COMBUSTIÓN ‘‘IN -SITU’’ O
COMBUSTIÓN EN EL YACIMIENTO Sergio Giovany Cabrera Siabato
RESUMEN Las reservas mundiales de petróleo pesado son enormes en comparación con la de petróleo ligero conformando una enorme reserva mundial. El agotamiento de crudos ligeros lo convierte en fuente potencial y obligada de hidrocarburos. Los porcentajes de crudos pesados, extra pesados y arenas bituminosas en el mundo corresponden al quince, veinticinco y treinta por ciento respectivamente. Ubicando a Venezuela y Canadá como los principales productores de crudos pesados y extra pesados a nivel mundial. Con lo anterior la utilización de métodos de recobro para la extracción de este tipo de crudos se convierte en una gran ayuda para la industria petrolera. Gracias a la combustión en el yacimiento es posible la explotación de yacimientos de crudos pesados donde resulta ineficiente cualquier otro proceso, sin embargo gracias a aportes obtenidos en campo se ha logrado proponer nuevas ideas para el mejoramiento o proponer adaptaciones de este método a determinadas características. características. Recobro Mejorado, Combustión en el Yacimiento, Yacimientos de Crudo Pesado, Combustión en Reverso, Combustión Húmeda, Combustión parcialmente apagada.
Palabras claves:
ABSTRACT The world-wide heavy petroleum reserves are enormous in comparison with the one of light petroleum conforming an enormous world-wide reserve. The exhaustion of crude light turns it potential and forced source of hydrocarbons. The heavy bituminous sand and percentage crude, extra heavy in the world correspond to fifteen, twenty-five and thirty percent respectively. Locating to Venezuela and Canada like the main heavy producers of crude and extra heavy at world-wide level. With previous the use of methods of recovery for the extraction of this type of crude one becomes a great aid for the oil industry. Thanks to the combustion in the deposit the operation of crude deposits of heavy is possible where is inefficient any other process, nevertheless thanks to contributions obtained in field the improvement has been managed to propose new ideas or to propose determined adaptations of this method to characteristic. Key words:
Improved recovery, Combustion in the Deposit, Deposits of Crude Heavy, Combustion in Reverse, Humid Combustion, Combustion partially extinguished.
INTRODUCCION Debido a los altos precios del petróleo, al igual que la gran demanda de este producto a nivel mundial, se ha conseguido que la explotación de crudos con baja gravedad API (crudos pesados, extrapesados y bitumen) aumente de forma considerable, como los encontrados en la Faja Petrolífera del Orinoco. Es de vital importancia el tratar de recuperar estos crudos, debido a que las proporciones de volumen comparándolas con las reservas de crudo ligero son muy superiores. El agotamiento de reservas de aceite ligero ha llevado a la industria a desarrollar métodos que faciliten la extracción de estos crudos sin embargo se siguen buscando alternativas que signifiquen menores gastos energéticos y mejores remuneraciones económicas. La combustión in situ ofrece gran variedad de ventajas en cuanto a los cambios extremos en calidad y viscosidad del crudo, sin embargo este proceso exige cuidados especiales sobre todo si nos referimos al cuidado del flujo del aire. Muchos de los proyectos exitosos presentan aumentos muy significativos de recuperación e importantes factores de recobro. Lo que inició como un descuido durante la inyección de aire terminó convirtiéndose en el único método de explotación de algunos yacimientos y en uno de los procesos más relevantes de la recuperación termal, lo cual ha incidido en su estudio y mejoramiento para ser aplicado a formaciones con diversos comportamientos y características. Aunque todos los procesos de combustión en el yacimiento se han descrito por pruebas de campo los resultados detallados no están disponibles en la literatura para todas las variaciones, pero es posible alcanzar conclusiones útiles en muchos casos. Cada uno de los aportes a la creación de nuevas tecnologías que permitan la recuperación de crudo pesado significa una oportunidad más para aquellos países que poseen grandes reservas de este tipo y siguen en busca de métodos de extracción que resulten cómodos económicamente.
HISTORIA La combustión "in-situ" ocurrió probablemente en los proyectos de inyección del aire realizados en Ohio del sudeste durante la primera parte del siglo XX. Lewis
(1916) en una publicación inédita de la oficina interna de E.U. de minas contemplaba la posibilidad de usar la combustión en los proyectos donde se inyectaba aire caliente en la formación para combatir problemas de deposición de parafina. Según Lewis (1916) las operaciones de Ohio originaron la práctica de la inyección caliente del aire en la formación ya que atenuaba los problemas de deposición de parafina. En una tentativa de reducir al mínimo la deposición de la parafina y de aumentar la recuperación del aceite de su compañía petrolera Cumberland comenzaron a inyectar 150000 pies cúbicos al día (160°F) descargas calientes del compresor de 40- psi dentro (los 600ft) de la primera arena baja de Cowrun en agosto de 1911. La inyección fue continuada por 40 días. El análisis de las muestras producidas del gas tomadas de pozos en el área vuelta a presurizar demostró que virtualmente todo en el pozo producía dióxido (Lewis, 1917). El porcentaje del bióxido de carbono y oxígeno en las muestras producidas se extendió a partir de 0.7 - 7 y de 4.3 - 16.48 en volumen, respectivamente. En la retrospección quedó claro que la inyección prolongada del aire caliente en el depósito dio lugar a la auto ignición del petróleo "in-situ". Lewis (1917) atribuyó la presencia del CO2 y contenido bajo de oxígeno en la reacción química producida por el gas "in-situ" y el oxígeno del aire. Osgood (1930) en su trabajo monumental, ‘‘Increasing The Oil Recovey’’ presentó las historias detalladas del caso de varios proyectos tempranos de la inyección del aire (1915-1925). , EL Dorado, Kansas, proyecto de la inyección del aire (1925) que observaron: ‘‘Solamente 60% del volumen de aire introducido fue recuperado en última instancia de la arena, y que componía este gas principalmente el bióxido de carbono y el nitrógeno, el oxígeno que era extraído del aire subterráneo. Este cambio fue interpretado como indicador de una combustión lenta. Resultados similares se han obtenido en el distrito de Bradford, Pennsylvania. Los resultados apuntan en la dirección obviamente de la oxidación del aire o de los minerales de la roca con los cuales el aire entra en del contacto’’. El primer proyecto exitoso de combustión "in-situ" en E.U. (quizás en el mundo) ocurrió en octubre 1920 cerca de la ciudad de Marietta en Ohio meridional (Mills, 1923). La técnica de combustión "in-situ" usada por Smith-Dunn (proceso realmente cíclico de la combustión) para derretir la parafina y para aumentar la producción. El aire y el gas natural que venía en el pozo hicieron una mezcla combustible, que encendió y se quemó por 24 horas. El fuego que fue confinado a la
parte inferior del pozo entonces fue extinguido vertiendo algunos cubos de agua en la tapa del pozo, el cual fue puesto en producción librando la presión. El índice de producción fue doblado ' '. Después de esto, la oficina de minas de E.U. ensambló otro proyecto de combustión puesto en marcha en diciembre de 1920 (Mills, 1923). En este proyecto, el pozo era seco afianzado, el aire comprimido entonces fue forzado al fondo del pozo a través de la tubería dentro de la formación. El caer abajo de una cierta basura empapada aceite ardiente encendió el pozo. El fuego fue mantenido por varios días alimentado por el aire comprimido a través de la tubería. El fuego entonces fue extinguido y el pozo fue puesto a la producción librando la presión, de inmediato se notó un aumento en la fluidez del aceite junto con el gas. El índice de la producción aumentó varias veces respecto a antes de que se implementara la combustión. La compañía de gas natural La esperanza en 1922 utilizó un procedimiento similar pero más refinado, para mejorar la producción petrolífera este proyecto era el primer en utilizar el compartimiento de combustión para iniciar la ignición. Las noticias nacionales del petróleo (1923) describieron el proceso en detalle. En este análisis del proyecto Mills (1923) observó que la temperatura bien del bottomhole fue levantada a 2300°F. Él también observó que el calor intenso fundió la arena parte de la tubería y el excavar el pozo en estas temperaturas extremas compensó el daño. El proceso dio lugar a un aumento considerable en la producción en un pozo próximo y así se impulsó el proceso de combustión. Para evitar quemas de juntas y separación de la tubería, él recomendó el uso de la tubería de la aleación capaz de soportar altas temperaturas. La primera patente que precisaba el principio de combustión "in-situ" fue publicada por E.R. Walcott el 5 de junio de 1923. Esta patente fue solicitada en 1920 pocos meses antes del inicio de la experimentación en campo en los E.E.U.U. También se publicó una patente similar por F.A. Howard en noviembre 6, 1923. El primer documento teórico sobre la recuperación del aceite por la inyección de gas caliente para combustión de arenas fue publicado por la oficina de minas de E.U. en 1928 (Lindsly, 1928). Se estimó el calor necesario para levantar la temperatura de 1-acre-pie de arena a 700°F. Este documento proporciono a la ingeniería cálculos económicos de un proceso entonces experimental. Desde la puesta en práctica de estos primeros pilotos modernos, más de 225 proyectos combustión fueron emprendidos en E.U. muchos de estos proyectos eran
económicamente acertados, mientras que otros fallaron por varias razones incluyendo características desfavorables del depósito y del líquido, la ingeniería pobre y problemas operacionales. En general la mayoría de los pilotos que fallaron eran proyectos experimentales pequeños puestos en ejecución en perspectivas pobres por los operadores lo cual aumentaba su probabilidad de falla. 1
COMBUSTION EN EL YACIMIENTO Este proceso consiste en quemar una parte del petróleo ‘‘in-situ’’, con el objetivo de generar calor para producir el petróleo remanente. Existen dos tipos de combustión en el yacimiento. Combustión convencional o ‘‘hacia adelante’’ debido a que la zona
avanza en la misma dirección del flujo de fluidos y combustión en reverso o en ‘‘contra -corriente’’ pues la zona de combustión se mueve en sentido opuesto al flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas, limitaciones y casos específicos de aplicación.
1. COMBUSTIÓN CONVENCIONAL Este tipo de combustión consiste en: 1. Inyectar aire a través de ciertos pozos para crear una alta permeabilidad relativa al aire. 2. Encender el crudo en los pozos de inyección. 3. Propagar el frente de combustión a través del yacimiento mediante la inyección continua de aire, con el objeto de calentar y desplazar los fluidos delante de ella. El petróleo es producido por una gran variedad de mecanismos incluyendo vaporización, condensación, empuje por gas en solución, desplazamientos miscibles, empuje por vapor, craqueo térmico, etc. En cualquier instante, existe una zona de combustión alrededor del pozo de inyección, donde las temperaturas son del orden de 700°F a 1200°F. La zona más delante se caracteriza por evaporación y craqueo del petróleo. Aún más adelante, se encuentra la zona de condensación donde las temperaturas son menores y donde ocurre la condensación del vapor y de las fracciones más livianas del petróleo. Luego se encuentra el banco de agua, el banco de petróleo y finalmente la zona virgen hasta los pozos productores.
petróleo y gas son tales, que ellos pueden fluir. En la etapa inicial solamente gas y petróleo desplazado por gas pasan a través de este punto. Más tarde el agua destilada por la onda de calor y la generada en la combustión, hacen que la saturación de agua aumente lo suficiente para hacerse móvil y las tres fases fluyen a través del punto considerado.
Ilustración 1: Combustión convencional.
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El proceso de combustión convencional es ideal en el sentido en que una fracción indeseable del petróleo es consumida como combustible en forma de ‘‘coque’’, y
que el calor generado es utilizado lo más eficientemente posible. La cantidad de petróleo consumido es alrededor del 15%, pero varía ampliamente dependiendo del tipo de petróleo y tasa de inyección de aire. Se le denomina contenido de combustible y se expresa en lbs/lb de roca o en lb/ft 3 de roca. En cuanto al flujo de fluidos, considérese un punto cercano a uno de los pozos de producción. A principio, la saturación de agua es inmóvil y las saturaciones de
La aplicación del proceso de combustión convencional está limitada por el hecho de que los productos de la combustión, el petróleo y el agua, deben fluir en una zona relativamente fría. Por lo tanto existe un límite superior para la viscosidad del petróleo que puede ser recuperado económicamente por este proceso. En términos de gravedad del petróleo, la combustión convencional es aplicable a yacimientos con crudos en el rango de 10° a 40° API, y la recuperación del petróleo varía entre 60% y 90% del petróleo en el yacimiento en el momento de iniciar el proceso, dependiendo, del tipo de arreglo, propiedades del petróleo y petróleo en sitio. Durante la combustión en el yacimiento ocurren simultáneamente tres procesos físicos; reacción química, transferencia de calor y flujo de fluidos. Estos procesos tienen lugar en forma dependiente y su entendimiento es básico para la evaluación de los parámetros básicos envueltos en combustión convencional.
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Ilustración 2: Perfiles típic os de saturación y temperatura.
1.1 Diseño de un proyecto de combustión ‘‘in-situ’’ convencional 1. Determinar la razón de átomos de hidrógeno a átomos de carbono, la razón de moléculas de CO 2 a moléculas de CO, la fracción de oxigeno utilizado y el contenido o concentración de combustible, de pruebas de combustión en el laboratorio con petróleo y arena del yacimiento objeto del proyecto. 2. Calcular el aire total requerido para la combustión y la eficiencia de barrido. 3. Calcular el volumen de petróleo desplazado. 4. Determinar la cantidad de agua producida en base al agua inicialmente en el yacimiento y la originada por la combustión. 5. Determinar el volumen de gas producido. 6. Determinar la tasa de inyección de aire máxima y el tiempo requerido en base a la máxima presión disponible para inyectar en pruebas de campo. 7. Determinar el flujo de aire mínimo por unidad de área seccional, requerido para mantener la combustión y chequear por extinción. Si el límite de extinción es menor que la distancia del pozo inyector al pozo productor, se debe reducir el tamaño del arreglo o aumentar la tasa de inyección máxima, lo cual implica una mayor presión de inyección. 8. Calcular el tiempo de ruptura. Este se considera como el tiempo necesario para quemar todo el arreglo o lo que es igual el tiempo total para inyectar todo el aire requerido. 9. Determinar las tasas de producción de petróleo, agua y gas. Esto se logra dividiendo la producción total de cada fluido por el aire inyectado total para determinar los barriles o ft 3 de producción de PCN de aire inyectado. Aunque el proceso anterior es altamente simplificado, es lo máximo que puede hacerse sin recurrir a complicados modelos numéricos, que de todas formas solo simulan aproximadamente los complejos fenómenos que ocurren en un proyecto de combustión 3 ‘‘in-situ’’.
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Ilustración 3: Combustión en el yacimiento.
2. COMBUSTION EN REVERSO El proceso de combustión en reverso se diferencia del convencional, en el hecho que el frente de combustión se origina en los pozos productores y se propaga hacia los inyectores. En este tipo de proceso el petróleo vaporizado, el agua y los productos de la combustión se mueven en una zona del yacimiento que ha sido calentada. Luego, debido a que la arena está caliente la saturación movible de líquido es eliminada en esta parte del yacimiento. Lo cual significa que no existe límite superior en la viscosidad del petróleo. Sin embargo, el combustible para el proceso es una fracción intermedia del petróleo original y la fracción más indeseable del crudo permanece sobre la superficie de la arena como un depósito sustancial de ‘‘coque’’, el cual representa
energía disponible no utilizada en la producción de petróleo. El proceso de combustión en reverso puede ser usado en yacimientos donde el proceso convencional es imposible de aplicar debido a la alta viscosidad del petróleo. Por esta razón es particularmente adecuado para yacimientos con crudos muy pesados y para arenas bituminosas. En términos de gravedad del petróleo, es aplicable en el rango de 5° a 15°API y la recuperación puede alcanzar de un 50% a 65% de petróleo en sitio en el momento de iniciar el proceso. Bajo ciertas circunstancias, el frente de combustión se mueve suficientemente rápido, de tal forma que solo una fracción del petróleo en sitio es consumida. Sin
embargo, en algunos casos esta fracción puede alcanzar un 50% del petróleo en sitio. Una característica importante del proceso de combustión en reverso es el mejoramiento del petróleo pesado en sitio. Por ejemplo es posible que se obtenga crudo de 25°API y de 15cp de viscosidad, de un yacimiento que contiene petróleo de 8°API y alta viscosidad.
md. La saturación de bitumen fue de 45% y casi 900 bbls/acre-pie. El petróleo producido fue marcadamente diferente del bitumen original. Así por ejemplo se obtuvo un petróleo de 10°API de un bitumen de 500000 cp.
VENTAJAS
Disponibilidad de aire en todo momento. Puede inyectarse aire en zonas de difícil acceso para otros fluidos. Facilidad para mantener equilibrada la presión. Se estiman recuperaciones de hasta el 80% del crudo ‘‘in-situ’’ según cálculos computarizados. Disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. Aumento considerable en la gravedad API del crudo. En comparación con el drenaje por gravedad asistido por vapor se reduce un 22% de la emisión de dióxido de carbono debido a que no se quema gas natural en superficie para generar vapor. El crudo que se consume es el económicamente menos importante.
Ilustración 4: Sentido del frente de combustión par 3 la combustión en reverso
Pruebas experimentales sobre combustión en reverso demuestran que las temperaturas máximas alcanzadas son función del flujo de aire únicamente y que están poco afectadas por pérdidas de calor. La velocidad promedio de la zona de combustión aumenta linealmente de 1.0 a 7.6 pies/día cuando el flujo de aire aumentó de 10 a 180 PCN /hora-pie. Correspondiendo a esto una temperatura máxima de 780°F. En comparación con la combustión convencional, la combustión en reverso es menos atractiva debido a recuperaciones más bajas, mayor consumo de combustible, mayores pérdidas de calor y problemas de equipo más severos. Sin embargo tiene un mayor rango de aplicabilidad y probablemente es el único método aplicable a arenas bituminosas. Relativamente existen pocas pruebas de campo sobre combustión ‘‘in-situ’’ en reverso. En una prueba reportada se obtuvo petróleo de una arena bituminosa de 12 pies de espesor y permeabilidad promedia de 186
Ilustración 5: Aceite recuperado vs. Volumen 3 quemado
DESVENTAJAS
Difícil control sobre la trayectoria de flujo del aire dentro del pozo. Falta de confianza en el proceso debido a la relación entre proyectos exitosos y fallidos. Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento. El calor que se almacena fuera de la zona quemada no es usado eficientemente ya que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante. El petróleo que se produce tiene que pasar por una zona fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez.
Ilustración 6: Disposición generalmente indeseable 5 para a combustión en el yacimiento.
PROPIEDADES DE UN YACIMIENTO PARA JUZGAR LA ADECUACIÓN DE UN PROYECTO DE COMBUSTIÓN EN EL YACIMIENTO Basados en proyectos de campo, estudios teóricos y de laboratorio, se pueden establecer una serie de condiciones deseables que un yacimiento debe tener para ser considerado técnicamente atractivo para un proyecto de combustión ‘‘in -situ’’ son las siguientes: i.
ii.
iii.
iv. v. vi. vii.
Relación entre viscosidad, permeabilidad y espesor md-pie/cp: Esta relación es recomendable sea mayor de 10.0 md-pie/cp. Es conveniente que el espesor del yacimiento sea al menos de 15.0 pies. Profundidad del yacimiento: Puede ser cualquier valor pero es recomendable sea mayor de 700 pies para hacer el proceso económico. Sin embargo no debe ser alto debido a los costos de compresión. Saturación de petróleo del orden de 600 bbls acre/pie o mayor. Esto implica una porosidad del orden del 20% y saturación porcentual de petróleo del orden del 40%. Saturación inicial de gas: debe ser lo suficiente para hacer la operación económicamente atractiva. Gravedad del petróleo en el rango de 0° a 35° API. Saturación de agua no mayor del 40%. Tipo de formación: Puede ser cualquiera con porosidad tipo arena, contínua, homogénea y no muy fallada. 3
Ilustración 7: Línea de disposición del pozo de impulsión (Una mejor geometría para la combustión 5 in si-tu)
3. VARIACIONES DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN CONVENCIONAL Numerosas variantes del proceso de combustión convencional se han propuesto. De estos solamente el de ‘‘Combustión Convencional Húmeda’’ tiene
mérito considerable.
La combustión húmeda es un proceso diseñado con la finalidad de aprovechar la gran cantidad de calor dejada detrás del frente de combustión, en un proceso convencional, que de otra forma se perdería hacia las formaciones adyacentes. La recuperación del calor se logra mediante inyección de agua en forma simultánea o alternada con el aire. La combustión seca genera altas temperaturas. La capacidad de la corriente de aire inyectado para transportar el calor es baja y por lo tanto la mayor parte del calor generado por la oxidación del combustible es retenida en la arena. El combustible disponible determina el requerimiento de aire y la temperatura obtenida. Para el caso normal de requerimiento de aire 400 bbls/ft 3 de formación barrida, la temperatura en la arena barrida es del orden de los 2200°F. Si se inyecta agua con el aire a una tasa moderada, esta se convertirá en vapor supercalentado al ponerse en contacto con la arena caliente. Un pie cúbico de arena caliente evaporará aproximadamente 0.5 pies cúbicos de agua (suponiendo una porosidad del 30% y una saturación del 80%) y almacenará 0.3 pies cúbicos de agua fría. Mientras se inyecte menos de 400 ft 3 de aire, el frente de enfriamiento (inicio de la zona de evaporación) no pasará el frente de combustión. El vapor supercalentado se mezcla con el aire y fluye a través del frente de combustión sin afectar la reacción, tal como pasa con el nitrógeno del aire. Mas adelante del frente de combustión, la mezcla gaseosa de vapor, nitrógeno, dióxido de carbono, etc., se enfría rápidamente al ponerse en contacto con la formación que está más fría. Una vez que la mezcla se condensa provee un empuje por vapor diluido. La temperatura de la zona de vapor está determinada por la presión parcial del vapor; pero en el rango de presiones de campo, esta es del orden de 400°F .La longitud de la zona de vapor está determinada por el porcentaje de vapor recuperado corriente arriba.
necesitará aproximadamente una tercera parte del aire requerido en la combustión seca. El mantenimiento de la zona de alta temperatura se consideró esencial para la continuidad de la combustión, hasta que se midió la tasa de oxidación en función de la temperatura. Se encontró entonces que a temperaturas del orden de los 400°F, el oxígeno podría ser consumido dentro de una distancia de 0.39in a 3.28 ft. La oxidación del petróleo se produce en varias etapas y a diferentes tasas de reacción. En la primera etapa el hidrógeno se quema rápidamente a bajas temperaturas, y en la última etapa se produce la combustión bastante rápida del residuo del carbón puro, la cual requiere temperatura al menos de 750°F. Por lo tanto, puesto que el fuego en el petróleo parcialmente quemado se apaga fácilmente, Si se permite entrar agua en la zona de combustión, el oxígeno viajará hasta conseguir petróleo virgen a 400 °F, aproximadamente. Así el frente de enfriamiento causado por el flujo de agua impone su velocidad al frente de combustión; y el calentamiento y evaporación parcial del agua, la recuperación del calor de la formación y la generación de calor por combustión, ocurre todo en un frente que viaja rápidamente. El proceso de combustión generado así se denomina ‘‘Combustión Parcialmente Apagada’’.
Algunas ventajas de la combustión húmeda sobre la seca son las siguientes: i.
ii. iii.
iv. En el caso límite de combustión normal húmeda, todo el calor detrás del frente de combustión se recupera, excepto en una región delgada de alta temperatura. La combustión es normal en el sentido en que se consume todo el combustible disponible por donde pasa el frente de combustión a través de la formación. El frente de combustión viaja solo una parte de la distancia de la cual el petróleo es barrido, de acuerdo a esto solo se
v. vi.
Si se inyecta mucha agua junto con el aire, tal que el agua llegue a la zona de combustión, el fuego, a pesar de ser parcialmente apagado, se moverá a una velocidad impuesta por el flujo de agua. El petróleo será desplazado por el frente delantero del tapón de calor, delante del frente de combustión. El aire requerido en combustión parcialmente apagada, es mucho menor que en combustión seca, o húmeda normal. Debido a que las pérdidas de calor se producen solamente de una porción calentada pequeña, la cantidad de aire requerido para mantener la combustión es menor en combustión húmeda parcialmente apagada. La combustión parcialmente apagada es menos destructiva a los pozos productores que otros tipos de combustión. La calidad del agua para combustión húmeda normal y parcialmente apagada,
solo requiere llenar los requisitos de inyección. Actualmente casi todos los proyectos de combustión convencional son del tipo húmeda y una serie de trabajos cubriendo aspectos experimentales como operacionales en el campo son disponibles en literatura.3
CASOS DE APLICACIÓN a) Campo Bellevue (Noreste de Luisiana) Fué descubierto a principios de 1920.Los pozos terminaron inicialmente con altas tasas de producción, pero con presiones de depósito que disminuían rápidamente, a una profundidad de 350 pies, las tasas de producción se redujo a menos de un barril por día por pozo. Esta rápida expansión del líquido y el drenaje por gravedad después ha representado sólo el 10% del petróleo original en sitio. Esta saturación de aceite residual hizo de este campo una posibilidad excelente para algún tipo de recuperación que fuera capaz de aumentar la movilidad del crudo de 19 API. Varios proyectos de estimulación se han intentado, pero ninguno ha sido exitoso en el aumento de la producción. A pesar de que Cities Service Company no fue el primero en intentar la recuperación térmica en el campo, todavía existen muchas preguntas sin respuesta sobre el éxito de un proyecto térmico en el campo de Bellevue. El experimento de 1971 incluyó cuatro patrones de 2.5 acres que produjo 180.000 barriles de petróleo ya irrecuperable durante una fase de tres años de combustión. el éxito del proyecto piloto llevado a la elaboración de un segundo conjunto de cuatro modelos de 2,5 hectáreas se utilizaron para determinar las ventajas de la combustión húmeda en el campo de Bellevue. Esta prueba demostró que la combustión húmeda fue significativamente mejor que la forma pasada de combustión seca utilizada en el proyecto piloto, mediante la reducción de los requisitos de aire y el aumento al rendimiento del barrido. En 1975, ocho patrones fueron desarrollados, incluyendo cinco patrones que están operando bajo un contrato con el Departamento de Energía de EE.UU. para demostrar la eficiencia técnica y la economía a escala comercial del proyecto de combustión in situ. Desde 1975, tres expansiones adicionales, elevando el número total de expansiones a seis que se ha traducido en 46 modelos que cubren un total de 180 hectáreas,
será la recuperación de más de 4,7 millones de barriles de petróleo ya irrecuperable. CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO
El depósito de este proyecto es arena no consolidada Nacatoch que es muy porosa y permeable con estrías de la pizarra fosilífera de cal y arena. El promedio de formación de la porosidad del 33,9% con una saturación de agua de 27,4%. La permeabilidad de análisis de núcleos es de aproximadamente 700 md. La composición de la remuneración de espesor entre 10 a 83 pies con neto a espesor bruto de 0.75. Los depósitos de estas características se combinan para dar un aceite de 1909 bbls/ac-ft. La temperatura del yacimiento es de 75 °F y la presión entre 25 a 40 psig. La viscosidad del aceite es 676 cp en la temperatura del yacimiento, pero cae rápidamente al aumentar la temperatura, Este no presenta en la actualidad gas en solución y el aceite FVF es 1.0 RB/STB. El Agua original tiene 18.000 sólidos totales y 11000 cloruros. PROCESOS DE INUNDACIONES
INCENDIOS
E
La prueba piloto de 1971 se llevó a cabo a principios similares a la tecnología de la industria. Reconociendo la tendencia preferencial de levantamiento de la inyección de aire, los inyectores fueron perforados en la parte inferior de la formación en un intento de minimizar este problema. El aire se inyecta a propagar el frente de combustión hasta que un volumen predeterminado del embalse fue quemado. Al término de esta fase, la inyección de aire se dio por concluido y la inyección de agua comenzó en los pozos de inyección de aire anteriores. Una serie de objetivos se lograron por este cambio en los líquidos: los costos de compresión fueron despedidos (este es el elemento de costo importante en el proceso), el calor residual que queda detrás del frente de combustión fue utilizado por el agua avanza y trasladadas a la del petróleo y el contra desbordamiento del aceite en la zona quemada se redujo al mínimo. Los pozos de observación fueron perforados para supervisar el avance del frente de combustión y evaluar la nueva técnica. El aire se inyecta en la parte inferior de la formación y una quemadura seca se inició. Poco después del encendido, el agua se inyecta de forma selectiva en la parte superior. Después de que un volumen predeterminado del depósito se quemó, la inyección de aire se terminó y continuó inyección de agua.
Datos obtenidos de esta prueba indican que el perfil de caída de la quema se ha mejorado mucho y el calor ha avanzado mucho más rápidamente. Este rápido avance, mejora la eficiencia de barrido y la tasa de sustitución acelerada de porosidad, reduce sustancialmente los costos de Operación y mejora la economía de la prueba. La combustión húmeda fue utilizada en los desarrollos restantes como resultado de los datos obtenidos del formulario de esta prueba. ECONOMIA
El objetivo principal de este trabajo es discutir los aspectos económicos del proyecto. Aunque la economía se muestra en todo el proyecto, la mayoría de los costos estarán asociados con los patrones del DOE. Los costos que fueron entregados por los cinco patrones permiten el análisis significativo de todos los factores de contribución a la economía global. La producción de los cinco patrones DOE comenzó en 1976 a 75 barriles de petróleo por día. Máxima producción fue en abril de 1978 con una tasa de 600 barriles. La producción a finales de 1980 fue un promedio de 300 barriles por día. El total de inversiones para los pozos de la zona 43 del proyecto y las instalaciones hasta la fecha han sido 1.553.842 dólares. El total de gastos para las operaciones de mantenimiento y de investigación, servicios de producción y el personal han sido 3.868.113 dólares. Además de estos gastos, el impuestos por despido de Luisiana han ascendido a $ 1,488,474.59 y los gastos han sido de $ 961,018.90. Por lo tanto, el gasto total del proyecto desde junio de 1976 y diciembre de 1980 ha sido 6,517,607 dólares. (Tabla 2). Un desglose por barril neto de petróleo producido indica que $ 3.93 que se gasta en las operaciones de arrendamiento y mantenimiento, $ 2.16 que se gasta para la operación de la planta de compresión, 1,85 dólares cubre los gastos generales, $ 2.21 se aplica hacia el agotamiento y depreciación, y $ 2.86 es el impuesto de Luisiana por despido. Además del impuesto de explotación, los beneficios imprevistos de impuestos es por valor de 13,46 dólares por barril de petróleo producido desde la promulgación del proyecto de ley de impuestos. Esto da un costo total de producción de 26,47 dólares por barril neto de petróleo producido. (Tabla 3). El precio actual del crudo del campo Bellevue es $ 36.58, por lo tanto el proyecto en la situación económica actual es la compensación 10,11 dólares por barril de petróleo que se producen.
La combinación de los patrones del DOE con todo el campo le da un resumen general de las operaciones. Este sumario le da un enfoque más generalizado en el diseño de un proyecto a escala comercial. La producción del campo que se inició en 1971 fue menos de 60 barriles por día. Con el desarrollo del proyecto piloto, la producción alcanzó un máximo de 450 barriles por día en 1974. Al éxito del proyecto piloto, el desarrollo de otros se llevó a cabo en superficie a cargo de la empresa. El pico de producción formal del campo es1.200 barriles por día durante 1977. La producción es actualmente un promedio de 550 barriles de petróleo por día. Ingresos netos acumulativos para el campo hasta 1980 fue 11.700.000 dólares. Pago total del proyecto se produjo en 1977. Flujo máximo de efectivo negativo durante la vida fue de $ 1.500.000. Inversión total para todo el campo será 10.050.000 dólares. Efectivo neto total producido será 46.100.000 dólares. Total de reservas recuperables serán 4,7 millones de barriles de petróleo. El campo de Bellevue ha apoyado un proyecto de recuperación termal con mucho éxito. Vida útil estimada remunerable del campo es de 15 años. Información valiosa se ha ganado desde el campo de la ingeniería, aspecto que sin duda tendrá influencia en futuros proyectos térmicos a través de la industria del petróleo.6
b) Realce de recuperación del petróleo en Rumania El descubrimiento en 1960 de una de las mayores reservas de petróleo pesado en Rumanía, que es Suplacu de Barcau, con una densidad de 0,96 aceite relativos, la baja recuperación de petróleo último del 9% estimado por IOIP recuperación primaria y la tasa de aceite de baja de 3.01 m 3 /día por pozo obtenidos, determino los métodos térmicos que deben tomarse en consideración. Dos unidades de vapor paralelo y experimentos de combustión in-situ de campo se han realizado (19641966) y los resultados evaluados fueron favorables. Debido a la falta de generadores de vapor, la combustión in situ es el método de expansión a escala comercial. Hasta 1981 la combustión in situ en el Suplacu Barcau es el proceso de línea de unidad. Implica 370 pozos
productores y 50 inyectores y es compatible con una quema de 4.8 km de largo, moviendo por inmersion desde la línea de los pozos de inyección. La cantidad de aire inyectado es 2.1x10 ^ 6 cm cúbicos / día, la relación aire-aceite se mantiene alrededor de 2x10 ^ 3SM cúbicos por metro cúbico y el aumento de la producción de petróleo a 1200 metros cúbicos / día. El aumento de la producción se debe al aumento de la capacidad de inyección de aire, a la perforación de nuevos pozos de relleno en la parte delantera del frente de llamas, a la combustión húmeda y también a la inyección de agua detrás de la frente ardiendo. La recuperación de petróleo última ha sido evaluada en un 52% de IOIP y 9% en la recuperación primaria. Recientemente, han sido evaluados favorables otros cuatro pilotos de la combustión del campo en BalariaVidele y yacimientos de crudo pesado el depósito Balaría con un aceite de densidad relativa 0.94 a una profundidad de 800 m se estima alcanzar un 15% IOIP con la conducción parcial de agua. El petróleo adicional que debe recuperarse con en el proceso de combustión in situ será 1,95 x 10 ^ 6 metros cúbicos lo que significa un factor de recuperación final del 38% El campo vBalaria-Videle y depósitos en sármatas Videle espera producir un aceite de densidad relativa 0.94650 a 850 m de profundidad con inyección de agua. El desarrollo a escala comercial del proceso de combustión in situ se desarrollará en tres estaciones de compresión con una capacidad de compresión de aire total de 7,2 x10 ^6 cm cúbicos/ día y un número de 3.636 nuevos pozos a perforar (productores e inyectores). El proyecto de combustión in situ tras el éxito del primero aplica en un tercer depósito de crudo viscoso y se lleva a cabo en la formación Meotian del campo Posesti. Los pozos de combustión que conforman la estructura se encuentran en una sola línea debido a la formación más fuerte de inmersión, y la etapa de la gasolina secundaria está aún sin desarrollar. La estación de compresión asegura 100x10 ^3 cm 3 /día de aire. Los pozos de producción comenzaron a fluir después de seis meses a partir de la ignición. La recuperación de petróleo última se estima que aumentará de un 25% IOIP de la recuperación primaria a 50% IOIP. En las formaciones agotadas con fuerte inmersión o muy gruesas, donde la segregación de la gravedad es probable que desempeñe un papel importante, y si una etapa de la gasolina también existe, el proceso de combustión in situ se debe comenzar en un punto más bajo en la estructura, tales como la mitad inferior de la
zona
productiva.
Las principales ventajas de este sistema se han definido en el proyecto de combustión in situ diseñados a escala comercial, después de los resultados favorables obtenidos en una prueba piloto, para la formación Drader del campo del Sur Moreni, de la siguiente manera: - Un aumento de la saturación de petróleo, donde la combustión se inicia con el uso máximo del efecto de drenaje por gravedad, debido a que los gases calientes de combustión tienden a migrar hacia arriba se moverá a través de una mayor cantidad de crudo, lo que contribuye a su rápida movilización. - La eliminación de las pérdidas de fracción ligera, ya que son arrastradas por el gas de combustión y se condensa en la mayor parte del crudo a ser producidos por los pozos altos de la estructura o debido a la segregación de la gravedad, que fluyen hacia abajo junto con el aceite y son procedidos por los pozos de baja estructura. DIFICULTADES
La expansión de la combustión in situ en los proyectos de otros campos petroleros (quince más en las pruebas de combustión in situ y los procesos se están ejecutando) ha permitido a los operadores manejar mejor los problemas encontrados durante las operaciones. Por lo tanto, muchos problemas podrían ser resueltos sobre la base de la experiencia adquirida en el campo. Uno de ellos es la importancia de la zona en las inmediaciones del pozo (de inyección o de producción) es que deben mantenerse en una comunicación muy buena con la perforación. Eso significa la frecuencia de reacondicionamiento de los pozos, para la invasión de arena y controlar las emulsiones del petróleo, para lavar el depósito de coque, para el ácido u otros tratamientos y para la estimulación de vapor. Otro problema encontrado en el aceite superficial del yacimiento Suplacu de Barcaues es la formación de algunos cráteres en la parte superior de la estructura en la zona quemada, donde se pierde alrededor del 5% del total del aire inyectado. Esta dificultad trata de ser resuelta por la cementación de los pozos de edad, mediante la inyección de lodo viscoso en los pozos con el buen estado técnico y en la perforación de pozos especiales en la zona de los cráteres para recoger todos los gases de escape del control. COOPERACIÓN
A partir de septiembre de 1969 un acuerdo de cooperación Transcurrirá de Investigación y Diseño del Instituto Francés del Petróleo métodos de recuperación
de petróleo .Conjuntos de investigaciones y desarrollos se han llevado a cabo en todos los aspectos de la recuperación de petróleo por la combustión in situ, especialmente en la combustión húmeda. Inyección de vapor, particularmente la inyección cíclica de vapor en el segundo método térmico aplicado con el fin de mejorar la recuperación de petróleo y estimular la producción de petróleo, como en el depósito de aceite Moreni, o para la producción de estimulación de pozos en otros campos, donde particularmente en los procesos de combustión in situ o de pruebas se están ejecutando. Debido a las propiedades del yacimiento favorables del campo Levantine Sur petróleo Moreni (alto espesor, baño y permeabilidad) el drenaje por gravedad combinado con el efecto de la inyección cíclica de vapor tuvo una influencia beneficiosa sobre el flujo de aceite: se ha encontrado que el área de influencia de calor es superior a la superficie y drenaje. El campo, que antes se consideraban inadecuado para su explotación debido a la viscosidad del petróleo ha alcanzado una producción de 300 metros cúbicos por día. El consumo de vapor por el crudo es de 2,7 t, y el estimado de recuperación final de petróleo es de 35% IOIP en comparación con el 5% en los métodos de recuperación primaria. Para mejorar los resultados obtenidos se piensa generar la baja presión de vapor y las unidades de velocidad, y se van a desarrollar generadores de vapor de alta capacidad El promedio nacional de recuperación de petróleo final previsto de los proyectos en curso se ha incrementado de 30,1% IOIP a finales de 1973 al 32% IOIP a finales de 1980. Este valor final de recuperación de petróleo obtenido en Rumanía es comparable a los valores del mundo la recuperación de petróleo. 4
CONCLUSIONES En general la combustión in-situ logra ser un método eficiente para la extracción de crudo pesado donde por lo general otros métodos de recuperación resultarían ineficientes o imposibles de aplicar debido a la facilidad de circulación o fluidez del aire dentro de la formación. La combustión in-situ húmeda, además de la reducción de la viscosidad del petróleo y en parte la vaporización del mismo, se asemeja al depósito de un motor, por una combinación de vapor, agua caliente, gas miscible y un mecanismo de unidad de recuperación de gas. Por esta razón la combustión in situ se puede aplicar a los depósitos que contienen crudo viscoso. Es un procedimiento ventajoso en cuanto al mejoramiento de la calidad del crudo en el yacimiento, el aumento en la gravedad API mejora la movilidad de los fluidos en el yacimiento. El craqueo del petróleo que tiene lugar dentro del yacimiento facilita los procesos de refinamiento. La mejor forma de controlar la velocidad de combustión y la intensidad de la misma es implementando la combustión húmeda y además se aprovecha mejor la energía calórica producida durante la combustión.
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Tabla 1: Actividad de combustión in situ en U.S.
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