

varios elementos comunes con la Inyeccin Convencional de Agua. Los

principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petrleo en la

Inyeccin de Agua Caliente bsicamente son: reduccin de la viscosidad del

petrleo y la expansin trmica de los fluidos de la formacin.


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7

1.3.3.- COMBUSTIN IN SITU

La Combustin In Situ implica la inyeccin de aire al yacimiento, el cual mediante

ignicin espontnea o inducida, origina un frente de combustin que propaga calor

dentro del mismo. La energa trmica generada por este mtodo da a lugar a una

serie de reacciones qumicas tales como oxidacin, desintegracin cataltica,

destilacin y polimerizacin, que contribuyen simultneamente con otros

mecanismos tales como empuje por gas, desplazamientos miscibles,

condensacin, empuje por vapor y vaporizacin, a mover el petrleo desde la zona

de combustin hacia los pozos productores. Se conocen dos modalidades para

llevar a cabo la Combustin in Situ en un yacimiento, denominadas: Combustin

Convencional o Hacia Delante (Forward Combustion") y Combustin en Reversoo Contracorriente (Reverse Combustion). En la primera de ellas se puede aadir

la variante de inyectar agua alternada o simultneamente con el aire, originndose

la denominada Combustin Hmeda, la cual a su vez puede subdividirse

dependiendo de la relacin agua / aire inyectado, en: Hmeda Normal, Incompleta

y Superhmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor utilizacin del calor

generado por la combustin dentro del yacimiento, reduciendo as los costos del

proceso.

1.3.3.1.- COMBUSTIN CONVENCIONAL

En este proceso, los fluidos inyectados y el frente de combustin se mueven en el

mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante

este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente

diferenciables22, las cuales se indican en detalle en la Figura 1.1. Estas zonas se

originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se

encuentra saturado inicialmente con agua, petrleo y gas.


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8

Figura 1.1. Diferentes zonas formadas durante la Combustin

Convencional22.

Los mecanismos que actan durante este proceso son muy variados,destacndose el empuje por gas, el desplazamiento miscible, la vaporizacin y la

condensacin. Tales mecanismos son auxiliados por reacciones importantes tales

como oxidacin, destilacin, desintegracin cataltica y polimerizacin, las cuales

ocurren simultneamente en las zonas de combustin, de coque y de

desintegracin cataltica indicadas en la Figura 1.1. En estas zonas ocurre tambin

POZOINYECTOR

POZOPRODUCTOR

SENTIDO DEL MOVIMIENTO DEL FRENTE DE COMBUSTION

ZONA QUEMADA (ARENA LIMPIA)ZONA DE COMBUSTIN

COQUE

DESINTEGRACIN CATALTICAEVAPORACIN

CONDENSACIN

BANCO DE AGUA

BANCO DE PETRLEO

ZONAINALTERADA


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un incremento en la presin debido principalmente al aumento del volumen de

fluidos por expansin trmica, la cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia

los pozos productores.

1.3.3.2.- COMBUSTIN HMEDA

Esta variante de la Combustin Convencional se genera al inyectar agua,

alternada o simultneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignicin del

crudo in situ. Su clasificacin en Normal, Incompleta o Superhmeda, ha sido

propuesta en base a las caractersticas de los perfiles de temperatura y saturacin

originados durante el proceso, los cuales se indican en la Figura 1.2.

En el caso de Combustin Hmeda en sus variantes Normal o Incompleta, el agua

inyectada al ponerse en contacto con la zona quemada, se evapora y fluye a

travs del frente de combustin como parte de la fase gaseosa, ya que la mxima

temperatura del frente de combustin es en este caso, mayor que la temperatura

de vaporizacin del agua a la presin del sistema. El proceso se denomina

Hmeda Normal cuando el coque depositado se consume completamente. Por el

contrario, cuando el agua inyectada hace que el combustible depositado no se

queme por completo, entonces se denomina Combustin Hmeda Incompleta.

La Combustin Superhmeda se logra cuando la cantidad de calor disponible en

la zona quemada no es suficiente para vaporizar toda el agua inyectada al

sistema. En este proceso, la mxima temperatura de combustin desaparece, y la

zona de vaporizacin condensacin se esparce por todo el medio poroso. Este

proceso ha sido denominado tambin Combustin Parcialmente Apagada.


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Figura 1.2. Diferentes tipos de Combustin Hmeda24

COMBUSTIN SUPER HMEDA

COMBUSTIN HMEDA INCOMPLETA

COMBUSTIN HMEDA NORMAL

FRENTE DE COMBUSTIN

FRENTE DE COMBUSTIN

FRENTE DE COMBUSTIN

DISTANCIA

DISTANCIA

DISTANCIA

TEM

PERATURA

TEMPERATURA

TEMPERATURA

SAT.DE

PETRLEO

SAT.DE

PETRLEO

SAT.DE

PETRLEO

COMBUSTIN SUPER HMEDA

COMBUSTIN HMEDA INCOMPLETA

COMBUSTIN HMEDA NORMAL

FRENTE DE COMBUSTIN

FRENTE DE COMBUSTIN

FRENTE DE COMBUSTIN

DISTANCIA

DISTANCIA

DISTANCIA

TEM

PERATURA

TEMPERATURA

TEMPERATURA

SAT.DE

PETRLEO

SAT.DE

PETRLEO

SAT.DE

PETRLEO


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1.3.3.3.- COMBUSTIN EN REVERSO

En este caso, el frente de combustin se mueve en direccin opuesta al flujo de

aire, inducindose la ignicin del crudo en el pozo productor. La Figura 1.3.

presenta un esquema simplificado de este proceso, indicndose las zonas

formadas dentro del yacimiento.

Figura 1.3. Diferentes zonas formadas durante la Combustin en Reverso y

perfil de temperaturas22

POZO INYECTOR POZO PRODUCTOR

ZONA DE OXIDACIN( CONDUCCIN)

DISTANCIA

TEMPERATURA

DE FORMACIN

TEMPERATURA

SENTIDO DEL MOVIMIENTO DEL FRENTE DE COMBUSTIN

ZONAINALTERADA ZONA DECOMBUSTIN

ZONA CALIENTE (CONTIENELOS FLUIDOS PRODUCTO DELA COMBUSTIN)

POZO INYECTOR POZO PRODUCTOR

ZONA DE OXIDACIN( CONDUCCIN)

DISTANCIA

TEMPERATURA

DE FORMACIN

TEMPERATURA

SENTIDO DEL MOVIMIENTO DEL FRENTE DE COMBUSTIN

ZONAINALTERADA ZONA DECOMBUSTIN

ZONA CALIENTE (CONTIENELOS FLUIDOS PRODUCTO DELA COMBUSTIN)


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El movimiento del frente de combustin es hacia las zonas de mayor

concentracin de oxgeno y los fluidos desplazados atraviesan dicho frente de

combustin como parte de la corriente de gas, siendo transportados a travs de la

zona caliente hacia los pozos productores por drenaje por gravedad y por empuje

por gas. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional,

pues la zona de combustin no consume todo el combustible depositado delante

de ella, pero s parte de los componentes medianos y livianos del petrleo in situ.

Casi ni existe produccin de Monxido o Bixido de Carbono y las principales

reacciones ocurridas durante la oxidacin del crudo originan compuestos

oxigenados tales como aldehdos, cidos perxidos y otros.

1.4. - IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICA

Una de las maneras de apreciar la importancia de los proceso trmicos es

examinando las estadsticas de produccin y el nmero de operaciones de campo,

no solo comparndolos con los otros proceso de extraccin mejorada (excluyendo

Inyeccin de Agua), si no tambin en un sentido absoluto.

Las nicas estadsticas completas, conocidas y disponibles sobre operaciones

trmicas de extraccin de petrleo de una regin limitada son de California25,26. La

Figura 1.4 muestra el aumento total de la produccin de petrleo en California

debido a la extraccin del mismo por proceso trmicos. Mucho del petrleo

producido en California est entre 10 y 20 API. La produccin trmica total en

1984 fue de 432 MBNPD, la cual correspondi al 38% de la produccin total del

Estado y se ha mantenido en sostenido crecimiento desde 1964.

La Tabla 1.1 muestra que las tasas de produccin obtenidas mediante la

aplicacin de procesos trmicos de extraccin y de otros tipos de extraccin

mejorado de los EE.UU aumentan en el periodo 1980 1986. De los 605 MBNPD

obtenidos en ese pasdurante1986 mediante mtodos de extraccin mejorada, un

79% (480 MBNPD) se produjo por mtodos trmicos.


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Figura 1.4. Aumento de la produccin total de California mediante los

Procesos de Recuperacin Trmica

MILESDEBARRILESPORDA

AOS

500

400

300

200

100

0

50

40

30

20

10

0

PORCENTAJE DE LA PRODUCCIN TOTAL DEL ESTADO

PRODUCCIN

ADICIONALE

N

CALIFORNIA

1960

1965

1970

1975

1980

1985

MILESDEBARRILESPORDA

AOS

500

400

300

200

100

0

50

40

30

20

10

0

PORCENTAJE DE LA PRODUCCIN TOTAL DEL ESTADO

PRODUCCIN

ADICIONALE

N

CALIFORNIA

1960

1965

1970

1975

1980

1985


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Tal como se muestra en la Tabla 1.1, la tasa promedio de produccin por proyecto

es significativamente mayor en el caso de procesos trmicos que cualquier otra

categora. Sin embargo, la tasa de produccin ms alta por proyecto corresponde

a la subcategora de inyeccin de gas de combustin, para lo cual slo se

presentan tres proyectos.

La Tabla 1.2 contiene datos, de principios del ao de 1986, de algunos de los

mayores proyectos activos de inyeccin de vapor en el mundo a esa fecha. El ms

grande de estos, el proyecto de Texaco en Kern River, tena una produccin diaria

de 95 MBNPD, mayor que todos los proceso no trmicos juntos. El proyecto de

Duri en Indonesia, para ese entonces, produca 59 MBNPD extra, est

programado para producir unos 300 MBNPD para principios de este siglo27.

Tabla 1.2. - Los Mayores Proyectos de Inyeccin de Vapor Activos en

198627,29

OPERADOR CAMPO PROMEDIO DE LATASA DE

PETRLEO EXTRA

(BNPD)Texaco Kern River, CA 98.460

Shell Belrldge, CA 89.000

Caltex Duri, Indonesia 59.000

Maraven Bachaquero, Venezuela (HH -8) 48.000

Mobil South Belrldge, CA 22.400

Maraven Ta Juana Este, Venezuela (M -6) 20.000

La falta de informacin estadstica sobre el tema no implica que la extraccin

trmica no se haya desarrollado en otros pases del mundo. Todo lo contrario,

como ejemplo se puede citar que Venezuela ha producido ms de 150 MBNPD

por inyeccin de vapor por varios aos consecutivos y que Canad tiene


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numerosos proyectos de extraccin trmica aunque las tasas de produccin no

sean altas.

Dado que histricamente los procesos trmicos de extraccin slo se han aplicado

a crudos viscosos, esta direccin natural ha sido debido a que no existe ningn

otro mtodo prctico in situ para extraer crudos viscosos. Sin embargo, los

mtodos de extraccin trmica usualmente se pueden aplicar a cualquier tipo de

crudo. No obstante, ellos deben ser de aplicacin tcnica factible en el yacimiento

escogido y ser competitivamente econmicos respecto a mtodos alternos,

especialmente en el caso de crudos de baja viscosidad.

Adems de crudos viscosos, el carbn y las lutitas petrolferas son los prospectosms indicados para la aplicacin de los procesos trmicos de extraccin.

Existen varios depsitos de crudos viscosos, bitumen, carbn y lutitas petrolferas

en el mundo. En EE.UU hay una concentracin de petrleos pesados en

California, donde ya se ha sentido el impacto de los procesos trmicos de

extraccin. En Canad y Venezuela existen grandes yacimientos de petrleo

pesado, los cuales son susceptibles a la aplicacin de mtodos trmicos. En la

parte occidental de EE.UU hay extensas reas de lutitas petrolferas y carbn,

muchas de las cuales probablemente tendrn que que ser sometidas de alguna

manera a procesos trmicos.

La Tabla 1.3 presenta ejemplos escogidos de varios tipos de acumulacin que

actualmente parecen requerir en alguna forma la aplicacin in situ de los procesos

trmicos, para ser desarrollada apropiadamente. Considerando que stos son

solamente ejemplos escogidos que no representan todas las fuentes energticas

del mundo, se ve claramente que la posibilidad de aplicacin in situ de los

mtodos trmicos para la extraccin de petrleo es muy grande y prometedora.


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Tabla 1.3.- Tipo de Acumulacin para Posible Aplicacin IN

SITU de Mtodos Trmicos de Extraccin25

Volumen de la fuente *TIPO DE ACUMULACIN Petrleo equivalente

(109 bl)

Arenas petrolferas de Alberta 700

Faja petrolfera del Orinoco 1.000

Cuenca Powder River, vetas de carbn

de ms de 50 pies de espesor y una

prof. de ms de 1.000 pies

1,9 x 1011 ton 900 **

Cuenca Piceance Creek, lutitas

petrolferas con rendimiento por encima

de 25 Gal / Ton450

* El volumen del tipo de acumulacin es generalmente mayor que la cantidad que se

puede extraer.

** El valor calorfico supuesto del combustible es 14.000 Btu / lbm de carbn.

Nota: La energa total consumida en el mundo en 1.980 fue equivalente,

aproximadamente a 49 x 109 barriles de petrleo.

1.5.- CONSIDERACIONES GENERALES28

En recuperacin trmica, se debe tener presente una serie de consideraciones

respecto a las variables bsicas del yacimiento, tales como profundidad,

porosidad, saturacin de agua, etc. A continuacin se presentan algunas

consideraciones generales sobre las variables bsicas del yacimiento.

Consideraciones especficas a cada uno de los diferentes procesos, se

presentarn a medida que dichos procesos se vayan discutiendo a lo largo de

estas notas.


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18

1.5.1.- PROFUNDIDAD

Esta es una consideracin primordial. A medida que la profundidad aumenta, la

presin de inyeccin requerida normalmente aumenta. Para vapor, esto se traduce

en la necesidad de generadores de mayor capacidad y de mejor calidad del agua

de alimentacin. Para aire, se traduce en un mayor nmero de etapas de

compresin.

Por el lado favorable, un aumento de la profundidad significa que se puede aplicar

una mayor cada de presin a los pozos productores, lo cual resultar en mayores

tasas de produccin para un crudo dado en una formacin especfica. Cuando los

yacimientos son poco profundos y la presin de los mismos es baja, los fluidosinyectados pueden fluir hacia la superficie a travs de caminos de flujo que no

conduzcan hacia los pozos productores. Si esto ocurre, es poco lo que se puede

hacer para evitarlo.

La mayora de los procesos trmicos existentes se realizan en yacimientos a

profundidades menores a 2500 pies. Sin embargo, existen proyectos exitosos a

mayores profundidades.

1.5.2.- PETRLEO IN SITU

El petrleo in situ al momento en el cual el proyecto trmico es iniciado, es otra

consideracin importante. El petrleo residual dejado por una inundacin con

vapor y el petrleo consumido como combustible en la Combustin In Situ, en

general, se consideran independientes de la saturacin original de petrleo. En

combustin, esto es cierto siempre y cuando la saturacin inicial exceda un cierto

valor mnimo.

Una de las preguntas ms frecuentes es cunto petrleo debe existir en sitio para

iniciar un proyecto de recuperacin trmica. No existe an una respuesta sencilla


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19

a esta pregunta. Sin embargo, como regla prctica, la cual tiene muchas

excepciones, se considera que no es recomendable iniciar un proyecto trmico en

una formacin que contenga menos de 1000 BY/acre-pie de petrleo in situ.

1.5.3.- POROSIDAD

Adems de su influencia en la cantidad de petrleo in situ, la porosidad tiene un

papel importante en recuperacin trmica. A medida que la porosidad aumenta,

mayor es el volumen de petrleo y menor el volumen de roca que se calientan.

La porosidad es particularmente importante en un proceso de combustin. Se

considera que un proceso de combustin en yacimientos con porosidad menor de18% - 20% tiene pocas posibilidades de xito.

1.5.4.- SATURACIN DE AGUA

En yacimientos donde se haya efectuado una inyeccin de agua exitosa, son

pocas las probabilidades de que un proyecto trmico sea tambin exitoso. Sin

embargo, existen muchas excepciones a esta regla, especialmente si el precio del

crudo es alto. Se piensa que muchos yacimientos agotados por empuje hidrulico

natural podran ser buenos candidatos para recuperacin trmica, cuando la

viscosidad del petrleo es tan alta que la recuperacin primaria es baja. As por

ejemplo, si en un yacimiento de petrleo pesado que produce por empuje

hidrulico, la recuperacin es solo del 7% del petrleo in situ, ste se podra

considerar como un candidato para recuperacin trmica.

1.5.5.- SEGREGACIN

Yacimientos producidos por empuje por gas en solucin donde haya ocurrido

segregacin gravitacional, pueden presentar problemas cuando son sometidos a

procesos trmicos. As por ejemplo, si un yacimiento con estas caractersticas es


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20

sometido a Combustin in Situ, la cantidad de petrleo quemada 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 una ruptura temprana del vapor inyectado. Aunque las

situaciones de este tipo no son ideales, ellas pueden ser toleradas y en algunos

casos puede sacarse ventaja de las mismas. Por ejemplo, la inyeccin de vapor

en la zona de gas de un yacimiento segregado puede ser aprovechada para

calentar y recuperar parte del petrleo existente.

1.5.6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO

La estratificacin y/o lenticularidad severa en un yacimiento hace difcilcorrelacionar propiedades de pozo a pozo. Esto puede resultar en clculos

errneos del petrleo in situ, al mismo tiempo que dificulta la prediccin de la

eficiencia areal y vertical.

Una capa de lutita de 1 a 2 pies de espesor puede evitar la comunicacin de

presin an despus que la roca debajo de ella haya sido quemada. Si se inyecta

en una seccin que contenga una de estas capas de lutitas, el fluido inyectado

puede confinarse a la zona de la seccin debajo de la lutita, reduciendo as la

eficiencia vertical. Esta situacin puede resultar ventajosa en alguno casos. As

por ejemplo, en un yacimiento con varias arenas separadas por capas de lutitas, la

inyeccin de energa trmica en una de las arenas del centro, puede resultar en

aprovechamiento del calor perdido hacia las zonas o arenas adyacentes,

produciendo el petrleo existente en ellas por expansin trmica y por reduccin

de viscosidad. Adems, se podra hacer inyeccin selectiva.

Cuando la estratificacin y la lenticularidad estn presentes en grado extremo, se

pierde confianza en las predicciones que se realicen del comportamiento del

proceso trmico que se realicen. Estas variables, aunque difciles de estimar, no

se deben ignorar.


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21

1.5.7.- ESPESOR DE ARENA

Este es un parmetro importante en todos los procesos trmicos. Para inyeccin

de vapor o de agua caliente, es conveniente tener espesores moderadamente

altos, ya que de esta manera las prdidas de calor hacia las formaciones

adyacentes son bajas.

Para arenas de poco espesor, las prdidas verticales de calor pueden dominar los

procesos de inyeccin de vapor y de agua caliente. Una arena con menos de 50

pies de espesor se considera de poco espesor para inyeccin de vapor y de agua

caliente. Esto no quiere decir que tales procesos no puedan aplicarse en arenasde menos de 50 pies, sino que deben considerarse otros parmetros que pueden

ser importantes para el tipo de formacin. As por ejemplo, una arena de 500 md y

25 pies de espesor puede resultar inadecuada. Sin embargo, una arena de 25

pies puede resultar un buen prospecto si su permeabilidad es de 2500 md.

La conformacin vertical en un proceso de Combustin Convencional disminuye a

medida que el espesor aumenta. Esto ocurre debido a la tendencia del aire

inyectado a fluir en la parte ms alta de la estructura, debido a su baja densidad.

Probablemente existe un espesor ideal para lograr una conformacin vertical

mxima en una Combustin Convencional. Cul es este valor, es difcil

establecerlo. Sin, embargo, se puede decir que una arena de 200 pies tendr baja

conformacin vertical, mientras que una arena de 20 pies tendr una conformacin

vertical excelente.

1.5.8.- MOVILIDAD DEL PETRLEO

En algunos yacimientos, el petrleo en sitio es esencialmente inmvil . Cuando

esto ocurre, es difcil, sino imposible, el iniciar un frente mvil de petrleo y la

nica forma de calentar un rea considerable del yacimiento es creando una


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22

fractura. El incremento de temperatura resultante hace que el petrleo se haga

mvil en otras reas del yacimiento.

En otros yacimientos, el petrleo tiene alguna movilidad, pero no la suficiente para

permitir tasas de produccin de la magnitud de las alcanzadas en procesos

trmicos. En este caso, los pozos productores requieren alguna forma de

estimulacin.

1.6.-REFERENCIAS

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17. Giusti, L.E.: CSV Makes Steam Work in Venezuela Field. Oil and Gas

Journal. Nov 4, 1974. Pgs. 88 93.

18. Geerstma, J, Croes, G.A and Schwartz, N.: Theory of Dimensionally Scaled

Models of Petroleum Reservoirs. Trans. AIME, (1956) 207, 118 123.

19. Stegemeier, G.L, Laumbach, D.D and Volek, C.W.: Representing Steam

Processes with Vacuum Models. Society of Petroleum Engineering Journal.

Jun, 1980. Pgs. 151 174.

20. Lindsly, B.E.: Recovery by Use of Heated Gas. Oil and Gas Journal. Dic 20,

1928. Pg. 27.

21. Dubrovai, K.K., Sheinman, A.B, Sorokin, N.A, Sacks, C.L, Pronin, V.I and

Charuigin, M.M.: Experiments on Thermal Recovery in the Chusovsk

Town. Petroleum Economy. Nov 5, 1936.


41/318

24

22. Wu, C.H and Foulton, P.F.: Experimental Simulation of the Zones

Preceding the Combustion Front of an In Situ Combustion Process.

Society Petroleum Engineering Journal. Mar, 1971. Vol II. N 1. Pgs. 38 46.

23. DOrazio, F y Ferrer, J.: Pruebas Experimentales de Combustin In Situ.

Petrleo y Tecnologa. Vol II. N 2. Parte I. Marzo Abril, 1978. Pgs. 7 11.

24. Dietz, D.N and Weijdema, J.: Wet and Partially Quenched Combustion.

Journal of Petroleum Technology. Abr, 1968. Pgs. 411 415.

25. Annual Review of California Oil and Gas Production. Conservation Committee

of California Oil Producers. Los ngeles, hasta 1979.

26. Summary of Operations of California Oil Fields. California Division of oil and

Gas. San Francisco, anualmente desde 1915.27. Anon: Caltex to Expand Grant Duri Steamflood in Indonesia. Enhanced

Recovery Week. Ago 25, 1986.

28. Finol, A.: Notas sobre Recuperacin Trmica. Universidad del Zulia.

Escuela de Petrleo. Ene, 1978.


42/318

CAPITULO II

PROPIEDADES TERMICAS DE ROCAS Y FLUIDOS

Ciertas propiedades trmicas de las rocas y fluidos se requieren a la hora de hacer

clculos para estudiar la inyeccin de vapor y/o agua caliente, o la combustin en

sitio, en un yacimiento. A pesar que estas propiedades se consideran constantes

para muchos de estos clculos, realmente la mayora de ellas vara con la

temperatura.

Entre las propiedades trmicas de las rocas se incluyen: el calor especfico, la

conductividad trmica y la capacidad calorfica tanto para rocas secas como para

rocas saturadas con agua, petrleo y/o gas. Las propiedades trmicas ms

importantes de los fluidos desde el punto de vista de recuperacin trmica son: la

viscosidad, la densidad, el calor especfico y la conductividad trmica, esta ltima

en menor grado.

El objetivo de este captulo, es discutir estas propiedades y el efecto de la

temperatura sobre ellas. Tambin se listan valores y correlaciones de uso comn

para su estimacin.

2.1.- VISCOSIDAD DE LOS LIQUIDOS

La viscosidad se define como la resistencia interna de los lquidos al flujo y es

afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en

solucin y la presin. La viscosidad tiene importancia primordial en los procesos

de recuperacin trmica, ya que ella determina la movilidad del fluido.

La viscosidad es probablemente la propiedad de los lquidos que ha sido ms

investigada y sobre este tpico se han publicado cientos de artculos. No obstante,

al da de hoy no hay una sola teora que permita calcular la viscosidad de un

lquido a cualquier presin y temperatura. Por el contrario, hay cientos de teoras


43/318

26

de viscosidad, cada una con una frmula emprica. No hay ni siquiera acuerdo

entre investigadores sobre si la viscosidad se debe a fuerzas atractivas o a fuerzas

repelentes. Si bien es cierto que en la viscosidad estyn envueltas fuerzas

interatmicas, se desconoce la naturaleza de estas fuerzas. Estudiaremos, por

considerarlo de inters, dos mtodos para predecir la viscosidad:

2.1.1.- METODO DE SAUDER

El trabajo de Sauder fue publicado en 1.938 en el Journal of American Chemical

Society. Sauder present la siguiente ecuacin:

110log 9,210 m (2.1)

donde:

= viscosidad, en cp

= densidad del lquido a la temperatura de inters, en gr/cm3

m = constante = I/M

M = peso molecular del lquido

I = constante, calculada a partir de unas constantes que reflejan la

Estructura atmica, de acuerdo a la siguiente tabla:

H 2,7

C 50,2

O 29,7

OH 57,1

Doble enlace -15,5

Anillo de 6 C -21,0

R

R CR 13,0

R R = grupo de alquilos

EJEMPLO 2.1


44/318

27

Estimar la viscosidad del heptano normal a 20 C, sabiendo que la densidad del

heptano normal a esta temperatura es 0,68376 gr/cm3. Comparar con el valor

experimental de la viscosidad del heptano normal a esta temperatura, la cual es de

0,418 cp.

SOLUCION:

Heptano normal = C7H16

Entonces I = 7xC + 16xH = 7x50,2 + 16x2,7 = 394,6

M = 7x12 + 16x1 = 100

De donde resulta m = I/M = 3,946

y, en consecuencia m -2,9 = 3,946x 0,68376 2,9 = -0,202

y por tanto, 202,010 10log -1 = -0,3719

y finalmente, = 0,425 cp

lo cual, al compararlo con el valor experimental da un error de 1,7%.

2.1.2- METODO DE THOMAS

Publicado en 1.946 en el Journal of American Chemical Society y es vlido si

7,0cT

T

Usa la siguiente ecuacin:

a101167,0 5,0 (2.2)

donde:

viscosidad, en cp

densidad del lquido a la temperatura de inters, en gr/cm3

a =r

r

T

TB )1(

c

rT

TT

T temperatura absoluta, K

cT temperatura crtica, K


45/318

28

B constante calculada segn la tabla siguiente:

H 0,249

C -0,462

O 0,054

Doble enlace 0,478

EJEMPLO 2.2

Calcular la viscosidad del Heptano normal a 20 C usando el mtodo de Thomas y

comparar con el valor experimental.

SOLUCION:

Para el Heptano normal la temperatura crtica, cT , es de 267,13 C 540,1 K.

Entonces, 5425,01,540

27320

rT

Por otro lado, 750,0249,016)462,0(7167 xxxHxCB

De donde resulta 6325,05425,0

)5425,01(75,0

xa

Y, finalmente, 414,01068376,01167,0 6325,05,0 xx

Al comparar este valor con el experimental, se obtiene un error del 1%

Nota: El error normal que se obtiene con estos dos mtodos aqu presentados, es

generalmente mayor que los aqu calculados. Adems, hay el problema que se

requiere la determinacin exacta de la densidad del lquido a la temperatura de

inters, lo cual no siempre est disponible.

2.2.- VISCOSIDAD DEL PETROLEO

En general, la viscosidad del petrleo disminuye con aumento de temperatura. La

reduccin es mayor cuanto ms viscoso sea el petrleo considerado. En

operaciones de recuperacin trmica, existen tres mtodos de uso comn para

correlacionar viscosidad y temperatura de petrleos crudos.


46/318

29

2.2.A.- ECUACION DE ANDRADE

Basndose en la relacin lineal observada entre la viscosidad y el recproco de

temperatura, Andrade propuso la siguiente ecuacin:

*Tb

ae

(2.3)

*lnln

T

ba (2.4)

Donde:

= viscosidad, en cp

*T = temperatura, en grados absolutos, R(F+460) K(C+273,1)

a y b son constantes.

Dados dos valores de viscosidad, 1 y 2 a dos temperaturas T1 y T2, lasconstantes a y b pueden ser determinadas, las cuales sustituidas en la ecuacin

(2.3) o (2.4) resulta en una ecuacin de la viscosidad en funcin de la

temperatura, para el petrleo considerado. La ecuacin obtenida permite estimar

en funcin de T en el rango de temperaturas entre el punto normal de ebullicin y

el punto de congelamiento del petrleo considerado. Si hay disponibles ms de

dos juegos de valores de -T, las constantes a y b pueden ser calculadas

mediante ajuste por mnimos cuadrados. Un grafico de vs. 1/T*, sera una lnea

recta en coordenadas semilogartmicas.

A continuacin se presenta el siguiente ejemplo para ilustrar el uso de la ecuacin

de Andrade.

EJEMPLO 2.3

La viscosidad de un petrleo es 1.700 cp a 60 F y de 180 cp a 200 F. Estimar la

viscosidad del mismo a 400 F.

SOLUCION

Ecuacin de Andrade:

*lnln

T

ba


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30

46060ln)700.1ln(

ba (1)

)180ln( =460200

ln

b

a (2)

de la ecuacin (2):

aln =660

)180ln(b

(3)

sustituyendo (3) en (1) y efectuando operaciones, se tiene que

b = 5.504,5

sustituyendo el valor de b en (3):

ln a = - 3,1472

entonces,ln = -3,1472 +

*

5,504.5

T

de donde, la viscosidad a 400 F (860 R) es:

1472,3ln +860

5,504.5

O sea,

= 25,878 cp

2.2.B.- TECNICA DE UN SOLO PUNTO:

A menudo es necesario estimar la viscosidad de un petrleo a una alta

temperatura teniendo solamente un valor de viscosidad a baja temperatura. Una

de las pocas tcnicas disponibles bajo estas condiciones es la de Lewis y

Squires3, la cual envuelve el uso de la grafica presentada en la figura 2.1,

denominada correlacin generalizada de viscosidad- temperatura. La grfica de la

figura 2.1, se basa en datos de diferentes lquidos orgnicos incluyendo agua, y su

desviacin en la prediccin de vs. T es generalmente menor de 20%.


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31

EJEMPLO 2.4

Las flechas en la Figura 2.1 ilustran un ejemplo de clculo, donde se conoce =

4,38 cp a 72 F y se requiere conocer a 255 F.

SOLUCION:

Se ubica el punto correspondiente a 4,38 cp en la escala de la viscosidad y se

procede horizontalmente hacia la curva. Luego se procede verticalmente hacia

abajo hasta la lnea base, se mide una distancia que represente la diferencia entre

255 F y 72 F en grados centgrados, esto es,

(255 - 72) x95 = 101,6 C

(Ntese que cada divisin mayor en la lnea base representa 100 C). Luego se

procede verticalmente hacia arriba hasta la curva y se lee la viscosidad

correspondiente. Esta result ser 0,67 cp. El valor experimental a 255 F result

ser 0,836 cp, lo cual representa un error de -20%.

2.2.C.- CARTA ASTM DE VISCOSIDAD-TEMPERATURA:

La carta ASTM D 341-43 es aplicable para productos lquidos de petrleo crudo.

Esta carta se basa en la ecuacin doblemente exponencial de Walther4;

)}8,0log{log()log()}8,0log{log( 1*1

*

T

Tn (2.5)

la cual proviene de :

8,0)8,0(

10

1

n

(2.6)

y )]}8,0log[log()]8,0{log[log()log(

)log(

21

1

2

1

TT

TT

n (2.7)


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32


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33

donde :

= viscosidad cinemtica a la temperatura *T , en centistokes

1 y 2 = viscosidades cinemticas a las temperaturas*

1T y*

2T , respectivamente,

en cestistokes

n = constante a determinar

Conociendo los valores de a las temperaturas *1T y*

2T , se puede determinar el

valor de la constante n, obtenindose as una expresin matemtica para predecir

en funcin de *T . Si se dispone de un conjunto de valores de *T , el valor de

la constante n puede ser determinada mediante ajuste por mnimos cuadrados.

Basada en la ecuacin (2.7), la carta ASTM de viscosidad-temperatura da una

lnea recta, la cual puede extrapolarse para obtener viscosidades a altas

temperaturas. As, si se prefiere se puede utilizar la carta en vez de la ecuacin

(2.7) siempre que se disponga de dos valores de vs *T .La Figura 2.2, ilustra las

viscosidades de algunos petrleos en esta carta.

La viscosidad cinemtica , en centistokes, se relaciona a (viscosidad dinmica)

en cp por medio de la siguiente ecuacin (ya indicada en la ecuacin 2.6):

(2.8)

donde es la densidad del petrleo en gr/cm3. La ecuacin (2.8) requiere el

conocimiento de la densidad como funcin de temperatura, la cual podra ser

obtenida experimentalmente. Un procedimiento alterno aproximado es usar la

correlacin dada ms adelante en este captulo.

A continuacin se presenta un ejemplo ilustrativo utilizando la ecuacin de

Walther4.


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34


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35

EJEMPLO 2.5

La viscosidad de un petrleo es de 1.700 cp a 60 F y de 180 cp a 200 F. La

gravedad API del petrleo medida a 60 F es de 25 API. Estimar la viscosidad a

400 F.

SOLUCION:

1.- Determinacin de la gravedad especifica del petrleo o

9042,05,13125

1,141

5,131

5,141

APIo

2.- Determinacin de la densidad del petrleo a 200 y 400 F (Ec. 2.18)

ya que

w

o

o

woo .

osc = 0,9042 x 1 3cm

gr= 0,9042

3cm

gr

y aplicando la ecuacin 2.18

885.1

681

Tosc

o

o (200 F) = 0,845 3cmgr o (400 F) = 0,769 3cm

gr

3.- Determinacin de las viscosidades cinemticas a 60 F y 200 F (Ec. 2.8), 1 y

2 , respectivamente:

880.19042,0

700.11 cst y 213

845,0

1802 cst

4.- Aplicacin de la ecuacin de Walter (2.7)

)]}8,0log[log()]8,0{log[log(

)log(

)log(21

*

1

*

2

*1

*

T

T

TTn

T1 = 520 R 1 = 1.880 cst

T2 = 660 R 2 = 213 cst


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36

T = 860 R = ?

)]}8,0213log[log()]8,0880.1{log[log()

520

660log(

)520

860log(n = 0,3118

y como :

8,0)8,0( 101 n

resulta:-0,3118

(1.880 + 0,8)10 - 0,8 = 39,543 0,8 = 38,74 cst

y, en consecuencia:

74,38. = 0,769x 38,74 = 29,79 cp

2.3.- VISCOSIDAD DE MEZCLAS LIQUIDAS:

Muchos mtodos han sido propuestos para estimar la viscosidad de una mezcla

de lquidos. Quizs el ms satisfactorio de estos (especialmente si los lquidos

considerados tienen viscosidades ampliamente diferentes) es el mtodo deCragoe6, el cual propone la combinacin de las licuicidades respectivas de los

lquidos a mezclar, de acuerdo a la razn de sus fracciones de peso f. La licuicidad

L, se define como sigue, en trminos de viscosidad , en cp:

L =6009,7ln

73,995.2

(2.9)

As, si la mezcla de dos lquidos 1 y 2, contienen una fraccin en peso f1 del

lquido 1, entonces la licuicidad de la mezcla, Lm, esta dada por:

Lm = f1L1 + (1 f1). L2 (2.10)

Donde L1 y L2 son las licuicidades de los lquidos. Una vez estimado el valor de Lm,

la viscosidad de la mezcla m puede ser calculada por medio de la ecuacin (2.9).

A continuacin se presenta un ejemplo de clculo para ilustrar el mtodo Cragoe.


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37

EJEMPLO 2.6

a.- Cul ser la viscosidad de una mezcla de 30% en peso de un bitumen de

1.000.000 cp y un solvente de 0,6 cp?

b.- Se desea mezclar 30% en peso del bitumen anterior (1.000.000 cp) con un

solvente para obtener una mezcla de 3.558 cp Cul ser la viscosidad del

solvente?

SOLUCION:

Parte a:

1. Clculo de las licuicidades, L1 y L2 (Ec. 2.9)

1 = 1.000.000 cp y 2 0,6 cp

L1= 88,139)6009,7000.000.1ln(

73,995.2

L2= 52,422)6009,76,0ln(

73,995.2

2. Clculo de Lm (Ec. 2.10)

Lm = f1L1 + (1 f1). L2 = (0,3) (139,88) + 0,7 (422,52) = 337,73

3.- Clculo de m (despejando m de la Ec. 2.9)

6009,773,995.2

ln m

mL

Entonces:

6009,773,337

73,995.2ln m = 1,269

de donde, finalmente, se obtiene:

m = 3,558Parte b:

1.- Clculo de las licuicidades Lm y L1 (Ec. 2.9)

m = 3,558 cp y 1 = 1.000.000 cp


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38

73,3376009,7)558,3ln(

73,995.2

mL

88,1396009,7)000.000.1ln(

73,995.21

L

2. Clculo de L2 (despejando L2 de la Ec. 2.10):

25,4223,01

88,1393,073,337

1 1

11

2

x

f

LfLL m

3. Clculo de 2 (Ec. 2.9)

506,06009,725,422

73,995.2ln 2

y entonces,

2 = 0,6 cp

2.4.-VISCOSIDAD DEL AGUA Y DEL VAPOR:

La viscosidad del agua y del vapor en funcin de temperatura puede estimarse

mediante las siguientes ecuaciones presentadas por Gottfried7:

895,26

776.1

s

s

wT

T (2.11)

Donde,

w = viscosidad del agua, en cp

sT = temperatura de saturacin, en F.

Para vapor seco y saturado, la viscosidad est dada por

410)97,812,0( xTss (2.12)

donde:

s = viscosidad del vapor seco y saturado, en cp

Para vapor hmedo, la viscosidad se puede estimar mediante:

wstsstws XX )1( (2.13)

)( swstwws X (2.13.1)


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39

Donde, ws es la viscosidad del vapor hmedo en cp, y stX es la calidad del vapor

en fraccin.

La tabla 2.1 presenta variaciones de la viscosidad del agua con la temperatura2.

Tabla 2.1 Variacin de la Viscosidad del Agua con la Temperatura2

TEMPERATURA

(F)

VISCOSIDAD

(cp)

50 1,308

60 1,124

70 0,978

80 0,861

90 0,764

100 0,684

150 0,432

160 0,400

170 0,372

180 0,347

190 0,325

200 0,305

210 0,287

220 0,271

248 0,232

284 0,196

302 0,184

320 0,174


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40

2.5.- EFECTO DEL GAS EN SOLUCION SOBRE LA VISCOSIDAD DEL

PETROLEO

El volumen del gas en solucin en petrleos pesados es usualmente pequeo,

quizs menos de 100 pie3/bl en el caso de petrleos moderadamente pesados, y

de 20-50 pie3/bl en el caso de petrleos muy pesados ( 15 API). La viscosidad

del petrleo a cualquier temperatura puede ser corregida por gas en solucin,

usando las curvas de la Figura 2.3.

La solubilidad de un gas en un liquido decrece con un incremento en temperatura,

y crece con un incremento en presin. Por tanto, se necesita data referente al gas

en solucin como funcin de temperatura, para usar la Figura 2.3.

La solubilidad de un gas en agua es baja, aproximadamente de 4 a 10 pie3/bl a

500-1500 lpca. Por lo tanto, una correccin en la viscosidad del agua a menudo no

es necesaria, en vista de la baja viscosidad del agua y de la pequea cantidad de

gas en solucin.

EJEMPLO 2.7

Las flechas en la Figura 2.3, ilustran un ejemplo de clculo donde se desea

estimar la viscosidad de un petrleo crudo saturado de gas, cuya relacin

gas/petrleo en solucin es 600 PCN/BN y la viscosidad del petrleo muerto es

1,50 cp, en ambos casos a la misma temperatura.

SOLUCION

Se ubica 1,50 cp en la escala de la viscosidad del petrleo muerto (abscisa), se

procede verticalmente hasta la lnea de RGP = 600 PCN/BN; luego se procedehorizontalmente hasta la izquierda para obtener la respuesta, 0,58 cp, en la escala

del petrleo saturado de gas (ordenada). La viscosidad del petrleo muerto puede

estimarse de datos de laboratorio o mediante la Figura 2.4.


58/318

41


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43

2.6.- OTRAS UNIDADES DE VISCOSIDAD

Usualmente la viscosidad del petrleo y de otros productos, son a menudo dados

en una variedad diferente de unidades de viscosidad cinemtica. Relaciones entre

en centistokes y otras unidades son:

Segundos Saybolt Universal, t:

t

BAt (2.14)

donde los valores de las constantes A y B se usan de acuerdo al siguiente rango:

A B Rango de t

0,226 195 32 - 100

0,220 135 > 100

Segundos Redwood N 1, t*:

*

*

t

BAt (2.15)

Igualmente, en este caso los valores de las constantes A y B tienen rango, de

acuerdo a :

A B Rango de t

0,260 179 34 - 100

0,247 50 > 100

Grados Engler, E:

)1

1(3

)6,7( EE

(2.16)

La Figura 2,5, presenta una carta para convertir valores de viscosidad a otras

unidades. El uso de la Figura 2.5 es de fcil aplicacin: una lectura de viscosidad

en cualquiera de las unidades indicadas puede fcilmente ser convertida a otras

unidades trazando una lnea horizontal a travs de la carta y leyendo el o los

valores correspondientes en otras unidades.


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44


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45

2.7.- DENSIDAD DEL PETROLEO

Dada la gravedad API de un petrleo, la gravedad especifica del petrleo, o ,

viene dada por:

5,131

5,141

APIo (2.17)

donde, o es la gravedad especifica del petrleo, adimensional. La densidad del

petrleo en3pie

lbes 62,4 x o , y en 3m

kges 1000 x o , ambas a condiciones

normales (60 F, 15 C o 288 K).

La densidad del petrleo a cualquier otra temperatura T, est dada por7:

885.1

681

T

osc

o

(2.18)

o:

osc

= 1,034125 0,0565 x 10-2 T + 0,2375 x 10-6 T2 (2.19)

donde, T es la temperatura en F y osc la densidad del petrleo a condiciones

normales.

2.8.- DENSIDAD DEL AGUA:

La densidad del agua a la temperatura de saturacin T, esta dada por11:

Gw

000023,001602,0

1

(2.20)

Con:

G = - 6,6 + 0,0325 T + 0,000657 T2 (2.21)

Donde, w est en 3pielb y T en F.

Para el vapor, la densidad depende de la presin de saturacin y de la calidad. Al

igual que otras propiedades del vapor y algunas del agua sern discutidas en el

capitulo siguiente.


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46

2.9.- CALOR ESPECFICO

Se define como calor especifico de una sustancia, a la cantidad de calor requerida

para aumentar en un grado la temperatura de la unidad de masa de la sustancia,

especficamente de 60 F 61 F. En general, depende de la temperatura aunque

no muy marcadamente.

Gambill12, presenta las siguientes ecuaciones para estimar el calor especfico de

lquidos, gases y rocas.

2.9.A.- HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y PETROLEOS

oo

T

c

00045,0388,0

(2.21)

Donde:

co : calor especifico,Flb

BTU

o : gravedad especfica del petrleo,

T : temperatura, F

2.9.B.- HIDROCARBUROS GASEOSOS

cg = 4 + 1,30 n + 0,012 n T (n 3) (2.22)

Donde:

cg : calor especfico,Fmollb

BTU

n : numero de tomos de carbono/mol

T : temperatura, K

2.9.C.- AGUA SATURADA

cw = 1,0504 - 6,05 x 10-4 + 1,79 x 10-6 T2 (2.23)

Donde: cw : calor especfico,Flb

BTU

T : temperatura, F (T 500 F)


64/318

47

2.9.D.- ROCAS:

cr= 0,18 + 0,00006 T (2.24)

Donde: cr : calor especfico, Flb

BTU

T : temperatura, F

2.10.- CAPACIDAD CALORIFICA DE ROCAS SATURADAS

Una propiedad trmica de gran inters en el diseo de procesos trmicos con

propsitos de recuperacin secundaria, es la capacidad trmica de las rocas

saturadas con uno o varios fluidos, ya que de su valor depende cuanto calor sedebe suministrar para elevar la temperatura de la roca y los fluidos que ella

contiene, en un determinado incremento.

La capacidad calorfica de una roca saturada con petrleo, agua y gas, est dada

por:

M = (1 -) rcr+ (Soo co + Sww cw + Sgg cg) (2.25)

Donde:

M : capacidad calorfica,Fpie

BTU

3

S : saturacin de fluidos, fraccin

c : calor especifico,Flb

BTU

: densidad,3pie

lb

o, w, r, g : subndices referentes a petrleo, agua, roca y gas respectivamente.

EJEMPLO 2.8

Como ejemplo ilustrativo, considrese una roca de porosidad 20% y saturaciones

de petrleo, agua y gas de 40%, 40% y 20% respectivamente. Utilizando valores


65/318

48

aproximados de co = 0,5, cw = 1,0, cg = 0,5, cr= 0,21, o = 50, w = 62,4, g = 0,1 y

r= 164 en las unidades respectivas, se tiene:

M = (1 0,20)x164x0,21 + 0,20(0,4x50x0,5 + 0,4x62,4x1,0 + 0,20x0,1x0,5)

M = 27,55 + 2,0 + 5,0 + 0,002 = 34,57 BTU/pie3 - F

Los sumandos 27,55; 2,0; 5,0 y 0,002 representan la cantidad de calor requerido

para aumentar en 1 F la temperatura del petrleo, agua, gas y parte slida

contenida en 1 pie3 de roca. Obsrvese que la mayor parte del calor requerido se

debe a la parte slida de la roca.

2.11.- CONDUCTIVIDAD TERMICA (Kh)

La conductividad trmica, Kh, es una propiedad del material que indica la cantidad

de calor transferido, por unidad de rea transversal normal a un gradiente unitario

de temperatura, bajo condiciones de estado estacionario y en la ausencia de

cualquier movimiento de fluido o partculas. En general, la conductividad trmica

vara con la presin y temperatura. Se expresa por la Ley de Fourier, la cual

establece que:

xTK

AQ

h

c

(2.26)

donde:

A

Qc = tasa de transferencia de calor, en

2pie

BTU

Kh = conductividad trmica, enFpieh

BTU

x

T

= gradiente de temperatura, en F/pie

Como puede observarse, la ley de Fourier es semejante a la ley de Darcy:

x

Pk

A

q

(2.27)


66/318

49

Comparando estas dos leyes puede observarse que la conductividad trmica en la

ley de Fourier, hace el mismo rol que la movilidad, (

k), en la ley de Darcy.

Tngase en cuenta que :

1Fpiehr

BTU

Ccmseg

amilicalor

13,4

2.11.1.- CONDUCTIVIDAD TERMICA DE LIQUIDOS Y GASES

La conductividad trmica de la mayora de los lquidos, especialmente lquidos

orgnicos, varia entre 0,05 y 0,2 BTU/hr.pie.F y normalmente su valor disminuye

con aumento de temperatura, siendo 0,08 un buen promedio. El agua es una

excepcin: la conductividad trmica sube al subir la temperatura, hasta 130 C

(valor mximo = 0,398Kcmseg

asmilicalor

)

Para el agua, puede usarse la siguiente ecuacin:

Kw = 0,004 T + 0,228 (10 C T 80 C) (2.28)

donde, T es la temperatura, en K.

Una de las siguientes relaciones se puede utilizar para el clculo de la

conductividad trmica de lquidos 13,14:

Kh = 0,5778 [0,0984 + 0,109 (1 bT

T)] (2.29)

, Kh = 41,2 cpv

bo

L

T

M

33,1)(

(2.30

donde:

Kh : conductividad trmica,

Fpieh

BTU

cp : calor especifico,Flb

BTU

o : gravedad especifica del petrleo

Tb : temperatura de ebullicin, K


67/318

50

Lv : calor latente de vaporizacin a Tb,lb

BTU


lb

Para fracciones de petrleo y mezclas de hidrocarburos en general, Cragoe6

propone la siguiente relacin:

o

h

TK

)]32(0003,00,1[0677,0 (2.31)

donde:

Kh : conductividad trmica,Fpieh

BTU

T: temperatura, F

o : gravedad especifica del petrleo

Para gases a condiciones ordinarias de presin y temperatura, la conductividad

trmica varia entre 0,002 y 0,025Fpieh

BTU

, siendo 0,007 a 0,008 un buen

promedio.

Gambill12, recomienda la siguiente relacin para calcular la conductividad trmica

de gases:

)48,2

(M

cKph (2.32)

donde:

: viscosidad del gas,hpie

lb

hr (1 cp = 2,4191

hpie

lb

)


lb

Para vapor a altas temperaturas, se recomienda la siguiente relacin15:

Kh = 0,5778 x 10-4 (176 + 0,587 T + 1,04 x 10-3 T2 4,51 x 10-7 T3) (2.33)


68/318

51

donde:


BTU

T: temperatura, F

2.11.2.- CONDUCTIVIDAD TERMICA DE ROCAS

La conductividad trmica de un medio poroso depende de un gran nmero de

factores, algunos de los cuales son: densidad, porosidad, temperatura, saturacin

de fluidos, tipos de fluidos y movimiento de los fluidos en la roca. Es una

propiedad difcil de medir y se ha observado que disminuye con temperatura,

mientras que aumenta con saturacin de agua, densidad de la roca, presin y

conductividad trmica del fluido saturante.

Entre las relaciones existentes para estimar la conductividad trmica de rocas, se

tienen las siguientes ecuaciones:

a.- Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto de la temperatura:)12,0ln61,1ln17,0(98,4

2020047,0

Ch

KT

chh TKK (2.34)

Donde :

Kh : conductividad trmica de la roca a la temperatura T,Kcms

asmilicalor

,

(multiplicar por 0,24175 para convertir aFpieh

BTU

)

T : temperatura, K

Kh20C : conductividad trmica a 20 C

b- Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto de la densidad de la

roca:

)53,1

60,1(

20

r

eK Ch

(2.35)

donde, r es la densidad de la roca en 3cm

gry Kh20C ya fue definida.


69/318

52

c- Ecuacin de Assad17 para considerar el efecto de la saturacin de fluido y

tipo de fluido saturante:

m

hK

KKK )(

1

21 (2.36)

donde:

Kh : conductividad trmica de la roca saturada de fluido,Fpieh

BTU

K1 : conductividad trmica de la roca seca,Fpieh

BTU

K2: conductividad trmica del fluido saturante,Fpieh

BTU

m : C x

C : factor de correlacin, (Tabla 2.2)

: porosidad, fraccin.

Tabla 2.2.-Correlacin de Valores Calculados17

ROCA K1 m C

Arenisca 0,196 5,7 0,460 2,3

Arenisca 0,400 2,2 0,395 1,0

Arena cienosa 0,430 2,3 0,385 0,9

Limonita 0,360 2,2 0,410 1,1

Caliza 0,186 4,8 0,325 1,7

Arena (Fina) 0,380 5,4 0,445 1,2

Arena (Gruesa) 0,340 5,4 0,410 1,2

d- Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto combinado de la

densidad, saturacin de fluidos y temperatura

)(6,0

55,0

31,26wr S

h eT

K

(2.37)

donde:


70/318

53

Kh : conductividad trmica de la roca parcialmente saturada de agua a la

temperatura T,Kcms

asmilicalor

(multiplicar por 0,24175 para convertir a

Fpieh

BTU

)

T: temperatura, K.

e- Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto combinado de

porosidad de la roca, saturacin de liquido y temperatura:

55,0

])1(65,2[6,0

)3,255556,0(

36,6

T

eK

lS

h

(2.38)

donde:

Kh : conductividad trmica de la roca,Fpieh

BTU

Sl : saturacin total de liquido, fraccin

T : temperatura, K.

: porosidad, fraccin

Valores tpicos de conductividad trmica y otras propiedades de las rocas se

muestran en la Tabla 2.3

2.12.- DIFUSIVIDAD TERMICA

En la mayora de las ecuaciones de transferencia de calor se utiliza ms

comnmente el trmino de difusividad trmica que el de conductividad trmica.

Por tanto, es conveniente definir la difusividad trmica y usarla donde sea posible.

La difusividad trmica se designa con la letra y se define como:

M

Kh (2.39)

Donde

: difusividad trmica,h

pie2


71/318

54


BTU

M : capacida

recuperacion termica de petroleo - alvarado-adafel

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