Tesis_evaluación y Aplicación Del Método Eor “Proceso de Inyeccion de Co2”Al Campo Humberto Suarez Roca

UNIVERSIDAD MAYOR REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA FACULTAD DE TECNOLOGIA ING. PETROLEO Y GAS NATURAL

PROYECTO DE GRADO

EVALUACIÓN Y APLICACIÓN DEL MÉTODO DE RECUPERACIÓN MEJORADA “PROCESO DE INYECCION DE CO2”AL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA Proyecto de Grado para Optar el Título Académico de Licenciado en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural

Elaborado por: GUIVER SUAREZ VASQUEZ Tutor: Ing. Julio Cesar Poveda Sucre - Bolivia 2014

Aprobado en Nombre de la Universidad Mayor, Real y Pontificia de San Francisco Xavier de Chuquisaca en su unidad facultativa Tribunales:

_____________________________ Ing. Ricardo Gumucio del Villar Tribunal

________________________________ Ing. Luis Fernando Villegas Reynolds Tribunal

______________________________ Ing. Teresa Torres R. Presidenta de Tribunal

Nota: …………………………… Sucre……… de………….. 2014

I

DEDICATORIA

Este trabajo lo dedico a:

Mi madre Wilma que me dio el amor y las fuerzas para luchar y seguir adelante Mi hermana Silvana que fue y es como un ángel en mi vida A mi familia que me apoya y me quiere mucho igual que mi persona Y a otros seres que les llevo en mi corazón y ellos lo saben muy bien

II

AGRADECIMIENTOS

Gracias a DIOS, por darme la oportunidad de abrir los ojos cada mañana y sus bendiciones en mi vida con su Amor y Perdón y darme el conocimiento en los estudios.

Gracias a mi madre Alcira Wilma Vásquez, por darme la vida y ser un ángel que me cuido y apoyó desde que nací.

Gracias mis hermanos, hermanas y Padres que marcaron diferencia en todo mi formación y alentaron a concluir mis estudios.

Gracias a la Universidad San Francisco Xavier de Chuquisaca y mis docentes, por haberme recibido y formado académicamente.

Gracias a mis hermanos en Cristo de la iglesia Adventista, por ser parte de mi familia dándome ánimo y aliento en los momentos difíciles y compañía en los momentos felices.

Gracias a mi Tutor Ing. Julio Cesar Poveda, por haberme guiado y mostrado buena deposición para ayudarme a elaborar este trabajo de grado.

III

INDICE DE CONTENIDO AGRADECIMIENTOS .......................................................................................................... I INTRODUCION ................................................................................................................... 1 1. ANTECEDENTES......................................................................................................... 1 2. JUSTIFICACION .......................................................................................................... 2 3. OBJETIVOS.................................................................................................................. 3 3.1. OBJETIVO GENERAL .................................................................................................... 3 3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .............................................................................................. 3 CAPITULO 1........................................................................................................................ 4 FUNDAMENTOS GENERALES DE LA RECUPERACION MEJORADA.............................. 4 1.1 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA........................................................... 4 1.1.1 Recuperación Primaria por Surgencia Natural o Depleción Natural............................. 5 1.1.2 Recuperación Primaria Mediante Sistemas de Elevación Artificial. ............................ 5 1.2 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA. .................................................... 5 1.2.1 Inyección de Agua................................................................................................... 6 1.2.2 Inyección de Gas..................................................................................................... 6 1.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROCESOS DE RECUPERACION MEJORADA ... 6 1.4 YACIMIENTO CANDIDATO PARA UN PROCESO DE EOR ....................................... 8 1.5

CARACTERIZACION DE LOS METODOS EOR Y CRITERIOS DE SELECCIÓN .... 9

1.5.1 MÉTODOS DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE......................................................... 9 1.5.1.1 Recuperación por Desplazamiento con Hidrocarburos Miscibles ................................... 9 1.5.1.2 Recuperación por Desplazamiento con Nitrógeno.......................................................11 1.5.1.3 Recuperación por Desplazamiento con CO 2 ..............................................................12 1.5.2 MÉTODOS QUÍMICOS..............................................................................................14 1.5.2.1 Inyección de Surfactantes/Polímeros .........................................................................15 1.5.2.2 Inyección de Polímeros............................................................................................17 1.5.2.3 Inyección de Cáusticos.............................................................................................18 1.5.3 MÉTODOS TÉRMICOS .............................................................................................20 1.5.3.1 Combustión In-Situ .................................................................................................20 1.5.3.2 Inyección de Vapor .................................................................................................22 1.6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA .................................................................................25 1.7 HETEROGENEIDAD DE YACIMIENTO....................................................................27 1.8 ASPECTOS ECONÓMICOS.......................................................................................27 CAPITULO 2.......................................................................................................................30 APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA ............................................30 2.1 INFORMACION GENERAL DEL CAMPO HSR .......................................................30 2.1.1 Áreas con potencial Hidrocarburífero ......................................................................30

IV

2.1.2 Yacimientos susceptibles a la aplicación de Recuperación EOR ...............................30 2.1.3 CRONOLOGÍA DEL CAMPO HUM BERTO SUÁREZ ROCA (HSR). ......................................31 2.1.4 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO HSR.................................................................34 2.1.5 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DEL CAM PO HSR. .....................................................34 2.1.5.1 Antecedentes Geológicos. .......................................................................................35 2.1.5.2 Características Morfoestructurales. ..........................................................................35 2.1.5.3 Estructura. .............................................................................................................36 2.1.5.4 Secuencia Estratigráfica..........................................................................................37 2.1.6 Análisis de la Presión del Reservorio Sara. ..............................................................39 2.1.7 ANÁLISIS DE RESERVORIO. .........................................................................................40 2.1.7.1 Parámetros Petrofísicos. .........................................................................................40 2.1.7.2 Reservas de Petróleo en la Arenisca Sara “A”. .........................................................40 2.2 SELECION JERARQUIZADA....................................................................................42 2.2.1 Introducción ...........................................................................................................42 2.2.2 Información técnica del yacimiento Sara del Campo HSR...........................................45 2.2.3 Resultados elaboración del PRIMER FILTRO, utilizando la tabla 2.9 y 2.10 ................45 2.2.4 Resultados elaboración del SEGUNDO FILTRO. ......................................................49 CAPITULO 3.......................................................................................................................52 CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL PROCESO DE INYECCION DEL CO2.......52 3.1 CAPTURA DEL CO2 ................................................................................................52 3.1.1 Postcombustión......................................................................................................53 3.1.2 Pre-combustión ......................................................................................................54 3.1.3 Oxi-combustión .....................................................................................................54 3.2 ASPECTOS GENERALES DEL CO2.........................................................................54 3.3 PROPIEDADES DEL CO2 ........................................................................................55 3.4 PLANTA DE GAS “SANTA ROSA”..........................................................................56 3.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN Y CAPTURA DE CO2 ...............58 3.6 PROCESO DE INYECCION DE CO2 ........................................................................62 3.7 PUNTO DE ROCÍO...................................................................................................62 3.8 SEPARACION FLASH .............................................................................................62 3.9 SISTEMA DE COMPRESIÓN...................................................................................62 3.10 AEROENFRIADORES .............................................................................................71 3.11 TRANSPORTE DE CO2............................................................................................72 3.12 PROGRAMAS Y SOFWARE UTILIZADOS EN EL PROYECTO..............................72 CAPITULO 4.......................................................................................................................74 CALCULOS DE DISEÑO Y RESULTADOS........................................................................74 4.1 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN................................74 4.1.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10 .............................................74

V

4.1.2 Presión de inyección y presión en cabeza del pozo de CO2 .......................................74 4.1.3 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) ....................................75 4.2 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN................................74 4.3 DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO EN LA LINEA HORIZONTAL.......................74 4.3.1 Determinación de material tubular...........................................................................78 4.3.2 Determinación del espesor nominal de la tubería. .....................................................80 4.4 EQUILIBRIO DE FASES ..........................................................................................81 4.5 DISEÑO DEL SISTEMA DE COMPRESION Y AEROENFRIADO. ...........................85 4.6 CONTROL DEL PUNTO DE ROCIO.........................................................................90 4.7 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES FLASH.......................................92 4.8 CALCULO REALIZADOS EN EL SOWFWARE CHEMCAD....................................93 4.9 DETERMINACIÓN DE LOS VOLUMENES DE PETROLEO A RECUPERAR ..........94 4.10 COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CO2 - FLUIDOS DEL RESERVORIO ...........96 4.11 COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CO2 - FLUIDOS DEL RESERVORIO ......... 102 CAPITULO 5..................................................................................................................... 108 EVALUACION ECONOMICA .......................................................................................... 108 5.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.7

PARÁMETROS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS........................................ 108 EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO................................................ 109 Inversión ............................................................................................................. 110 Pago de Impuestos y Regalías Departamentales...................................................... 110 Precio del petróleo............................................................................................... 111 Gastos de mantenimiento y Operación ................................................................... 111 Flujo de caja ........................................................................................................ 111

CONCLUSIONES.............................................................................................................. 114 RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 116 BIBLIOGRAFIA................................................................................................................ 117 ANEXO A…………………………………………………………………………………...119 ANEXO B…………………………………………………………………………………...126 ANEXO C…………………………………………………………………………………...135 ANEXO D…………………………………………………………………………………...144

VI

INDICE DE TABLAS Tabla 1.1

Producción mundial de aceite estimada anual por procesos de recuperación

mejorada ............................................................................................................................... 28 Tabla 2.1 Campos aptos para los métodos EOR................................................................. 30 Tabla 2.2 Cuadro Estructural Comparativo HSR ............................................................... 34 Tabla 2.3 Secuencia Estratigráfica HSR............................................................................. 38 Tabla 2.4 Parámetros del reservorio “Sara A”.................................................................... 40 Tabla 2.5 Reservas Originales de Petróleo ......................................................................... 40 Tabla 2.6 Reserva bloque 146 ............................................................................................ 41 Tabla 2.7 Estado Actual de Pozos del Campo HSR ........................................................... 42 Tabla 2.8 Producción Diaria ............................................................................................... 41 Tabla 2.9

Criterios para seleccionar un proceso de recuperación mejorada basándose en

propiedades petrofísicas, propiedades de los fluidos e información geológica .................... 44 Tabla 2.10 Información técnica del reservorio Sara A ....................................................... 45 Tabla 2.11 Jerarquía de acuerdo a la densidad API ............................................................ 46 Tabla 2.12 Jerarquía de acuerdo a la viscosidad ................................................................. 46 Tabla 2.13 Jerarquía de acuerdo a la permeabilidad ........................................................... 47 Tabla 2.14 Jerarquía de acuerdo a la porosidad.................................................................. 47 Tabla 2.15 Jerarquía de acuerdo a la profundidad .............................................................. 47 Tabla 2.16 Jerarquía de acuerdo a la temperatura .............................................................. 48 Tabla 2.17

Primer filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se podrían

implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR............................................................. 48 Tabla 2.18 Criterios de Selección Basados en Estadísticas de Procesos Exitosos ............. 49 Tabla 2.19

Segundo filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se

podrían implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR ............................................... 51 Tabla 3.1 Propiedades físicas del dióxido de carbono ......................................................... 56 Tabla 4.1 Calculo de Presión de Inyección y la Presión en Cabeza .................................... 76 Tabla 4.2 Calculo del Diámetro de tubería .......................................................................... 78 Tabla 4.3 Estándares de materiales...................................................................................... 79 Tabla 4.4 Tensiones admisibles ........................................................................................... 80 Tabla 4.5 Calculo del FLASH a la entrada del sistema de compresión .............................. 84 VII

Tabla 4.6 Determinación del Cp en condiciones ideales y reales¡Error!

Marcador

no

definido. Tabla 4.7 Diseño del sistema de Compresión...................................................................... 86 Tabla 4.8 Diseño de los Aeroenfriadores ............................................................................ 87 Tabla 4.9 Punto de Roció antes del tratamiento .................................................................. 89 Tabla 4.10 Punto de Roció en las Inter-etapas .................................................................... 90 Tabla 4.11 Dimensionamiento de los Separadores .............................................................. 91 Tabla 4.12 Resultados obtenidos con Chemcad 6.0 ............................................................ 93 Tabla 4.13 Producción de Petróleo para una inyeccion de CO2 de 3.6 MMSCF ............... 94 Tabla 4.14 Producción de Petróleo para una inyeccion de CO2 de 2.5 MMSCF ............... 95 Tabla 4.15 Caudales de Producción en base molar ............................................................ 97 Tabla 4.16 Producción de Petróleo para una inyeccion de CO2 de 2.5 MMSCF ............... 95 Tabla 5.1 Costos de de inversión ....................................................................................... 110 Tabla 5.2 Impuestos ........................................................................................................... 110 Tabla 5.3 Costo de CO2..................................................................................................... 111 Tabla 5.4 Pagos al personal de trabajo .............................................................................. 111 Tabla 5.5 Flujo de Caja.........................................................¡Error! Marcador no definido. Tabla 5.6 VAN y TIR ........................................................................................................ 113

VIII

INDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Clasificación Tradicional de los métodos de Recuperación................................ 7 Figura 1.2 Rangos de viscosidad preferentes para métodos EOR ...................................... 25 Figura 1.3 Limitaciones de profundidad para métodos EOR ............................................. 26 Figura 1.4 Guía de permeabilidad para métodos EOR ....................................................... 26 Figura 1.5

Grafica comparativa de costos incremental de petróleo para distintos procesos

de recuperación mejorada ..................................................................................................... 29 Figura 2.1 Zona de ubicación del Campo HSR en el Área del Boomerang Hills ............... 31 Figura 3.1 Ciclo industrial del CO2, generación hasta su confinación ............................... 52 Figura 3.2 Diferentes Sistemas de captación de CO2.......................................................... 53 Figura 3.3 Contribución en porcentaje de los GEI en la troposfera .................................... 55 Figura 3.4 Diagrama de fases de Presión-Temperatura del CO2 ........................................ 56 Figura 3.5 Proceso de separación de CO2 por absorción con amina ................................... 57 Figura 3.6 Etapas del CO2 de la Planta al pozo inyector .................................................... 62 Figura 3.7 Equilibrio Liquido Vapor ................................................................................... 64 Figura 3.8 Tipos de Compresores ........................................................................................ 66 Figura 3.9 Rangos de Aplicación de los distintos Tipos de Compresores ........................... 67 Figura 4.1 Diagrama de equipos .......................................................................................... 93 Figura 4.2 Datos de producción expresada en caudes volumetricos ................................... 93 Figura 4.3 Diagrama de fases a tiempo cero de inyección de CO2 ..................................... 93 Figura 4.4 Diagrama de fases en el primer año de inyección de CO2................................. 93 Figura 4.5 Diagrama de fases en el segundo año de inyección de CO2 .............................. 93 Figura 4.6 Diagrama de fases en el tercer año de inyección de CO2 .................................. 93 Figura 4.7 Diagrama de fases en el cuarto año de inyección de CO2 ................................. 93 Figura 4.8 Diagrama de fases en el octavo año de inyección de CO2............................... 931 Figura 4.9 Diagrama de fases en el 13avo año de inyección de CO2 ............................... 931 Figura 4.10 Comportamiento de la presion del reservorio prueba 1 ................................... 93 Figura 4.11 Comportamiento de la presion del reservorio prueba 2 ................................... 93

IX

INTRODUCCION

Guiver Suarez Vasquez

INTRODUCION 1. ANTECEDENTES En la industria petrolera uno de los objetivos más importantes es la recuperación de fluidos del reservorio debido a la importancia y valor económico que este representa. La producción de los reservorios con surgencia natural es la etapa más larga de producción de hidrocarburos, sin embargo con el paso del tiempo la presión de reservorio va declinando lo cual produce una disminución de la producción quedando un remanente llamado petróleo residual, en este caso se aplican los Métodos de recuperación secundaria y terciaria o también llamada Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR), si justifica económicamente la operación. La recuperación secundaria es aplicada mediante la inyección de gas o agua en el reservorio en pozos denominados “pozos de inyección” mientas que la recuperación terciaria es la que se aplica luego de la recuperación secundaria, teniendo en cuenta que después de la etapa primaria y secundaria queda aproximadamente la mitad del volumen de petróleo crudo inicial en el subsuelo. Allí radica la importancia de hacer una recuperación mejorada. Esta última está dada, generalmente, mediante la utilización de Gases Miscibles, Químicos, Energía termal y otros. La aplicación de los diferentes métodos depende de las características del reservorio y de la disponibilidad y cantidad de elementos o sustancias a utilizar. Como en Bolivia se tiene reservorios de gas y condensado en su mayoría y petróleo en menor cantidad, y que también se sabe que este sector industrial representa la mayor parte de movimiento económico e ingresos al país, es ahí que radica la importancia de la recuperación mediantes estos diferentes métodos. En este caso la aplicación de este proyecto es al campo Humberto Suarez Roca ubicado en el departamento de santa Cruz de la Sierra que es un candidato para la aplicación de un proceso

1


INTRODUCCION

de recuperación porque el cual se encuentra en una etapa de decaimiento de presión y producción de petróleo y tiene características favorables para la aplicación de tal proceso. En este trabajo de proyecto de grado primero se hace un estudio de evaluación de métodos de recuperación mejorada, para saber cual o cuales son apropiados en base a la información disponible del campo y reservorio, y luego se propondrá en forma jerarquizada los métodos para diseñar y simular el proceso con sus respectivas conclusiones y recomendaciones.

2. JUSTIFICACION La justificación técnica es que debido a que después de la recuperación primaria y secundaria, previa a estos métodos, todavía queda atrapado en el reservorio un volumen considerable de hidrocarburo entre

el 30% - 50% de las reservas iniciales del reservorio, es necesaria la

aplicación de métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos. La justificación académica por otro lado, radica en que se obtendrá estudios disponibles que de alguna manera posibilita a manejarlas y analizarlas a personas o entidades interesadas en el área y reforzar sus conocimientos y para la aplicación a otros campos en estado de agotamiento en los cuales las características del reservorio sean similares al campo trabajado o también en el caso de hacer estudios en el mismo rubro. La justificación económica que con este trabajo se pretende es: que se quiere es incrementar los ingresos del país, debido a que existen todavía grandes reservas en el campo que pueden ser extraídas de una manera económicamente rentable, así, aumentando la recuperación mediante la aplicación de un método de recuperación mejorada para mejorar los niveles de producción y que posteriormente estos puedan ser transportados, almacenados y exportados ya sea industrializados como productos refinaos o simplemente en bruto. La justificación social es que al haber más recuperación de aceites abra mas

respuesta a la

demanda tanto para el consumo interno o ara la exportación. Esto es importante porque de alguna manera se genera más fuentes de trabajo en todas las fases y ciclo de vida de los

2

INTRODUCCION


hidrocarburos desde la extracción hasta la venta como productos, así, satisfaciendo la necesidad de muchos bolivianos que tenemos el reto de vivir mejor y salir de la pobreza. La justificación ambiental radica en el reto que tenemos para tratar de disminuir en lo posible la contaminación que esta industria genera sin duda alguna, pero que es de gran necesidad también para la humanidad.

3. OBJETIVOS 3.1.

Objetivo general

Evaluar y aplicar un Método de Recuperación Mejorada (EOR) mediante un criterio de Selección Jerarquizada al Campo Humberto Suarez Roca, para la recuperación de petróleo contenido en la roca reservorio, que sea técnica y económicamente viable. 3.2.

Objetivos específicos

Describir los tipos y procesos de recuperación mejorada o terciaria y su aplicación en los diferentes tipos de Hidrocarburos. Realizar una recopilación de datos y análisis de las características del campo Humberto Suarez Roca y del reservorio de interés. Hacer un análisis técnico y de otros parámetros de los métodos alternativos de recuperación mejorada para el reservorio de interés de acuerdo a la información disponible. Proponer mediante una jerarquización, los procesos EOR viables a ser aplicados al campo Humberto Suarez Roca. Hacer el diseño del proceso EOR propuesto mediante el uso de un software, y hacer los cálculos necesarios que se requieran. Hacer un evaluación económica de la propuesta de realizada para saber la viabilidad del proyecto. 3

CARACTERIZA CION DE LOS METODOS EOR Y CRITERIOS DE SELECCION

CAPITULO 1

CAPITULO 1

FUNDAMENTOS GENERALES DE LA RECUPERACION MEJORADA Las etapas de la vida productiva de un reservorio pueden ser subdivididas en tres grandes categorías: recuperaciones primaria, secundaria y mejorada. En el proceso primario, gracias a la presión, el petróleo es forzado a salir del reservorio por los mecanismos naturales de expulsión de los fluidos, como expansión del petróleo con su gas disuelto, empuje por acuíferos, etc. Cuando la presión del reservorio disminuye y se tiene la suficiente información desde el punto de vista técnico y económico, se puede inyectar agua o gas para mantener o al menos reducir la rapidez de declinación de la presión y producción y aumentar la recuperación final. La conversión de algunos pozos productores a pozos inyectores y la subsecuente inyección de gas o agua para desplazar el aceite en el reservorio, ha sido denominada como recuperación secundaria de petróleo. El petróleo final recuperado de ambos procesos, primario y secundario, está en un rango que va del 20% hasta el 50% del volumen original, comúnmente, dependiendo de las propiedades del petróleo y del yacimiento, así como los mecanismos de expulsión de fluidos que actúen. Pues el objetivo de los procesos de recuperación mejorada es producir parte del aceite remanente en el yacimiento, bajo condiciones económicas favorables.

1.1 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA. La recuperación primaria de hidrocarburos se refiere a la recuperación de los volúmenes de petróleo o gas existentes en el reservorio aprovechando la presión natural del mismo o mediante métodos artificiales cuando la presión del yacimiento no es muy elevada. El porcentaje de recuperación primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10 -15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en yacimientos que poseen una bolsa de gas o un acuífero activo.

(Salager, J. L., 2005)

La recuperación primaria cuenta con los siguientes componentes:

4


1.1.1

CAPITULO 1

Recuperación Primaria por Surgencia Natural o Depleción Natural.

Es denominado de esta manera porque, la recuperación de los hidrocarburos presentes, se la realiza únicamente aprovechando la presión natural con la que cuenta el reservorio, sin la aplicación de ningún método artificial. 1.1.2

Recuperación Primaria Mediante Sistemas de Elevación Artificial.

Los sistemas de elevación artificial para la recuperación de hidrocarburos son aplicados cuando la presión natural del yacimiento no es suficiente como para producir hidrocarburos hasta la superficie o cuando esta presión sufre una declinación en la primera fase de la recuperación. Los sistemas de elevación artificial son diseñados para cada pozo productor y cada uno tiene un arreglo de producción de acuerdo a las características del pozo y al tipo de fluido que se desea recuperar. Entre los principales sistemas de elevación artificial tenemos a los siguientes: Bombeo Mecánico (BM), Bombeo Neumático (Gas Lift), Bombeo Electro Centrífugo (BEC) y Bombeo Hidráulico (BH).

1.2 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA. Al final de la recuperación primaria aun queda atrapado en el reservorio o yacimiento un volumen considerable de hidrocarburos que no tienen la energía suficiente para ser elevados ni por flujo natural ni por sistemas de elevación artificial, dicho volumen llega a ser en algunos casos superior al 50% de las reservas totales del yacimiento. Por consiguiente se hace necesaria la aplicación de métodos de recuperación secundaria para elevar la presión del reservorio, simulando la presión original o mejorándola, y de esta forma recuperar los hidrocarburos remanentes que se encuentran en el reservorio.

5


CAPITULO 1

Se pueden aplicar varios métodos, siendo los más utilizados, la inyección de agua, la inyección de gas y combinaciones entre estos. Estos métodos se hallan desglosados a continuación: 1.2.1

Inyección de Agua.

Este método de recuperación secundaria se aplica con mucha frecuencia, especialmente en yacimientos que producían petróleo por energía de empuje hidráulico en los cuales la presión ha sufrido una declinación considerable luego de la primera etapa o recuperación primaria. El proceso de inyección de agua básicamente consiste en la introducción de agua a presión controlada, a través de pozos inyectores, hacia la formación productora, en los flancos de agua, con el objeto de mantener o incrementar la presión del reservorio y desplazar el petróleo remanente hacia los pozos productores. 1.2.2

Inyección de Gas.

Este método de recuperación secundaria es aplicable preferentemente en yacimientos que producen hidrocarburos por energía de gas en solución y casquete de gas, antes de que la presión del yacimiento declinara significativamente. La inyección de gas en el reservorio se la realiza en el casquete de gas o directamente en la zona de petróleo mediante pozos inyectores, el gas inyectado incrementa la presión del reservorio simulando las condiciones originales y provoca el desplazamiento de petróleo hacia los pozos productores.

(Salager, J. L., 2005; Talavera G, J., 2012)

1.3 DESCRIPCIÓN

GENERAL

DE

LOS

PROCESOS

DE

RECUPERACION

MEJORADA La recuperación terciaria o también llamada Recuperación Mejorada que en inglés es "Enhanced Oil Recovery" (EOR), también se le conoce como "Improved Oil Recovery" (IOR), que es la tercera etapa de producción. Esta etapa es la que se aplica después de la inyección de agua (o de cualquier proceso secundario usado). En la figura 1.1 se muestra el esquema tradicional de los mecanismos de recuperación y de los procesos EOR, en los cuales 6


CAPITULO 1

se usan fluidos miscibles, productos químicos y energía térmica para el desplazamiento del petróleo remanente:

Figura 1.1 Clasificación Tradicional de los métodos de Recuperación.

(CNH México, 2012)

Los gases usados en los procesos son gases hidrocarburos, CO 2 , nitrógeno (se contempla dentro de este rubro, al ser considerado éste un gas inerte y que entra dentro de la clasificación de los métodos de desplazamiento miscible) y gases de combustión. Un gran número de productos químicos se han usado comúnmente como son polímeros, tensoactivos y solventes hidrocarburos. Los procesos térmicos consisten típicamente en el uso de vapor o agua caliente; también pueden depender de la generación in-situ de energía térmica, a través de la combustión del petróleo que se encuentra en la formación. Los procesos de EOR implican la inyección al yacimiento, de uno o varios fluidos de diferentes tipos. Estos fluidos inyectados y los procesos de inyección proveen energía al yacimiento, para así desplazar al petróleo hacia los pozos productores. Adicionalmente, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca-fluidos del yacimiento, creando las condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Estas interacciones pueden dar lugar

7


CAPITULO 1

a: reducir la tensión interfacial, reducir la densidad del petróleo, disminuir la viscosidad del petróleo, cambiar la mojabilidad o crear un comportamiento favorable de fases. Los procesos de EOR a menudo implican la inyección de más de un fluido. En un caso típico, un volumen relativamente pequeño de un producto químico costoso (primer bache) es inyectado para movilizar al petróleo en un frente de inyección. Este primer bache es desplazado con un volumen más grande de otro producto químico relativamente poco caro (segundo bache). El propósito del segundo bache es desplazar al primero eficientemente y con el menor deterioro posible. En algunos casos, fluidos adicionales de una unidad de costo más baja son inyectados después del bache secundario, para reducir costos. En tales casos de múltiple inyección de fluidos, todos los fluidos inyectados han de considerarse parte del proceso EOR, aunque el producto que ha sido inyectado uniformemente al final, pueda ser agua o gas seco, es inyectado solamente para crear un desplazamiento volumétrico de los fluidos previamente inyectados dentro del proceso.

(López A., F., 2010)

1.4 YACIMIENTO CANDIDATO PARA UN PROCESO DE EOR Las características físico-químicas del petróleo a recuperar son variadas: corresponden desde petróleos pesados (alta viscosidad y alta densidad) hasta petróleos volátiles (baja viscosidad y una baja densidad). Este rango de aceites involucra una gama de propiedades físico-químicas; por tal motivo la tecnología de EOR no puede enfocarse a un tipo particular de petróleo. Una dificultad paralela consiste en los tipos de yacimientos, que varían desde formaciones de carbonatos a profundidades someras o considerablemente profundas, hasta pequeños cuerpos de arena. Finalmente, la saturación, distribución y composición física del petróleo en el yacimiento, como resultado de las operaciones de producción realizadas, son factores importantes en la implantación de un proceso EOR. El petróleo remanente detrás del frente de inyección de agua, queda en gran parte aislado como gotas entrampadas dentro de los poros o como películas de aceite alrededor de las partículas de roca; ya que esto depende de la mojabilidad de la roca.

8


CAPITULO 1

La implantación de un proceso de EOR se encuentra bajo muchas circunstancias: El tipo de petróleo, el yacimiento, la formación, la buena distribución del petróleo, la saturación, el estado físico resultado de operaciones pasadas, etc., todos estos aspectos y el económico deben ser considerados particularmente para el diseño de un proceso de EOR en cada yacimiento. Esta diversidad ha conducido al desarrollo de una amplia variedad de procesos de EOR, los cuales pueden ser considerados para su implantación, dependiendo del caso que se presente. (López A., F., 2010)

1.5 CARACTERIZACION DE SELECCIÓN (Mata A., J. J., 2010)

LOS

METODOS

EOR

Y

CRITERIOS

DE

La selección de un método de recuperación mejorada de petróleo, para su aplicación en un yacimiento en particular, depende de muchos factores, el lugar en donde se encuentra el petróleo remanente, las propiedades de los fluidos del reservorio, las condiciones del reservorio, las heterogeneidades de éste y otros. En la aplicación de los procesos de recuperación mejorada se hace una clara distinción entre las propiedades del petróleo y las características del yacimiento requeridas para la implantación de cada uno de ellos. Para algunos de estos procesos, la naturaleza del yacimiento jugará un papel dominante en el éxito o fracaso de los mismos. 1.5.1

MÉTODOS DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE

En este tipo de métodos de recuperación, un rango de presiones es necesario para alcanzar la miscibilidad; por lo tanto existe un requerimiento mínimo de profundidad para estos procesos. La permeabilidad no es un factor crítico si la estructura es relativamente uniforme. Por otro lado las características del aceite son de suma importancia. 1.5.1.1 Recuperación por Desplazamiento con Hidrocarburos Miscibles La inyección de hidrocarburos miscibles consiste en inyectar hidrocarburos de componentes ligeros al yacimiento, con el fin de alcanzar un desplazamiento miscible. Existen tres diferentes métodos. Un método utiliza un bache de gas licuado de 5% del volumen poroso del 9


CAPITULO 1

yacimiento, seguido por gas natural o gas y agua. Un segundo método llamado desplazamiento por gas enriquecido, consiste en inyectar un bache de gas natural del 10 al 20% del volumen poroso, el cual es enriquecido con componentes desde el etano hasta el hexano, seguido por gas en su mayoría metano y posiblemente agua. Los componentes enriquecidos son transferidos desde el gas hasta el aceite. El tercer método y el más común es llamado: desplazamiento por gas a alta presión, consiste en la inyección de gas a alta presión para vaporizar los componentes desde el etano hasta el hexano del aceite desplazado. Adicionalmente, los hidrocarburos necesarios para llevar a cabo este proceso tienen un importante valor económico, por lo que existe una fuerte oposición a que estos sean inyectados nuevamente al yacimiento, debido a la incertidumbre en el porcentaje que se recuperará la segunda vez. Mecanismos de Recuperación En la inyección de hidrocarburos miscibles el aceite se recupera mediante: 

Desplazamiento miscible del aceite.



Incremento del volumen de aceite.



Disminución de la viscosidad del aceite.



Desplazamiento no miscible. En éste caso la segregación gravitacional puede mejorar con las condiciones del yacimiento.

La guía de criterio de selección de este método se encuentra en la tabla 2.9 del capítulo 2.

Limitaciones  La profundidad mínima para estos procesos está dada por la presión necesaria para alcanzar la miscibilidad. Los requerimientos de presión están en un rango de alrededor de 85 kg/cm2 (1,200 lb/pg2) para un proceso de bache de gas licuado y de 280 a 350

10


CAPITULO 1

kg/cm2 (4,000 a 5,000 lb/pg2) para inyección de gas a alta presión, esto depende del tipo de aceite.  Una abrupta inclinación de la formación es deseada para permitir una estabilización gravitacional del desplazamiento (esto no ocurre cuando el desplazamiento es descendente en forma vertical). Problemas  La relación no favorable de movilidades puede resultar en una pobre eficiencia de barrido tanto vertical como horizontal.  Son requeridas grandes cantidades de materiales caros para llevar a cabo el proceso.

1.5.1.2 Recuperación por Desplazamiento con Nitrógeno La inyección de nitrógeno o gases de combustión son métodos que utilizan dichos gases (nohidrocarburos) para desplazar el petróleo en yacimientos donde puede o no presentarse un proceso miscible, dependiendo de la presión a condiciones de yacimiento y de la composición del aceite. Debido a sus bajos costos, grandes volúmenes de estos gases pueden ser inyectados. El desplazamiento con N 2 o gases de combustión es menos eficiente que el desplazamiento con gases hidrocarburos. El nitrógeno tiene una baja viscosidad, es poco soluble en el aceite y requiere presiones altas para alcanzar la miscibilidad. El criterio de selección para el desplazamiento con nitrógeno es similar al desplazamiento de gas a alta presión. Los requerimientos de presión y temperatura, así como la necesidad de que se aplique en yacimientos de aceite ligero son mayores si se alcanza una miscibilidad total en el yacimiento. Los métodos de desplazamiento con N 2 se encuentran posicionado entre los métodos de desplazamiento con hidrocarburos miscibles y desplazamiento con CO 2, debido a que el proceso puede proporcionar recuperación de aceite aún si no se presenta miscibilidad. Mecanismos de Recuperación

11


CAPITULO 1

En la inyección de nitrógeno y gases de combustión el aceite se recupera mediante: 

Vaporización de los componentes ligeros del aceite y la generación de procesos miscibles si la presión es lo suficientemente alta.



Desplazamiento por gas cuando una parte significativa del volumen del yacimiento se encuentra llena de éste.



Mejoramiento de la segregación gravitacional en yacimientos inclinados.


Limitaciones 

La miscibilidad solamente puede ser alcanzada con petróleos ligeros y altas presiones; no obstante, la profundidad del yacimiento es necesaria.



Una abrupta inclinación de la formación es deseada para permitir una estabilización gravitacional del desplazamiento (esto no ocurre cuando el desplazamiento es descendente en forma vertical).



Para un desplazamiento miscible o inmiscible, la inclinación del yacimiento puede ser crucial para el éxito del proceso.

Problemas 

El contraste tan fuerte entre las viscosidades del fluido inyectado y del aceite, puede resultar en una pobre eficiencia de barrido tanto vertical como horizontal.



La corrosión puede causar problemas durante el proceso con gases de combustión.



Los gases no hidrocarburos deben ser separados del gas producido para su venta.

1.5.1.3 Recuperación por Desplazamiento con CO2 Este método es llevado a cabo mediante la inyección de grandes cantidades de CO 2 al

12


CAPITULO 1

yacimiento, aproximadamente 30% o más del volumen poroso ocupado por hidrocarburos. El CO 2 extrae los componentes ligeros e intermedios del petróleo y si la presión es lo suficientemente alta, se alcanza la miscibilidad para desplazar el petróleo del yacimiento. Los desplazamientos inmiscibles son menos efectivos pero estos suelen tener una mejor recuperación que la inyección de agua. A condiciones de yacimiento, el CO 2 es muy soluble en el petróleo, por consiguiente este aumenta el volumen de petróleo y reduce su viscosidad. Cuando la miscibilidad está próxima, tanto la fase de petróleo como la fase de CO 2, pueden fluir simultáneamente debido a la baja tensión interfacial y el relativo incremento en los volúmenes totales de las fases combinadas de CO2 y petróleo, en comparación con la fase de agua. Sin embargo, la generación de miscibilidad entre el petróleo y el CO 2 ocurrirá siempre y cuando la presión sea lo suficientemente alta. La presión mínima de miscibilidad ha sido el objetivo en muchas investigaciones de laboratorio. En un reporte del National Petroleum Conuncil (NPC) de 1976 se presentó una correlación aproximada entre los grados API y la mínima presión de miscibilidad requerida. Sin embargo, con datos adicionales que mejoran el entendimiento de este método, se puede observar que una mejor correlación se obtiene con el peso molecular de las fracciones de aceite C5+ que con los grados API. La presión requerida debe ser lo suficientemente alta para alcanzar una densidad mínima en la fase de CO 2. A ésta densidad mínima, la cual varía respecto a la composición del petróleo, el CO 2 llega a ser un buen disolvente especialmente para los componentes intermedios y la miscibilidad requerida puede ser alcanzada para ofrecer un desplazamiento eficiente. Debido a los requerimientos de presión en este proceso, la profundidad es un importante criterio de selección, la inyección de CO 2 es normalmente llevada a cabo en yacimientos de más de 760 metros (2,500 pies) de profundidad. La composición del aceite es también importante así como su densidad. Mecanismos de Recuperación

13


CAPITULO 1

En la inyección de CO 2 el aceite se recupera mediante: 

Generación de procesos miscibles cuando la presión es lo suficientemente alta.



Incremento del volumen de aceite.



Disminución de la viscosidad del aceite.



Diminución de la tensión interfacial entre la fase de aceite y la fase de CO 2-Aceite.


Limitaciones 

Muy baja viscosidad del CO 2 resulta en un pobre control de la movilidad.



Disponibilidad del CO 2.

Problemas Un temprano avance del CO 2 puede ocasionar muchos problemas tales como: corrosión en los pozos productores; la necesidad de separar el CO 2 de los hidrocarburos; represurización del CO2 para su reciclaje; un alto requerimiento de CO 2 para la producción incremental de aceite. 1.5.2

MÉTODOS QUÍMICOS

Los métodos de recuperación mediante el uso de químicos incluyen el uso de polímeros, surfactantes/polímeros

(las

variaciones

de

éstos

son

llamados

polímeros

micelares,

microemulsiones, o bien inyección de agua de baja tensión), e inyección de cáusticos (alcalinos). Todos estos métodos involucran una mezcla de químicos y otras sustancias en agua. Por consiguiente estos métodos requieren condiciones favorables para inyectar agua, es decir; viscosidades de bajas a moderadas, y permeabilidades de moderadas a altas. Por lo tanto, la inyección de químicos es usada para aceites más viscosos que aquellos que se pueden recuperar con la inyección de algún tipo de gas o bien para los que sean menos 14


CAPITULO 1

viscosos que los económicamente recuperables mediante el uso de métodos térmicos. Las permeabilidades del yacimiento deben ser mayores que en aquellos en donde la inyección de gas se puede llevar a cabo, pero sin ser tan alta como en los que son tratados mediante métodos térmicos. Generalmente en yacimientos que cuentan con un acuífero asociado activo, debe evitarse la aplicación de estos métodos debido a las bajas saturaciones de aceite remanente. Los yacimientos con casquete de gas tampoco serán considerados ya que el aceite desplazado podría volver a saturar el casquete. Las formaciones con alto contenido de arcillas no son favorables, debido a que éstas incrementan la absorción de los químicos inyectados. En la mayoría de los casos, se desea que la salmuera en los yacimientos tenga una salinidad moderada, con un bajo contenido de iones divalentes, ya que una alta concentración puede interactuar desfavorablemente con los químicos. 1.5.2.1 Inyección de Surfactantes/Polímeros Este método consiste en la inyección de un bache que contiene agua, surfactante, electrolito (sal) y usualmente un disolvente (alcohol), el tamaño del bache es generalmente del 5 al 15% del volumen poroso, para una alta concentración de surfactantes en éste y del 15 al 50% para concentraciones bajas. El bache de surfactante es seguido por agua con polímeros en la que las concentraciones de polímeros están en el rango de 500 a 2,000 mg/l; el volumen de la solución de polímeros inyectados depende del diseño del proceso. Para la aplicación de este método, son deseadas viscosidades de aceite de menos de 35 cp de modo que un adecuado control de movilidad pueda ser alcanzado; un buen control de la movilidad es esencial en este método para poder así utilizar al máximo los químicos empleados. Las saturaciones de aceite remanente después de una inyección de agua, deben de ser de más de 35% para poder asegurar que hay suficiente aceite disponible para recuperar. Una formación de areniscas es preferente en el uso de este método, ya que los yacimientos de carbonatos son heterogéneos, contienen salmueras con un alto contenido de iones divalentes y por lo tanto se puede presentar una alta absorción de los surfactantes.

15


CAPITULO 1

Para asegurar un adecuado proceso de inyección, la permeabilidad debe ser mayor a 10 md y temperatura de yacimiento debe ser menor a 80 °C (175 °F) para minimizar la degradación de los surfactantes. Mecanismos de Recuperación En la inyección surfactante/polímeros, el aceite se recupera mediante: 

Disminución de la tensión interfacial entre el aceite y el agua.



Solubilización del aceite.



Emulsificación del aceite y el agua.



Mejoramiento de la relación de movilidad.


Limitaciones 

Yacimientos en los cuales la inyección de agua tuvo un área de barrido del 50%.



Preferentemente formaciones relativamente homogéneas.



No son favorables altas cantidades de anhidrita, sulfato de calcio o arcillas.



Con los surfactantes comercialmente disponibles, la formación de cloruros en el agua debe ser menor a 20,000 ppm y los iones divalentes (Ca

++

++

y Mg ) menor a 500 ppm.

Problemas 

Sistemas complejos y caros.



Posibilidad de separación cromatográfica de los químicos.



Alta absorción del surfactante.



Interacción entre los surfactantes y polímeros.



Degradación de los químicos a altas temperaturas.

16


CAPITULO 1

1.5.2.2 Inyección de Polímeros El objetivo de la inyección de polímeros es obtener un mejor desplazamiento y una mejor eficiencia volumétrica de barrido en un proceso de inyección de agua; la inyección de agua con polímeros consiste en añadir polímeros solubles en agua llana antes de que ésta sea inyectada en el yacimiento. En este proceso son usadas bajas concentraciones de ciertos polímeros sintéticos o biopolímeros. Un apropiado tratamiento con el uso de polímeros puede requerir la inyección de un mínimo del 25 al 60% del volumen poroso del yacimiento, las concentraciones de polímeros pueden estar normalmente dentro de un rango de 250 a 2,000 mg/l. El objetivo de la inyección de agua con polímeros es mejorar la relación de movilidades y desplazar el aceite que se encuentra atrapado por el agua; sin embargo, se debe tener una saturación de aceite desplazable de al menos 50%. Es un hecho que la inyección de polímeros es normalmente más efectiva cuando se inicia con bajas relaciones de producción agua-aceite. La máxima viscosidad de aceite para este método se encuentra dentro de en un rango de 100 a 150 cp. Si la viscosidad del aceite es muy alta, grandes concentraciones de polímeros serán necesarias para alcanzar el control de movilidad deseado, en este caso los métodos térmicos resultaran más atractivos. Este proceso requiere una temperatura de yacimiento menor a 93 °C (200 °F) para minimizar la degradación de los polímeros, este requerimiento limita la profundidad alrededor de 2,740 metros (9,000 pies). Mecanismos de Recuperación En la inyección de polímeros el aceite se recupera mediante: 

Incremento en la viscosidad del agua de inyección.



Disminución en la movilidad del agua, generando un mayor contacto con el volumen del yacimiento.



Mejora en la relación de movilidades.

La guía de criterio de selección de este método se encuentra en la tabla 2.9 del capítulo 2. 17


CAPITULO 1

Limitaciones 

Si la viscosidad del aceite es alta, una alta concentración de polímeros será necesaria para alcanzar el control de la movilidad deseado.



Los resultados serán mejores si la inyección de polímeros se realiza antes de que las relaciones agua-aceite comiencen a ser excesivas.



Las arcillas incrementan la absorción de los polímeros.



Algunas heterogeneidades de la formación son aceptadas; sin embargo se debe evitar la aplicación de este método si el yacimiento presenta grandes fracturas.

Problemas 

Una inyectividad de polímeros menor que la que se realizaría con agua puede afectar negativamente la producción de aceite en una etapa temprana del proceso.



Las poliacrilamidas pierden viscosidad debido a la degradación, o bien pueden incrementar su salinidad y sus iones divalentes.



La goma Xantana tiene un costo mayor al de los otros polímeros y está sujeta a una degradación microbial.

1.5.2.3 Inyección de Cáusticos La inyección de alcalinos o cáusticos consiste en la inyección de soluciones acuosas de hidróxido de sodio, carbonato de sodio, silicato de sodio e hidróxido de potasio. Los químicos alcalinos reaccionan con ácidos orgánicos de algunos petróleos para producir surfactantes insitu, que dramáticamente disminuyen la tensión interfacial entre el agua y el petróleo. Los agentes alcalinos además, reaccionan con la superficie de la roca del yacimiento alterando así la mojabilidad, ya sea la superficie de la roca mojada por petróleo o bien mojada por agua. El tamaño de un bache para una solución alcalina es de alrededor de un 10 al 15% del volumen poroso del yacimiento, y las concentraciones de los químicos alcalinos son normalmente de un 0.2 a un 5%.

18


CAPITULO 1

Petróleos con densidades moderadas de 13 a 35 °API son normalmente el blanco para la inyección de alcalinos. Estos aceites son lo suficientemente pesados para contener ácidos orgánicos, pero suficientemente ligeros para permitir el control de la movilidad. El rango máximo de viscosidad para la aplicación de este método es menor de 200 cp, que es ligeramente mayor al de los polímeros inyectados. La permeabilidad mínima requerida debe ser mayor a 20 mD. La aplicación de este método se debe llevar a cabo preferentemente en yacimientos de areniscas, dado que los yacimientos carbonatados contienen anhidrita y sulfato de calcio los cuales reaccionan con los químicos alcalinos y los consumen. Los materiales alcalinos también son consumidos por arcillas, minerales y silicatos, este consumo es mayor a temperaturas elevadas, por lo que la temperatura máxima para este proceso es de 93 °C (200 °F). Mecanismos de Recuperación En la inyección de alcalinos el aceite se recupera mediante: 

Una reducción de la tensión interfacial resultante de la producción de surfactantes.



Cambio en la mojabilidad de la roca, de ser mojada por aceite a ser mojada por agua.



Cambio en la mojabilidad de la roca, de ser mojada por agua a ser mojada por aceite.



Emulsificación y desplazamiento del aceite.



Emulsificación y desplazamiento del aceite para ayudar al control de la movilidad.



Solubilización de películas de petróleo y de la interface agua-petróleo. (No todos los mecanismos se presentan en cada yacimiento).

La guía de criterio de selección de este método se encuentra en la tabla 2.9 del capítulo 2. Limitaciones 

Mejores resultados serán obtenidos si el material alcalino reacciona con el aceite; el aceite debe de contener un numero de ácidos mayor a 0.2 mg KOH/g de aceite.



La tensión interfacial entre la solución alcalina y el aceite debe ser menor a 1x10

-7

N/cm (0.01 Dina/cm). 

A ciertas temperaturas y en algunos ambientes químicos, un monto excesivo de 19


CAPITULO 1

químicos alcalinos puede ser consumido debido a la reacción con arcillas, minerales o silicatos en las areniscas del yacimiento. 

Los carbonatos son usualmente evitados para este proceso ya que contiene anhidrita y sulfato de calcio que interactúan negativamente con los químicos cáusticos.

Problemas 

Se puede presentar precipitación e incrustación de los cáusticos en los pozos productores.



1.5.3

Existe un gran consumo de los cáusticos.

MÉTODOS TÉRMICOS

Los métodos térmicos son usados para aquellos yacimientos de aceite pesado que no pueden ser explotados de otra manera, debido a que el aceite que estos contienen es demasiado viscoso para fluir sin la aplicación de algún proceso. Para que en este tipo de métodos se obtenga recuperación de aceite de manera rentable, la formación debe tener una alta permeabilidad y la saturación de aceite debe ser alta al inicio del proceso. 1.5.3.1 Combustión In-Situ La combustión in-situ implica una ignición dentro del yacimiento y la inyección de aire adicional para mantener la quema de ciertos componentes del aceite. La técnica más común es el frente de combustión, en la cual, dentro del yacimiento mediante la inyección de aire enriquecido con oxigeno, se produce una ignición y la inyección continua de aire propaga la combustión desde el pozo inyector hacia el frente. Una de las variaciones de esta técnica es el frente de combustión seguida por la inyección de agua. Una segunda técnica es la combustión inversa, en la cual, una ignición es provocada en un pozo mismo que eventualmente será el pozo productor y la posterior inyección de aire se llevará a cabo desde pozos adyacentes. Parte del atractivo de la combustión in-situ es el hecho de que en ella se emplea la inyección de aire y agua, fluidos que son baratos y abundantes. Sin embargo, significativas cantidades 20


CAPITULO 1

de combustible deben ser quemadas, tanto en la superficie para comprimir el aire, así como en el yacimiento durante el proceso de combustión. Afortunadamente la peor parte del crudo es la que se quema, los componentes más ligeros terminan siendo llevados delante del frente de combustión. Para los criterios de selección, tanto la inyección de vapor como la combustión in-situ son considerados de la misma forma. En general, la combustión debe ser la opción cuando las pérdidas de calor en el proceso de inyección de vapor pueden llegar a ser muy grandes. Es decir, la combustión in-situ debe ser llevada a cabo en yacimientos más profundos y en aquellas arenas donde las pérdidas de calor con la inyección de vapor sean excesivas. La capacidad para inyectar a alta presión por lo general es importante, por lo que la profundidad mínima para este proceso se ha mantenido alrededor de 150 metros (500 pies). Finalmente, si todos los criterios de selección son favorables, la combustión parece ser un atractivo método de recuperación para yacimientos que no pueden ser tratados con métodos utilizados en aceites ligeros. Sin embargo, el proceso es muy complicado, con muchos problemas prácticos tales como la corrosión, la erosión y las pobres relaciones de movilidad de los fluidos. Mecanismos de Recuperación En la combustión in-situ el aceite se recupera mediante: 

Transferencia de energía en forma de calor mediante conducción y convección que por lo tanto, disminuye la viscosidad del aceite.



Los productos de la destilación de vapor y del craqueo térmico que son llevados en el frente de combustión para mezclarse con el aceite de mejor calidad.



Quema de coque que es producto de los componentes más pesados del aceite.



Por la presión suministrada al yacimiento mediante la inyección de aire.

La guía de criterio de selección de este método se encuentra en la tabla 2.9 del capítulo 2. Limitaciones

21




CAPITULO 1

Si no es depositado el coque suficiente, producto del aceite que está siendo quemado, no se podrá mantener el tiempo requerido el proceso de combustión.



Si es depositado demasiado coque, la tasa de avance de la zona de combustión será lenta y la cantidad de aire requerida para mantener el proceso será muy alta.



La saturación de aceite y la porosidad deben ser altas para minimizar las pérdidas de calor en la formación.



El proceso tiende a tener un barrido por la parte alta del yacimiento, por la tanto la eficiencia de barrido será pobre en formaciones con espesores grandes.

Problemas 

Se puede dar una relación de movilidades desfavorable.



Es un proceso complejo, se requiere para su implantación grandes inversiones de capital, además de ser un proceso de difícil control.



La producción de gases de combustión puede presentar problemas en el entorno.



Problemas operacionales tales como, una alta corrosión debido al pH del agua caliente, serias emulsiones agua-aceite, incremento en la producción de arena, deposición de carbón y parafinas, fallas en las tuberías y en los pozos productores debido a las altas temperaturas.

1.5.3.2 Inyección de Vapor En el proceso de inyección de vapor, éste es continuamente introducido mediante pozos inyectores para reducir la viscosidad del aceite y proveer una fuerza de desplazamiento que permita llevar más aceite hasta los pozos productores. En un típico tratamiento de inyección de vapor, el fluido a inyectar a condiciones de superficie debe contener alrededor de un 80% de vapor y un 20% de agua, una vez que el vapor es inyectado en el yacimiento, la energía en forma de calor es transferida a la formación y a los fluidos propios del yacimiento así como a algunas formaciones adyacentes. Debido a la transferencia de energía, parte del vapor se condensa y se produce una mezcla de vapor y agua caliente que fluye a través del yacimiento. La inyección de vapor puede trabajar mediante un desplazamiento de agua y aceite hasta 22


CAPITULO 1

formar un banco de aceite delante de la zona de vapor. Idealmente este banco de aceite permanece en el frente de desplazamiento incrementando su tamaño hasta que alcanza los pozos productores. Sin embargo, el vapor puede fluir sobre el aceite y transferir a éste su energía en forma de calor. En la interface de los fluidos, el aceite disminuye su viscosidad y puede ser desplazado junto con el vapor hasta los pozos productores. Tanto como sea la cantidad de aceite que se desplaza, la zona de vapor se expande verticalmente y la interface vapor-aceite se mantiene. Aunque la inyección de vapor es comúnmente usada en aceites con densidades de alrededor de 10-25 °API, este método pude ser aplicado a aceites con densidades mayores. Aceites con viscosidades menores a 20 cp usualmente no son candidatos para la inyección de aire, ya que la inyección de agua resulta ser una opción más atractiva debido a su menor costo, el rango normal de viscosidades donde puede ser aplicado este método es de 100-5,000 cp. Una alta saturación de aceite en el yacimiento es requerida debido al intenso uso de energía para la generación de vapor. Con el propósito de minimizar la cantidad de energía transferida a la roca y maximizar la cantidad transferida al aceite, se desea tener yacimientos con porosidades altas, esto significa que las formaciones de areniscas o de arenas no consolidadas son el principal objetivo para este método. El producto de la saturación de aceite por la porosidad debe de ser mayor a 0.08. Mientras mayor sea el espesor del yacimiento, mayor será la eficiencia térmica. Se requieren altas permeabilidades para llevar a cabo un adecuado proceso de inyección de vapor, éstas deben de ser mayores a 200 mD o bien preferentemente mayores a 500 mD; la transmisibilidad debe ser mayor a 30 mD-m/cp (100 mD-pie/cp) a condiciones de yacimiento. Las pérdidas de energía en forma de calor comienzan a ser un factor importante a profundidades mayores a 762 metros (2,500 pies) y el método usualmente no es considerado para yacimientos con profundidades mayores a los 1,371 metros (4,500 pies); por otro lado, profundidades someras alrededor de 90 metros (300 pies) pueden no permitir un buen proceso de inyección debido a las presiones requeridas que pueden exceder el gradiente de fractura. Mecanismos de Recuperación 23


CAPITULO 1

En la inyección de vapor el aceite se recupera mediante: 

Transferencia de energía en forma de calor hacia el crudo y disminución de su viscosidad.



Suministro de presión para el desplazamiento del aceite hasta los pozos productores.



Destilación de vapor, especialmente en aceites ligeros.

La guía de criterio de selección de este método se encuentra en la tabla 2.9 del capítulo 2. Limitaciones 

La saturación de aceite debe ser muy alta y la zona de avance debe de tener más de 6 metros (20 pies) de espesor para minimizar las pérdidas de energía en forma de calor hacia las formaciones adyacentes.



Este proceso puede ser empleado para aceites muy ligeros pero esto no se hará si los yacimientos responden favorablemente a la inyección de agua.



La inyección de vapor será principalmente empleada en yacimientos con un alto contenido de aceites viscosos, areniscas o arenas no consolidadas con permeabilidades altas.



Debido a las excesivas perdidas de calor en el pozo, los yacimientos a tratar con este método deben ser someros, siempre y cuando exista la presión suficiente para mantener los gastos de inyección.



La inyección de vapor no es normalmente usada en yacimientos carbonatados.



Alrededor de un tercio del aceite adicional recuperado es utilizado para generar los requerimientos de vapor. Por lo tanto, los costos por barril incremental de aceite, son altos.

Problemas 

Se puede dar una relación de movilidades desfavorable.



Canalización del vapor.

24


CAPITULO 1

1.6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA Los criterios de selección de viscosidad, profundidad y permeabilidad se presentan gráficamente en las siguientes figuras mostradas abajo. Las figuras contienen algunas características, las cuales permiten una rápida aplicación de los criterios de selección; sin embargo, éstas no pueden remplazar un criterio de selección detallado. El rango de valores en las figuras está indicado por diferentes áreas, las cuales están designadas con diferentes palabras tales como, "Bueno", "Difícil", "Posible"; no obstante, esta notación no quiere decir que los métodos indicados sean seguros para su aplicación; estas graficas sólo indican cual es el rango de preferencia para determinadas características del petróleo o del yacimiento. La mayoría de las guías de selección están sujetas a cambios debidos a nueva información producto de estudios de laboratorio, pruebas de campo y experiencias. La influencia de la viscosidad sobre la factibilidad técnica de los diferentes métodos de recuperación está ilustrada en la Figura 1.2

Figura 1.2 Rangos de viscosidad preferentes para métodos EOR. (Mata A., J. J., 2010) La Figura 1.3 muestra que los procesos de recuperación mejorada que trabajan bien con aceites ligeros, tienen más requerimientos específicos de profundidad. Como se mencionó anteriormente, cada método de inyección de gas tiene una presión mínima de miscibilidad para un aceite dado y el yacimiento debe ser lo suficientemente profundo, de tal manera que se pueda tener la presión requerida. 25


CAPITULO 1

Figura 1.3 Limitaciones de profundidad para métodos EOR. (Mata A., J. J., 2010) En la Figura 1.4 se muestra que los tres métodos que cuentan con inyección de gas, son los únicos técnicamente factibles en yacimientos con permeabilidades extremadamente bajas. Los tres métodos que utilizan como apoyo la inyección de agua necesitan permeabilidades mayores a los 10 mD, para poder inyectar los químicos o emulsiones y lograr recuperar parte del aceite remanente del yacimiento.

Figura 1.4 Guía de permeabilidad para métodos EOR. (Mata A., J. J., 2010) 26


CAPITULO 1

1.7 HETEROGENEIDAD DE YACIMIENTO La heterogeneidad del yacimiento debe ser un factor a considerar en los criterios de selección de un método de recuperación para un yacimiento dado. Ésta existe en todos los niveles desde una escala microscópica hasta una escala macroscópica. 

La heterogeneidad en micro-escala se encuentra en propiedades tales como la permeabilidad, la porosidad y la presión capilar, de ésta depende el potencial de almacenamiento del petróleo, los gastos de flujo y el petróleo residual.



La heterogeneidad en una meso-escala está en función de las estructuras sedimentarias, pliegues y la estratificación cruzada.



La heterogeneidad en macro-escala se crea a partir del acomodo de arenas individuales y cuerpos de lutitas en el yacimiento. Esta arquitectura define la dirección del flujo entre los pozos, y determina como será el drene de un yacimiento, así como los sitios donde los hidrocarburos no podrán ser recuperados.

Las heterogeneidades en micro-escala y en meso-escala han sido estudiadas detalladamente en el campo de la recuperación mejorada, por lo cual la aplicación de muchos procesos está diseñada bajo estas características. Por otro lado poca información es presentada sobre el impacto de las más grandes heterogeneidades. 1.8 ASPECTOS ECONÓMICOS Sin duda alguna, el aspecto económico dentro del análisis para implantar un proceso de recuperación mejorada en algún yacimiento es de suma importancia; es por esta razón que los análisis económicos deben forzosamente contemplar todo lo mencionado en la sección tratada anteriormente (Factores técnicos y geológicos), además de datos de producción, datos históricos de presión, propiedades de los fluidos, análisis PVT, entre otros. En la Tabla 1.1 se muestra la producción estimada anual mediante distintos procesos de recuperación mejorada y para varias regiones del mundo; de dicha tabla podemos apreciar que los procesos térmicos son los más utilizados al menos en Estados Unidos; en Venezuela también son los más utilizados por no decir que son los únicos que se implantan. Esto nos dice que dichos procesos ofrecen una buena recuperación. Por otra parte es importante 27


CAPITULO 1

mencionar que a nivel mundial, también los procesos de desplazamiento miscible se emplean en gran medida casi como los procesos térmicos; esto sin lugar a dudas es una señal de que ambos procesos pueden operar satisfactoriamente bajo las condiciones geológicas, técnicas y por supuesto económicas. Aunque como sabemos, siempre será necesario un diseño adecuado de un proceso de recuperación mejorada para cada yacimiento. Producción mundial de aceite estimado anual por procesos de recuperación mejorada (bbl/día x 1000) Procesos

Procesos

Proceso

Total de

% (Total de RM de cada

térmicos

miscibles

químicos

RM

país respecto al total)

454

191

11.9

659.9

42 %

Canadá

8

127

17.2

152.2

10 %

Europa

14

3

-

17

1%

Venezuela

108

11

-

119

7%

Sudamérica

2

-

-

17

1%

Rusia

20

90

50

160

10 %

Otros

171*

280**

1.5

452.5

29 %

TOTAL

777

702

80.6

1574.6

100 %

País Estados Unidos

* Campo Durf (Indonesia) ** Campos Hassai-M essaoud (Algeria) e Intisar (Libia)

Tabla 1.1 Producción mundial de aceite estimada anual por procesos de recuperación mejorada.

(López A., F., 2010)

La figura 1.5 ilustra a grandes rasgos cuál es el costo incremental aproximado por cada barril de petróleo extraído a través del proceso en cuestión, así como la recuperación total en % de volumen original de aceite en el yacimiento (OOIP). Como se puede observar los procesos térmicos y los procesos de desplazamiento miscible se encuentran en un "término medio" pues la recuperación total máxima de los procesos térmicos es de aproximadamente 60% OOIP a un costo aproximado de 26 $/bl y los procesos de desplazamiento miscible tienen una recuperación total máxima de 55% OOIP a un costo de 31 $/bl; es decir, tenemos una recuperación aceptable a un precio razonable, a comparación de los otros procesos.

28


CAPITULO 1

Figura 1.5 Grafica comparativa de costos incremental de petróleo para distintos procesos de recuperación mejorada.

(López A., F., 2010)

29

CAPITULO 2

APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA

CAPITULO 2

APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA 2.1

2.1.1

INFORMACION GENERAL DEL CAMPO HSR

Áreas con potencial Hidrocarburífero

Bolivia cuenta con zonas de alto potencial Hidrocarburífero como demuestran los estudios geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas como nuevas reservas en el futuro cercano, como ser la cuenca Madre de Dios, Sub-andino Norte y Sur, Pie de Monte, el Chaco, Pantanal y el Altiplano. Estas zonas representan el gran potencial Hidrocarburífero de Bolivia y es interés de todos los bolivianos realizar nuevas exploraciones. A continuación en las Figuras A.1 y A.2 del anexo A, muestran las áreas de Exploración y Explotación

juntamente

con

las

provincias

geomorfológicas

y

Mapa

de

Cuencas

Hidrocarburiferas. 2.1.2

Yacimientos susceptibles a la aplicación de Recuperación EOR

Los yacimientos aptos para la aplicación de métodos EOR son aquellos que cuentan con petróleos viscosos y medianamente viscosos (medianamente pesados). En Bolivia contamos con campos petrolíferos con algunas de estas características, los cuales se muestran a continuación: CAMPOS

PRODUCTOS

H. SUAREZ ROCA HSR

Petróleo y Gas en Solución

LOS PENOCOS

LPS


LOS CUSIS

LCS


PATUJUSAL

PJS


MONTEAGUDO

MGD Petróleo y Gas en Solución

BERMEJO

BJO


Tabla 2.1. Campos aptos para los métodos EOR. (Chaco YPFB) 30


CAPITULO 2

El área Humberto Suarez Roca, que abarca los Campos Patujusal, Los Cusis y Humberto Suarez Roca, es el más apto para la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada, especialmente los Campos Patujusal Oeste y H. Suarez R., por contar con petróleo medianamente pesado de una densidad de entre 25-35 °API, y ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia.

Figura 2.1 Zona de ubicación del Campo HSR en el Área del Boomerang Hills. (HidrocarbrurosBolivia) De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de petróleo medianos (22-31 °API) se ha llegado a la conclusión de que el campo petrolero H. Suarez Roca es el más representativo por las características que presenta el tipo de crudo que almacena y por las características estructurales. Estos Campos se encuentran dentro del llamado “Boomerang Hills”. 2.1.3

Cronología del Campo Humberto Suárez Roca (HSR).

El Pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzo 2446 metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el reservorio Sara del sistema Silúrico. Durante su perforación se cumplieron los objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y Piraí del Devónico y arenisca Sara del Silúrico, considerados como objetivos

31


CAPITULO 2

básicos. Asimismo se investigaron las areniscas del Terciario Basal, Cretácicas y Carboníferas como objetivos secundarios. Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas, se concentro la atención en la Arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de producción, en el tramo 2132 – 2136 mbbp, (metros bajo boca pozo), con resultados altamente favorables por tratarse de hidrocarburo relativamente pesado (24 - 31 °API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A” con (5,3 - 29,5) metros de espesor neto productivo de petróleo. Nueve pozos fueron perforados por YPFB hasta Diciembre de 1994, sumando un total de diez pozos en el campo. El Pozo HSR-2 con 2190 mbbp, cumplió con el objetivo de demostrar la productividad del reservorio Sara hacia el oeste del pozo descubridor (HSR-X1). A pesar de la posición estructural más baja de este pozo con relación al descubridor (- 41 metros), el reservorio Sara salió productor de petróleo entre (24 – 31) °API con una presión similar a la obtenida en el pozo descubridor de 2990 (psi). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A” con 5,3 metros de espesor productivo de petróleo. El Pozo HSR-5 con 2070 metros de profundidad final, resulto gasífero, este corresponde al reservorio Sara “BC” de 41,4 metros de espesor productivo. La perforación del pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y permitiendo la evaluación del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara en el Bloque Alto han resultado positivas, lográndose la producción de petróleo en el reservorio Sara “A” con un espesor productivo de 10,6 metros y espesor saturado de gas en el reservorio Sara “BC” de 33,1 metros de espesor. Con el pozo HSR-4, se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo en el sector central.

La

prueba

de producción en la arenisca Piraí tuvo

resultados positivos,

constituyéndose en un nivel productor de gas. El espesor saturado de hidrocarburos es de aproximadamente 15 metros. 32


CAPITULO 2

El pozo HSR-6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este pozo el reservorio Sara “BC” tiene 6,8 metros de espesor productivo de gas y el reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor productivo de petróleo. El pozo HSR-8 con 2230 metros de profundidad final, cumplió satisfactoriamente los objetivos propuestos.

Se determinó

que la Arenisca Sara “BC” tiene 16 metros

correspondientes al casquete gasífero y que la Arenisca Sara “A” tiene 26 metros correspondientes al cinturón petrolífero, también determinó que la Arenisca Ayacucho tiene buenas perspectivas de contener hidrocarburos. El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara “BC” se determino un espesor útil productivo de 5 metros para Gas y 20 metros para petróleo en la Arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25,3 °API. Asimismo se determinó que la Arenisca Ayacucho tiene un espesor útil de 13 metros, una porosidad de 13% y una saturación de 42%, quedando como reservorio potencial para una posterior intervención y explotación. En 1997 con la Capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) esta área quedo adjudicada a la Empresa Petrolera CHACO S.A. que es la actual operadora de este campo. A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento artificial con agua (hidráulic lift) y gas (gas lift) como fluidos motrices. En este campo se perforaron 10 pozos, actualmente tres son productores, uno es sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención. La profundidad promedio de estos pozos es de 2.300 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores Sara y Piraí. La producción promedio por día actual de este campo es de 440 barriles de petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas.

33

CAPITULO 2


2.1.4

Ubicación Geográfica del Campo HSR.

El centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-6, cuyas coordenadas UTM son las siguientes: X = 416657,90

Y = 8124218,00

Zt = 260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16° 53’ 06”,5 de Latitud Sur. 63° 46’ 46”,7 de Longitud Oeste. El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del contacto agua-petróleo. Políticamente el campo Humberto Suárez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la Provincia Sara del Departamento de Santa Cruz. Esta Localizado a 111 Km al Norte 38° Oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de Santa Rosa (Boomerang Hills), dentro de la zona de Pie de Monte del Subandino. A continuación en la tabla 2.2 siguiente se muestra cada uno de los pozos productores y pozo inyector con sus respectivas profundidades y coordenadas.

HSR-X1

X coordenadas 416910.96

Y coordenadas 8124083.68

PROFUNDIDAD TOTAL (m) 2446

ELEVACION KB 256.90

HSR-4

416646.60

8124424.49

2745

276.10

XSR6

416357.28

8124349.21

2226

261.30

HRS-10 (inyector)

416629.22

8124242.98

2250

278.20

POZO

Tabla 2.2

2.1.5

Cuadro Estructural Comparativo HSR. (Chaco YPFB)

Características Geológicas del Campo HSR.

34


CAPITULO 2

Los antecedentes geológicos, las características morfoestructurales y el tipo de estructura que conforma el reservorio

perteneciente al Campo

HSR se explican detalladamente a

continuación: 2.1.5.1 Antecedentes Geológicos. En 1960 con trabajos de cobertura sísmica se define la estructura de Santa Rosa de 18 Km de largo, situada entre las estructuras de Palometas por el Este y Junín por el Oeste. Posteriormente se perforaron algunos pozos pero fueron improductivos, hasta que en 1973 se perfora el pozo Santa Rosa Oeste-X1 (SRW-X1) con el cual se descubren reservorios Gasíferos en niveles del Devónico (Arenisca Ayacucho y Piraí) y del Silúrico (Arenisca Sara). En 1981 se perfora el pozo (SRW-X2), éste salió improductivo. En base a estos resultados y buscando una mejor posición estructural, se propuso la perforación del pozo SRW-X3 el cual en 1982 alcanzó la profundidad final de 2446 metros, con la que se investigó todos los reservorios de los Sistemas Terciario, Cretácico, Carbonífero, Devónico y Silúrico. Realizada la evaluación de los reservorios atravesados, se concentró el interés en La Arenisca Sara del Silúrico en la que se efectuó una sola prueba de producción con resultados altamente favorables, por tratarse de un hidrocarburo pesado. Posteriormente, se determinó que la culminación donde se perforo el pozo petrolífero SRWX3 se denomine Campo Humberto Suárez Roca, por lo que el pozo SRW-X3 fue denominado como pozo HSR-X1, quedando separado al Oeste de la estructura de Santa Rosa Oeste con el pozo SRW-X1. 2.1.5.2 Características Morfoestructurales. El campo Humberto Suárez Roca está ubicado entre los campos Santa Rosa y Santa Rosa Oeste, sobre un mismo lineamiento estructural. Morfoestructuralmente el campo HSR se encuentra dentro de la zona de pie de monte, correspondiente al área Boomerang en su sector oriental (entre los ríos Piraí y Yapacaní); área

35


CAPITULO 2

caracterizada por una cadena de colinas alineadas en forma de arco de rumbo general Este – Oeste, denominado Boomerang Hills. Dichas colinas presentan una topografía suavemente ondulada con diferencia de relieve del orden de los 70 metros. Regionalmente, el área Boomerang se encuentra a su vez dentro de la zona del “Codo del Subandino” en la región de Santa Cruz. Tal como acontece en todo el Subandino, el relieve topográfico en el área del Boomerang se halla en relación directa con el relieve estructural. Específicamente el Boomerang Hills refleja la deformación tectónica del último frente de la orogénesis Andina que se inició en el Mioceno Medio de la era Terciaria, dicha deformación tectónica dio origen a un importante lineamiento anticlinal. 2.1.5.3 Estructura. El campo Humberto Suárez Roca corresponde a una estructura separada de las estructuras Santa Rosa y Santa Rosa Oeste por sillas estructurales; de tal modo que de Este a Oeste se encuentran las estructuras de Santa Rosa, Humberto Suárez Roca, Santa Rosa Oeste, Junín, Palacios, Urucú y Puerto Palos. Inmediatamente al Sur del lineamiento indicado, se encuentran las estructuras de Bufeo, Puquío y Yapacaní, detrás de este lineamiento se encuentran las estructuras de Los Cusis, Penocos y Patujusal. Fallas antitécticas configuran en el flanco un sistema de cuatro bloques fallados en los que los reservorios Devónicos y Silúricos sellan pendiente arriba contra la falla longitudinal y lateralmente contra las fallas antitécticas. El campo Humberto Suárez Roca corresponde a un anticlinal fallado longitudinalmente según su eje de charnela, constituyendo un flanco de pendiente general suave de 12° hacia el Sur, el cual se halla fracturado longitudinalmente por la Falla “B” de orientación Este-Oeste

y de

buzamiento Sur; de tal modo que los reservorios Devónicos y Silúricos cierran hacia el Norte pendiente arriba contra la Falla “B” o Boomerang; de igual manera, los reservorios cierran lateralmente en sentido Este-Oeste contra fallas antitéticas de orientación Noreste-Suroeste,

36


CAPITULO 2

constituyendo bloques diferenciados; por lo que la estructura Humberto Suárez Roca se define como una trampa de falla. Las fallas antitéticas en combinación con la Falla Boomerang, imprimen a la estructura una configuración de bloques escalonados, afectando la posición estructural relativa de cada uno de los reservorios. El sistema de fallas mencionadas divide a la estructura en cuatro bloques, el Bloque Central 146 (HSR-1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10), el Bloque Occidental 9 (HSR-9), el más alto estructuralmente, el Bloque Oriental 358 (HSR-3, HSR-5 y HSR-8), más alto que el bloque central y el Bloque Sur 27 (HSR-2 y HSR-7), el más bajo estructuralmente. 2.1.5.4 Secuencia Estratigráfica. La secuencia estratigráfica atravesada comprende sedimentitas de edad Terciaria, Cretácica, Carbonífera, Devónica y Silúrica. La secuencia estratigráfica esquematizada del campo HSR es representada en la Tabla 2.3. El Reservorio Productor del campo Humberto Suárez Roca es la Arenisca Sara del sistema Silúrico. El número de reservorios probados del campo HSR son tres: 

Piraí de la Formación Yapacaní.



Sara “A” (Petrolífero) de la Formación El Carmen.



Sara “BC” (Gasífero) de la Formación El Carmen.

37

CAPITULO 2


SISTEMA Terciario Cretácico

FORMACION

RESERVORIO

Chaco Inferior Yecua Petaca Yantata Ichoa

Carbonífero Limoncito (Los Monos)

Devónico

Yapacani

1-A 1-C *Ayacucho Sup. *Ayacucho Inf. **Pirai

* Reservorios Potenciales. ** Reservorio de Gas. *** Cinturón de Petróleo. **** Casquete de Gas.

Boomerang (Icla) Silúrico

El Carmen

***Sara A ****Sara BC

Tabla 2.3 Secuencia Estratigráfica HSR. (Chaco YPFB)

a. Formación Yapacaní. La Formación Yapacaní tiene en su conjunto un espesor de 230 m, en dicha formación la arenisca Piraí es la que se encuentra probada, siendo un reservorio de gas, mientras que las areniscas Ayacucho Superior e Inferior son consideradas como reservorios potenciales. La Arenisca Piraí, con un espesor del orden de los 40 m, está constituida por un solo paquete arenoso. Se compone de arenisca cuarzosa, gris clara, de grano fino a muy fino, subangular a subredondeado, bien seleccionada, dura, de porosidad promedio de 13%. b. Formación El Carmen. La Formación El Carmen comprende la secuencia Silúrica, en su conjunto tiene un espesor promedio de 250 m, la Formación El Carmen abarca la arenisca Sara en la parte superior y otra arenisca sin especificar en la parte inferior. La arenisca Sara comprende dos reservorios, La Arenisca BC con espesores productivos de gas de (6,8 – 33,1) metros y la Arenisca A con espesor productivo de petróleo (cinturón de petróleo) de (5,3 – 29,5) metros.

38

CAPITULO 2


Según análisis efectuados, la Arenisca Sara es una arenisca cuarzosa, limpia, gris blanquecina, de grano fino subangular, selección regular a buena, de porosidad promedio de 15%, permeabilidad promedio de 15 md y densidad de roca 82 lb/pie 3 . Estas sedimentitas se depositaron en ambiente de alta energía. La Arenisca Sara tiene un espesor promedio de 65 m. Por debajo de la Arenisca Sara se presenta una arenisca cuarzosa, blanquecina, de grano fino a medio, subangular a subredondeado, de regular a pobre selección, silícea, dura, compacta, con intercalaciones en el tope de láminas de limonita muy oscuras con hojuelas de mica dispersa. En todo el tramo intercalan niveles muy delgados de limonita gris oscura micácea. Este reservorio tiene un espesor promedio de más de 185 m. 2.1.6

Análisis de la Presión del Reservorio Sara.

PRESSURE VALUES Sara Reservoir 3020 HSR-1

HSR-3

HSR-2

HSR-4L

HSR-5

HSR-6L

HSR-8

HSR-10

2970

Pressure (psia)

2920

2870

2820

2770

2720 1976-08-28

1982-02-18

1987-08-11

1993-01-31

1998-07-24

2004-01-14

2009-07-06

Date

Figura 2.2 Presión del reservorio “Sara A” (YPFB Chaco)

39

CAPITULO 2


Como se puede observar en la figura 2.1, la presión inicial de 2997 (psi) no está modificada sensiblemente a través del tiempo. Esto indica que las presiones están influenciadas por el gas del casquete y el agua del acuífero, donde no se ha extraído apreciables volúmenes. 2.1.7

Análisis de Reservorio.

2.1.7.1 Parámetros Petrofísicos. Los parámetros petrofísicos se reportan en la Tabla resumen 2.4

Reservorio

 (% )

Sw (% )

Arenisca 1-C Ayacucho Sup. Ayacucho Inf. Sara BC (Gas) Sara A (Pet.)

13.4 16.4 14.5 12.3 15.2

30.7 43.5 4.8 43.5 37.0

Tabla 2.4 Parámetros del reservorio “Sara A” (YPFB Chaco) El análisis cromatografico de gases se muestra en la Tabla A1 en el anexo A, es una cromatografía actual, la que pertenece a los pozos HSR-X1 y HSR-4 que corresponden al bloque (146). 2.1.7.2 Reservas de Petróleo en la Arenisca Sara “A”. a. Reservas Originales In Situ. Las reservas originales In Situ de petróleo han sido estimadas utilizando el método volumétrico. Las reservas están sustentadas por la evaluación realizada por la Compañía INTECH en el año 1991, las mismas se muestran a continuación: Reserva Probada

Originales Insitu Reservorio Sara "A"

TOTAL

Petroleo (Bbls) 6,727,700.00

Gas en Solucion (MMPC) 2,520.00

Petroleo (Bbls) 1,177,100.00

Gas en Solucion (MMPC) 1,260.00

6,727,700.00

2,520.00

1,177,100.00

1,260.00

Tabla 2.5 Reservas Originales de Petróleo. (YPFB Chaco) 40

CAPITULO 2


b. Reservas Actuales de Petróleo. Las reservas actuales de Petróleo en la Arenisca Sara “A” se muestran a continuación, los mismos están sustentados por el estudio de reservas y producción acumulada de la Empresa Petrolera CHACO S.A. que fue presentado el mes de Agosto de 2011. PARAMETRO Porosidad Sw H Radio dren. Radio Resv. OOIS Factor Recup. Reserva prod. Acum. Res. Reman.

Unid. % % M M M bbls % bbls bbls bbls

HSR-X1

HSR-4 HSR-6 HSR-10 TOTAL PROMEDIO 12 15 15 15 14.25 32 36 33 44 36.25 37 34 44 44 40 117.00 52.00 99.00 34.00 -------230.00 150.00 200.00 100.00 -------1,845,750.00 597,534.00 1,520,163.00 272,926.00 4,236,373.00 30 20 553,725.08 119,506.78 474,735.00 71,486.00 78,990.06 48,020.78

28 425,645.52 373,560.00 52,085.52

28 76,419.32 31,726.00 44,693.32

1,175,296.70 951,507.00 223,789.68

Tabla 2.6 Reserva bloque 146. (YPFB Chaco) En la figura A.4 del anexo A, se muestra el mapa estructural tope de arena Sara del Campo HSR. c. Producción y Estado Actual de los Pozos. En el Campo Humberto Suárez Roca, actualmente se encuentran produciendo solamente tres pozos, HSR-X1, HSR-4 y HSR-5. Los demás pozos se encuentran cerrados, esperando intervención o abandonados. Solo se cuenta con un pozo inyector de agua disposal (HSR-3). En la Tabla 2.7 se muestra el estado actual de los pozos HSR, con datos actualizados hasta Julio 2011, mientras que en la Tabla 2.8 se muestra la producción diaria de los pozos.

Campo

Pozos

Petróleo (bbls)

Gas (MPC)

Agua (bbls)

HSR

HSR-X1

31

3

141

HSR

HSR-4

52

0

0

HSR

HSR-6

44

29

557

127

32

698

TOTAL

Tabla 2.7 Producción Diaria. (YPFB Chaco) 41

CAPITULO 2


POZO HSR-X1 HSR-2 HSR-3 HSR-4 HSR-5 HSR-6 HSR-7 HSR-8 HSR-9 HSR-10

Productor

Cerrado EI Abandonado

Inyector Agua Disposal

P A EI P EI P A EI A INY

EI = Esperando Intervención Tabla 2.8 Estado Actual de Pozos del Campo HSR. (YPFB Chaco)

Según estudios reciente realizados por YPFB el factor de recuperación de la arenisca Sara es de 16% mas un 7% adicional por el casquete de Gas. La explotación actual es mediante inyección de agua a través de los baleos en la zona petrolífera en la posición estructural óptima. Este método de recuperación es combinado con métodos de elevación artificial, Gas Lift e Hidraulic Lift, con los que se logra factores de recuperación entre 30% y 40%. Con el método implantado, mediante este proyecto, se quiere obtener factores mayores de recuperación en más corto tiempo.

2.2

2.2.1

SELECION JERARQUIZADA

Introducción

42


CAPITULO 2

En la presente sección se presentarán las diversas opciones de recuperación mejorada que podrían ser implantadas en el yacimiento HSR; en la secciones anteriores se ha comentado el enorme desafío que representa incrementar las reservas de aceite, siendo una opción precisamente la implantación de procesos de recuperación mejorada en yacimientos maduros o en etapa de declinación. Para la presentación del estudio de factibilidad se tratarán los procesos de recuperación mejorada analizados en el capítulo 1, y se utilizará las propiedades petrofísicas, información geológica y propiedades de los fluidos contenidos en el reservorio en el que se implantará el proceso de recuperación mejorada; dichas propiedades se enumeran a continuación: a) Densidad del aceite (ºAPI) b) Viscosidad del aceite (cp) c) Saturación de aceite (%) d) Espesor del intervalo productor (m) e) Permeabilidad de la roca (mD) f) Porosidad (%) g) Profundidad del intervalo (m) h) Temperatura del yacimiento (ºC) i) Echado (º) j) Tipo de formación Los procesos que pueden ser aplicados son los siguientes: a) Inyección de vapor b) Inyección de CO 2 c) Inyección de gases hidrocarburos d) Inyección de polímeros e) Inyección de productos químicos tensoactivos f) Combustión In-Situ g) Inyección de nitrógeno h) Inyección de productos químicos cáusticos i) Inyección alterna de agua y gas 43


CAPITULO 2

Tabla 2.9 Criterios para seleccionar un proceso de recuperación mejorada basándose en propiedades petrofísicas, propiedades de los fluidos e información geológica. (López A., F., 2010) Notas: † No es una propiedad determinante en la toma de decisión. * Arenas y areniscas. ** Arenas, areniscas, carbonatos y basamento.

44


2.2.2

CAPITULO 4

Información técnica del yacimiento Sara del Campo HSR.

A manera de resumen, la tabla 2.10 enumera las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y la información geológica del reservorio Sara A.

PROPIEDADES Litología Temperatura de fondo de pozo (°F) Presión Original (Psi) Presión actual reservorio (Psi) Producción prom. oil (BPD) Np (MMbbls) Factor de Recup. (%) Prof. Media (mbbp) Espesor Promedio de la Form. (m) Porosidad Promedio (%) Permeabilidad en la matriz (mD) Saturación de agua (%) Saturación Petróleo (%) Densidad del Aceite (°API) Viscosidad (cp) a Ty

VALOR Arenisca Cuarzosa limpia gris blanquecina 155 2997 2790 127 1.303 27 2417 17 15 15 36 64 29 1.3

Tabla 2.10 Información técnica del reservorio Sara A. (YPFB CHACO)

Utilizando la información anterior y mediante la tabla 2.9, se puede establecer un criterio de selección jerarquizado, con todos los procesos de recuperación mejorada que pueden ser candidatos a aplicarse en el reservorio Sara A; este será un primer filtro y primera aproximación al proceso a aplicar. Una vez que se tenga el primer filtro, se procederá a realizar el segundo filtro, el cual, se involucran la litología, el aspecto económico y otras propiedades, para así, seleccionar mejor. 2.2.3

Resultados elaboración del PRIMER FILTRO, utilizando la tabla 2.9 y 2.10

En las tablas 2.11 a 2.16 se muestra el criterio de selección jerarquizado respecto a la densidad, viscosidad, permeabilidad, porosidad, profundidad, temperatura y tipo de

45


CAPITULO 4

formación respectivamente, generado a partir de las tablas 2.9 y 2.10; la viabilidad de los procesos a ser aplicados se establece de mayor a menor orden.

JERARQUÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 9

DENSIDAD DE 29° API (24-31) PROCESO Inyección de productos químicos cáusticos Inyección de gases hidrocarburos Inyección de productos químicos tensoactivos Inyección de polímeros Inyección de CO2 Combustión In-Situ Inyección alterna de agua y gas Inyección de nitrógeno Inyección de vapor

Tabla 2.11 Jerarquía de acuerdo a la densidad API. (Elaboración propia)

Viscosidad de 1.3 cp JERARQUÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 9

PROCESO Inyección de CO2 Inyección alterna de agua y gas Inyección de productos químicos tensoactivos Combustión In-Situ Inyección de gases hidrocarburos Inyección de nitrógeno Inyección de polímeros Inyección de vapor Inyección de productos químicos cáusticos

Tabla 2.12 Jerarquía de acuerdo a la viscosidad. (Elaboración propia)

JERARQUÍA 1 2 3 4 5

Permeabilidad de la matriz de 15 mD PROCESO Inyección de CO2 Inyección de gases hidrocarburos Inyección de nitrógeno Inyección de productos químicos tensoactivos Inyección alterna de agua y gas 46


6 7 8 9

CAPITULO 4

Combustión In-Situ Inyección de productos químicos cáusticos Inyección de polímeros Inyección de vapor

Tabla 2.13 Jerarquía de acuerdo a la permeabilidad. (Elaboración propia)

Porosidad de 15 % JERARQUÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 9

PROCESO Inyección de CO2 Inyección de nitrógeno Inyección de gases hidrocarburos Inyección de vapor Inyección de polímeros Inyección de productos químicos tensoactivos Inyección de productos químicos cáusticos Inyección alterna de agua y gas Combustión In-Situ

Tabla 2.14 Jerarquía de acuerdo a la porosidad. (Elaboración propia)

Profundidad media de 2417 m (max. 2745 m y min. 2226m) JERARQUÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 9

PROCESO Inyección de nitrógeno Inyección de CO2 Inyección de gases hidrocarburos Inyección alterna de agua y gas Combustión In-Situ Inyección de productos químicos tensoactivos Inyección de productos químicos cáusticos Inyección de polímeros Inyección de vapor

Tabla 2.15 Jerarquía de acuerdo a la profundidad. (Elaboración propia)

47


CAPITULO 4

Temperatura 155 °F o 68 °C JERARQUÍA 1 2 3 4 5 6 7 8 9

PROCESO Inyección de CO2 Inyección de gases hidrocarburos Inyección de nitrógeno Inyección alterna de agua y gas Combustión In-Situ Inyección de productos químicos cáusticos Inyección de polímeros Inyección de productos químicos tensoactivos Inyección de vapor

Tabla 2.16 Jerarquía de acuerdo a la temperatura. (Elaboración propia)

Finalmente juntando los resultados de las tablas anteriores, se puede generar la jerarquización considerando simultáneamente todas las propiedades petrofísicas, las del fluido e información geológica. En la tabla 2.17 se muestra el primer filtro de los procesos de recuperación mejorada viables a aplicar; como se puede observar, según esta primera aproximación, la opción más viable a implantar es la Inyección de Dióxido de Carbono. PRIMER FILTRO JERARQUÍA

PROCESO

1

Inyección de CO2

2

Inyección de gases hidrocarburos

3

Inyección de nitrógeno

4

Inyección de productos químicos tensoactivos

5

Inyección de productos químicos cáusticos

6

Inyección alterna de agua y gas

7

Combustión In-Situ

8

Inyección de polímeros

9

Inyección de vapor

Tabla 2.17 Primer filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se podrían implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR. (Elaboración propia)

48


2.2.4

CAPITULO 4

Resultados elaboración del SEGUNDO FILTRO.

Ahora bien, a partir de la jerarquización anterior, se realizará el segundo filtro, en el cual se abordarán los aspectos geológicos más importantes, el aspecto económico y otros aspectos como proyectos exitosos.

Tabla 2.18 Criterios de Selección Basados en Estadísticas de Procesos Exitosos . (Mata A., J. J., 2010)

La tabla 2.18 presenta los parámetros de selección de algunos procesos de recuperación mejorada basado en estadísticas de procesos exitosos implementados en el mundo; esta tabla nos servirá para realizar el segundo filtro juntamente con las figuras 1.2 al 1.4, las cuales muestran gráficamente algunos parámetros de selección para tres procesos EOR, y también todos los factores, criterios, ventajas, desventajas y limitaciones de los procesos EOR mencionados en el capítulo 1. La inyección de gases hidrocarburos es una buena opción, ya que la inyección de nitrógeno fue altamente controvertida por distintos expertos y especialistas, tanto en los medios académicos como en los medios petroleros, pues parecía irracional comprar nitrógeno para ser inyectado, cuando se queman cantidades enormes de gas natural para producir nitrógeno que podrían usarse para ese fin, además de los aspectos de contaminación de los 49


CAPITULO 4

fluidos producidos. (Mata A., J. J., 2010) Continuando la Combustión In-Situ es también una buena opción, ya que a diferencia de la inyección de gases hidrocarburos solo contempla la adición de aire para llevar a cabo la reacción de combustión en el medio poroso, pero por otro lado en el caso de este campo hay una limitación mas técnica que otra cosa especialmente en la porosidad y un poco en la permeabilidad según la tabla de proyectos exitoso y la guía técnica, la cual dificulta que sea una buena opción. Los otros procesos de la tabla como por ejemplo la inyección de Vapor se puede descartar ya que a una profundidad de 2450 m es muy probable que las pérdidas de calor en el yacimiento sean muy grandes, con lo cual, es posible que el vapor no llegue al lugar donde es requerido con la suficiente energía calorífica debido a perdida de calor a lo largo del viaje, esto también implica para la inyección de vapor alterna con agua, que como se vio anteriormente resulto ser el proceso menos viable de todos, precisamente por su principal desventaja: la profundidad. Es importante mencionar también que estos procesos resultan unos de los más caros. Respecto a los procesos químicos (inyección de productos químicos tensoactivos, polímeros y cauticos), se considera que no pueden ser una buena opción para este reservorio técnicamente especialmente la inyección de polímeros por las limitaciones de porosidad, permeabilidad y profundidad según la tabla de proyectos exitosos y la guía de selección técnica. Aparate que representan costos elevados para su implementación. Así que se pueden descartar estas opciones también. Por último el proceso de inyección de CO2 técnicamente se ve que es la mejor opción porque cumple con todas los parámetros estudiados y sería la más adecuada para las características del reservorio Sara A, y no solamente en esta evolución, sino también en los procesos más exitosos está dentro de los limites. Por otra una de las limitaciones más grandes que acarrea es la necesidad de una planta de separación y/o producción de CO2 para su posterior inyección, pero en este caso no sería mucha dificultad ya que cerca se encuentra la Planta Santa Rosa a la cual llega un caudal de gas de 40.211 MMSCFD y contiene cerca de 10.5 % de CO2, el mismo que es venteado a la atmosfera. 50


CAPITULO 4

Por consiguiente el segundo filtro está dado en la tabla 2.19 ordenado en forma jerarquizada y tomando en cuenta todo lo mencionados anteriormente. SEGUNDO FILTRO JERARQUÍA

PROCESO

1

Inyección de CO2

2

Inyección de gases hidrocarburos

3

Inyección de productos químicos tensoactivos

4

Combustión In-Situ

Tabla 2.19 Segundo filtro de los posibles procesos de recuperación mejorada que se podrían implantar en el Reservorio Sara A del Campo HSR. (Elaboración propia)

Como conclusión la opción más adecuada a aplicar y por motivos mencionados anteriormente, es la Inyección de Dióxido de Carbono.

51

CAPITULO 3

CONSIDERACIONES GENERALES Y PROCESO DE CAPTACION DEL CO2

CAPITULO 3

CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL PROCESO DE INYECCION DEL CO2 3.1

CAPTURA DEL CO2

El ciclo del CO2 como parte de los procesos industriales y especialmente en la industria petrolera es mostrado en la siguiente figura, la cual indica su origen (generación), captura y su posterior almacenamiento o aprovechamiento en la recuperación mejorada de petróleo.

Figura 3.1 Ciclo industrial del CO2, generación hasta su confinación.

(IPCC, 2005)

Los sistemas de captura de CO2 tan solo son aplicables en grandes puntos de emisión de CO2, como por ejemplo sistemas de combustión, alto contenido porcentual de CO2 en el flujo de gas natural, etc.

52


CAPITULO 3

El objetivo de estos sistemas es separar el CO2 producido hasta obtener una corriente de gases con una concentración de CO2 suficientemente elevada. Una vez que se dispone de una corriente altamente concentrada de CO2 se procede a su compresión para realizar el transporte hasta el punto de inyección en este caso. Existen diferentes tipos de sistemas de captura de CO2, tal como se muestra en la figura siguiente.

Figura 3.2 Diferentes Sistemas de captación de CO2. (IPCC, 2005) 3.1.1

Postcombustión

Estos sistemas se sitúan en las instalaciones una vez que se realizó la combustión del combustible. De otra forma se parte de una corriente con una concentración muy baja en CO2

y un gran caudal de gases de combustión. Estas características hacen que estos

sistemas requieran una gran cantidad de energía. Ejemplos de estos son la Absorción Química y Física y también la Adsorción.

53


3.1.2

CAPITULO 3

Pre-combustión

Estos sistemas se sitúan en las instalaciones antes de realizar la combustión. El objetivo de estos sistemas es preparar el combustible para que al realizar la combustión no se produzca CO2. Es decir en estos sistemas se elimina el carbono del combustible antes de realizar la combustión. De otra forma resumida es la transformación del combustible primario en una corriente de gas cuyos principales elementos son CO2 y H2, y que pueden ser separados fácilmente. La principal tecnología de estos sistemas son los GICC (Centrales Eléctricas de Gasificación Integrada en Ciclo Combinado). 3.1.3

Oxi-combustión

Estos sistemas actúan sobre el comburente, tratando de eliminar el N2 del aire para tener una atmosfera rica de O2 y de esa forma al producirse la combustión se obtendrá unos gases de combustión con una alta concentración de CO2.

3.2 ASPECTOS GENERALES DEL CO2. El dióxido de carbono en condiciones normales es un gas incoloro e inodoro que presenta una gran miscibilidad en el agua, y también es toxico a concentraciones altas, se encuentra categorizado como sustancia tipo C de acuerdo al standard ISO 13.623. Su viscosidad y densidad es variable con variaciones de temperatura y presión. Sus aplicaciones a nivel industrial (alimentación, medicina, fluido de procesos criogénicos, seguridad y extinción, etc.) son conocidas hace mucho tiempo. El principal problema que causa el CO2 es la contribución al efecto invernadero provocando el calentamiento global de la tierra con sus consecuencias en la vida terrestre. En la tabla siguiente se detalla la contribución que tienen los diferentes gases de Efecto Invernadero (GEI).

54


CAPITULO 3

Figura 3.3 Contribución en porcentaje de los GEI en la troposfera. (CONAMA, 2011) Por otra parte, en el caso de transporte, la composición del gas a transportar condicionara su comportamiento hidráulico y termodinámico en el transporte por tuberías; la presencia de impurezas que acompañan al CO2 hacen que su viscosidad, densidad y puntos críticos y punto triple varíen con respecto al CO2 puro, lo cual influirá en los posteriores parámetro de diseño de tuberías e instalaciones asociadas. 3.3

PROPIEDADES DEL CO2

-

Es un gas inodoro, ligeramente picante

-

Es más denso que el aire a presión atmosférica

-

Es altamente compresible. A elevadas presiones es un fluido denso a temperatura. Por ejemplo, a 100 bar (1450.4 psi) y 20 °C está en un estado de fluido denso denominado supercrítico.

-

No es inflamable suele utilizarse como extintor de incendio

-

Las propiedades físico-Químico del CO2 puro permite su transporte en fase densa con altas presiones y a temperaturas ambiente.

55


CAPITULO 3

Figura 3.4 Diagrama de fases de Presión-Temperatura del CO2. (CONAMA, 2011) CO2 Peso Molecular Densidad (0°C y 1 atm) Presión Vapor Liquido Saturado Temperatura Critica Presión Critica Temperatura Triple punto Presión Triple punto

Valor 44.1 1.977 3485 (506) 31.1 7382 (1071) -56.6 518 (75)

Unidad g/mol Kg/m3 Kpa (psi) °C Kpa (psi) °C Kpa (psi)

Tabla 3.1 Propiedades físicas del dióxido de carbono . (CONAMA, 2011)

3.4

PLANTA DE GAS “SANTA ROSA”

La Planta de gas Santa Rosa ubicado en el departamento de Santa Cruz situada a 145 Km al norte de la capital Cruceña, y que es operada por la empresa Chaco S.A., se puso en marcha el 10 de julio de 2009. 56


CAPITULO 3

La planta trata los volúmenes de 4 campos gasíferos: Junín, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste y Palometas. Las características de gas de estos yacimientos es su alto contenido de CO2 aproximadamente 10.5 % es el porcentaje de CO2. La planta tiene una capacidad de procesamiento de 60 MMPCD la planta cuenta con un proceso de endulzamiento con aminas para remover el CO2; en este proyecto se aprovecha este recurso para su inyección en el campo Humberto Suarez Roca ubicado a 2 km de la planta. El procesamiento inicial de la planta fue de 32 MMPCD, ya en este año se incrementó a 40.2 MMPCD En el proceso de absorción con amina figura 3.5, entra gas amargo (con CO2 y otras impurezas) y sale gas libre de CO2 o en cantidades mínimas y la corriente de CO2 separado al final es venteado a la atmosfera; es ahí donde se tiene que recuperar el CO2 para comprimirlo, transportarlo por tuberías e inyectarlo al campo HSR para la aplicación del proceso de recuperación mejorada. (HidrocarburosBolivia)

Figura 3.5 Proceso de separación de CO2 por absorción con amina. (IPCC, 2005) 57


CAPITULO 3

Las etapas del proceso se describen a detalle en el punto 3.5 y de manera resumida se presenta a continuación: 1. El gas que contiene el CO2 se pone en contacto con un absorbente liquido (amina en solución) capaz de capturar el CO2. 2. El absorbente cargado con CO2 se transporta a otra torre donde se regenera mediante cambios de temperatura o presión y libera el CO2. 3. El absorbente regenerado se envía de nuevo a la torre de absorción de CO2. 4. El CO2 pasa al acumulador de Reflujo y luego se ventea el CO2. 5. Para contrarrestar las pérdidas del absorbente, se introduce nuevo absorbente. (Morales, H., Torres C., 2008)

3.5 3.5.1

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN Y CAPTURA DE CO2 Proceso de endulzamie nto del gas

Las plantas de endulzamiento de gas tienen como función principal remover gases ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo. En este caso se remueve dióxido de carbono de una corriente de gas con una solución acuosa de amina (diglicolamina, DGA) como agente de tratamiento. En la figura 3.5 se presenta un esquema simplificado del proceso. El gas acido, conteniendo H2S y/o CO2 entra a la torre absorbedora por el extremo inferior y fluye hacia arriba a través de los casquete pertenecientes a los platos que mantiene un nivel de solución de amina. Los casquete dispersan el gas acido a la salida de cada plato obligando a estar en contacto directo con la amina. El gas dulce, libre de compuesto ácidos, sale por la parte superior de la torre absorbedora. La amina pobre, libre de compuesto ácidos, entra a la torre absorbedora por su parte superior. A medida que la amina desciende de plato en plato, en contracorriente con el flujo de gas, reacciona con los componentes ácidos del gas y estos son absorbidos. La amina rica, contaminada con los compuestos ácidos, sale de la torre absorbedora por su parte inferior, pasa por el intercambiador de calor de amina pobre-amina rica, luego circula por el filtro donde se retiran las impurezas solidas finalmente entra a la torre regeneradora. 58


CAPITULO 3

La entrada a la torre regeneradora es por la parte superior y fluye hacia abajo en contra corriente con los vapores calientes de amina producidos en el rehervidor. El incremento en la temperatura de la amina rica produce la liberación de los gases ácidos. El vapor excedente, generado en el rehervidor, arrastra los gases ácidos fuera de la torre regeneradora. Este vapor se condensa y se separa de los gases ácidos en el acumulador. Los gases ácidos se eliminan del proceso y el vapor condensado retorna a la torre regeneradora como reflujo. La amina purificada sale de la torre regeneradora por su parte inferior, pasando por el rehervidor, por el intercambiador de calor amina-amina y por el enfriador de amina antes de retornar a la torre absorbedora. 3.5.2

Descripción del proceso

Existen muchos procesos para la remoción de gas acido de las corrientes de gas natural, antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas natural de alimentación y las composiciones del flujo, así como los requerimientos específicos del gas natural. Como se muestra en la (Figura 3.5). 3.5.2.1 Filtro coalescente Previo a que la corriente de gas de entrada sea tratada con solución de amina, este debe ser filtrado en el filtro coalescente de gas de entrada para remover pequeñas gotas de líquido que puedan ser arrastradas o partículas sólidas de 0,3 micrones. Esto ayuda a prevenir problemas de espuma, corrosión y contaminación de la amina. Las partículas sólidas son capturadas y retenidas por los elementos filtrantes. A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes comienzan a taponarse y la caída de presión en el recipiente se incrementa. Cuando la caída de presión alcanza los límites preestablecidos, los elementos filtrantes deben ser reemplazados. 3.5.2.2 Torre contactora de amina El gas tratado de entrada y adecuadamente filtrado ingresa a la base de la torre contactora de amina dentro de la cual el gas fluye en dirección vertical ascendente en contacto con una solución de amina que descienden sobre una serie de 20 platos. 59


CAPITULO 3

Gas y líquido entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto suficiente para que la solución de amina absorba el CO2 del gas de entrada. El mecanismo de absorción implica reacciones acido-base, en la cual el CO2 es el componente gas ácido y amina es el componente básico. La solución de amina que sale por el fondo de la torre contactora de amina es llamada “amina rica”, porque esta es rica en CO2 absorbido. La amina rica sale de la torre a través del control de nivel y fluye al sistema de regeneración de amina. El gas que sale por el tope de la torre contactora de amina es llamado “gas tratado”, porque ha sido tratado con solución de amina y el exceso de CO2 ha sido removido. 3.5.2.3 Sistema de regeneración de amina El objetivo del sistema de regeneración de amina es regenerar en forma continua y recircular la solución de amina utilizada en la torre contactora de amina. La solución de amina es regenerada a través de la separación del CO2 absorbido con vapor en una torre que opera a baja presión y alta temperatura, condiciones opuestas a las reacciones que ocurren en la torre contactora. 3.5.2.4 Tanque de expansión de amina La amina rica sale de la torre contactora de amina por el sistema control y es introducida al tanque de expansión de amina que permite separar la amina rica, “gas flash” y cualquier hidrocarburo liquido desprendiendo del CO2. 3.5.2.5 Intercambiador amina pobre/rica La amina rica sale del fondo del tanque de expansión por el control de nivel y fluye aguas abajo al intercambiador de amina pobre/rica. El intercambiador tiene dos objetivos: 1. Calienta la amina rica para optimizar la operación en la torre regeneradora de amina y reduce la carga térmica de calor en el re-hervidor de amina. 2. Enfría la amina pobre reduciendo la carga térmica sobre el Aero-enfriador de amina.

60


CAPITULO 3

3.5.2.6 Torre regeneradora de amina Amina rica caliente fluye desde el tanque de expansión de amina hasta el tope de la regeneradora de amina. Donde el CO2 absorbido es separado de la amina rica con vapor que se produce en el re-hervidor de amina por vaporización de una porción de agua de la solución de amina. La amina pobre sale del fondo de la torre y el vapor con CO2 húmedo sale por el tope de la torre. Como el vapor de separación se mueve hacia arriba por la torre regeneradora de amina, transfiere suficiente calor a la solución de amina descendiente para promover la deserción de CO2. La mayor parte de este vapor condensa durante este proceso, diluye la solución de amina, y retorna al re-hervidor. El vapor que no condensa actúa como un portador para remover el dióxido de carbono no absorbido de la solución de amina y arrastrando hacia el tope de la torre. El vapor de la parte superior de la torre de regeneración de amina fluye al condensador de reflujo donde este es enfriado por intercambio de calor con el aire del medioambiente. Este condensa la mayor parte del vapor de agua de la parte superior de la torre de regeneración de amina. El efluente de este condensador fluye al acumulador de reflujo para su separación. El vapor separado, llamado “gas acido”, es fundamentalmente CO2 y algo de vapor de agua, hidrocarburos livianos, resto de amina y contaminantes volátiles que pueden estar presentes. El gas ácido sale por la parte superior del acumulador a través del control de presión y fluye hacia la chimenea de venteo. El líquido recogido en el fondo del acumulador, llamado “reflujo”, es fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, amina, y algunos contaminantes también están presentes. El reflujo es bombeado desde el acumulador por medio de bombas de reflujo que están equipadas con un control de caudal mínimo por un orificio de restricción que ayuda a 61


CAPITULO 3

proteger las bombas de problema de bajos caudales durante descontroles u operaciones por debajo de los caudales de diseño. Las bombas retornan el reflujo a la torre regeneradora de amina en la línea de alimentación aguas abajo.

3.6

PROCESO DE INYECCION DE CO2

Para llevar a cabo en proceso de inyección, previo es necesario mencionar algunas etapas que inician en la captación o recuperación del CO2 en la planta hasta la inyección en el reservorio, las cuales se describirán con ayuda de la siguiente figura:

FLASH

Figura 3.6 Etapas del CO2 de la Planta al pozo inyector. (Elaboración Propia) El sistema de recuperación de CO2 está integrado con los siguientes elementos más importantes: a) Separador Flash b) Compresor de CO2 c) Aero-Enfriador d) Tuberías de Transporte de la planta al pozo inyector e) Inyección de la cabeza de pozo a reservorio f) Comportamiento termodinámico y equilibrio de fases del CO2 con los Fluidos de Reservorio 62


CAPITULO 3

Desde el proceso de separación de CO2 con amina realizado en la planta, comienza la recuperación del CO2 para la inyección en el pozo inyector. Luego de recuperar el CO2 pasa por el sistema de compresión para elevar la presión según los requerimientos de inyección. Una vez comprimido hasta un estado supercrítico es transportado por medio de una tubería, generalmente enterrada, hasta la cabeza del pozo de inyección. En esta etapa e necesario compresores y enfriadores para bajar la temperatura y ayudar a proteger los equipos de compresión y tuberías de transporte.

(Robertson, Eric P., 2007)

En cabeza del pozo de inyección cambia de dirección de horizontal a vertical para trasportarse hasta el fondo del pozo e inyectarlo al reservorio objetivo.

3.7 PUNTO DE ROCÍO El Punto de Roció en una mezcla es la presión o temperatura a la cual se forma la primera gota de líquido, por debajo de este punto el fluido en estado gaseoso comienza a condensarse. Como se puede ver en la composición del gas de venteo en la tabla A.3 del anexo A, en la cual el contenido apreciable de agua y lo demás es dióxido de carbono y otros hidrocarburos, entonces, es necesario que se determine el punto de roció antes de entrar al sistema de compresión ya que es peligroso que entre líquido a los compresores. Mediante la determinación del punto de roció de la mezcla se podrá prevenir futuros problemas en el transporte del fluido en estado gaseoso. Entre los métodos para el cálculo del punto de roció se encuentran muchos con diferentes aplicaciones de los cuales se utilizaran los más adecuados mediante programas como Chemcad y también manualmente. 3.8 SEPARACIÓN FLASH Flash es una separación primaria que permite obtener los compuestos en fase vapor los compuestos pesados en fase liquida en las condiciones presión y temperatura de operación, en la siguiente figura se muestra el proceso:

63


CAPITULO 3

Los separadores instantáneos trabajan en condiciones Isotermicas, Adiabaticas

e

isentropicos. En este caso utilizaremos un flash isotérmico la q trabaja a temperatura constante. El separador es utilizado para separar la fase liquida del fluido antes de entrar al sistema de compresión y después, así de esta manera bajando el punto de roció y por trabajar a presiones altas y temperaturas bajas, que es lo que se desea para el transporte. Para esto es preciso entender el equilibrio de fases y la determinación de la constante de equilibrio. 3.8.1

Equilibrio Liquido-Vapor

Si consideramos dos fases, una liquida y una vapor (L-V)

Figura 3.7 Equilibrio Liquido Vapor. (Godoy S., 2008) Se debe cumplir en el equilibrio:  TL = TV (Equilibrio térmico)  PL = PV (Equilibrio mecánico)  µL = µV (Equilibrio químico) La fugacidad es una termodinámica que se define a partir del potencial químico. Para cada componente en equilibrio, se define una constante de equilibrio de la siguiente manera: 𝑦𝑖 = 𝐾𝑖 𝑥𝑖 Y en condiciones ideales la constante de equilibrio esta en función de la presión de saturación del fluido y la presión del sistema como sigue: 64


𝐾𝑖 =

CAPITULO 3

𝑃𝑖𝑠 𝑃

Esta expresión es la que corresponde a la ley de Rault. Esta condición (ambas fases ideales), es muy poco común. Por lo tanto, deben emplearse los factores de corrección (coeficiente de actividad y/o de fugacidad) para contemplar desviaciones del comportamiento ideal tanto en la fase liquida como vapor, o en ambas simultáneamente. Para estos casos de condiciones reales tenemos: 𝐾𝑖 =

∅𝐿𝑖 ∅𝑉𝑖

Para el caculo de estos coeficientes de actividad tanto de vapor como de líquido se puede utilizar muchos métodos como por ejemplo las ecuaciones de estado y otras. (Godoy S., 2008)

3.9 SISTEMA DE COMPRESIÓN A continuación se presentan las principales características de los distintos tipos de compresores, las ventajas y desventajas de un sistema con respecto al otro. 3.9.1

Generalidades del Proceso de Compresión de Gases.

Algunos de los datos necesarios para conceptualizar un sistema de compresión son por ejemplo, el tipo de gas alimentado y las condiciones de operación para el servicio que va a cumplir, es decir, el flujo volumétrico a la entrada, las presiones de succión-descarga, el cabezal isoentrópico o politrópico, las temperaturas de succión-descarga, y la potencia requerida. De acuerdo al tipo de compresor, existen diferentes modelos matemáticos para la determinación de la temperatura de descarga, el cabezal y la potencia requerida. Para la evaluación de esta última, independientemente del tipo de compresor, se dispone de tres métodos: uno analítico, que se basa en aproximaciones del comportamiento del gas, otro método termodinámico, que utiliza diagramas de Mollier, entalpíaentropía correspondiente al gas manejado y por último el método de las curvas de potencias, que son gráficas obtenidas empíricamente que muestran la potencia en función de variables como: la 65


CAPITULO 3

relación de compresión, relación de calores específicos y eficiencia mecánica. (Melchor, 1992). 3.9.2

Tipos de Compresores.

Figura 3.8 Tipos de Compresores. Nota: figura elaborada con datos tomados de "Select the right compressor” por Jandjel, G. (2000). Los compresores dinámicos, son máquinas rotatorias de flujo continuo en la cual el cabezal de velocidad del gas es convertido en presión, como es el caso de los Compresores Centrífugos ó axiales. Por otra parte, los compresores de desplazamiento positivo son unidades de flujo intermitente, donde sucesivos volúmenes de gas son confinados en un espacio y elevado a alta presión, como es el caso de los reciprocantes y rotatorios. En este Proyecto de Grado se estudió solo los compresores más comunes usados a nivel industrial, tales como centrífugos y reciprocantes. (MDP. Pdvsa, 1996) A continuación se presenta en la figura 3.9 que de acuerdo a la zona en la que se ubique el punto correspondiente al flujo de gas que se va a comprimir y la presión de descarga 66


CAPITULO 3

requerida, se selecciona el tipo de compresor más adecuado para esas condiciones de operación. (GPSA, 2007)

Figura 3.9 Rangos de Aplicación de los distintos Tipos de Compresores. Nota: figura tomada del “GPSA Data Book 11th edition”, 2007

3.9.3

Compresores Reciprocantes.

Son equipos que operan mediante una reducción positiva de un cierto volumen de gas atrapado dentro de un cilindro, mediante un movimiento reciprocante del pistón. La reducción en volumen origina un alza en la presión hasta que la misma alcanza la presión de descarga y ocasiona el desplazamiento del fluido a través de la válvula de descarga del 67


CAPITULO 3

cilindro. El cilindro está provisto de válvulas, las cuales operan automáticamente por diferenciales de presión, al igual que válvulas de retención (check valves), para admitir y descargar gas (MDP. Pdvsa, 1996). Para el estudio del proceso de compresión de gases se dispone de dos métodos, uno en el que se supone un proceso de compresión isoentrópico (también llamado adiabático y reversible con entropía constante que comúnmente se considera ideal) o un proceso politrópico (en donde se supone la entropía variable y se toman en cuenta los cambios en las características del gas) (GPSA, 2007). Para realizar los cálculos termodinámicos asociados a la compresión de gases se requiere de ciertos parámetros como el factor de compresibilidad y el exponente isoentrópico o la constante k. (Melchor, 1992): De acuerdo a lo expuesto anteriormente, para calcular la constante k de los gases, solo se necesita su calor específico molar a presión constante. Esta capacidad calorífica varía con la temperatura, por lo tanto, en un proceso de compresión, en donde la temperatura del gas aumenta a medida que transcurre el mismo, su constante k igualmente varía y se acostumbra a estimar dicho valor a una temperatura promedio entre las temperaturas de succión y descarga (GPSA, 2007). Las principales ventajas y desventajas de los Compresores Reciprocantes son las siguientes (MDP. Pdvsa, 1996): Ventajas 

Gran flexibilidad en la capacidad para un rango amplio de presiones.



Disponible para capacidades por debajo del rango de flujo económico de los Compresores Centrífugos, por lo tanto maneja volúmenes reducidos de gas.



Son económicos para altos cabezales típicos de gases de servicio de bajo peso molecular.



Disponibles para altas presiones; casi siempre son usados para presiones de descarga por encima de 3500 psig.

68




CAPITULO 3

Son mucho menos sensitivos a la composición de los gases y a sus propiedades cambiantes (como la densidad) que los compresores dinámicos.



La eficiencia total es mayor que la de los Compresores Centrífugos para una relación de presiones mayor que 2 y tienen un menor costo energético.



Presentan una temperatura de descarga menor que los Compresores Centrífugos debido a su alta eficiencia y a su sistema de enfriamiento.



La potencia de estos compresores puede alcanzar más de 20.000 hp por unidad.

Desventajas 

En servicios continuos, se requieren múltiples unidades para impedir paradas de planta debido al mantenimiento de compresores.



Los costos de mantenimiento son de 2 a 3 veces mayores que los costos para Compresores Centrífugos, esto se debe a que poseen más partes en movimiento y su eficiencia mecánica es más baja.



El potencial de funcionamiento continuo es mucho más corto que el de los Compresores Centrífugos, la frecuencia de paradas es mucho mayor, debido a fallas en las válvulas.



Son sensitivos al arrastre de sólidos, por la fricción presente de las diferentes partes del equipo.



Las máquinas lubricadas son sensitivas al arrastre de líquido, por la destrucción de la película lubricante.



Es necesario un área de ubicación mayor que la utilizada por los compresores de tipo rotatorio y centrífugo.

Limitaciones Críticas. • En general la relación de presión en compresores de una sola etapa está limitada entre 4.4 y 5.0 a presiones relativamente bajas, y de 2 a 2.5 en la succión para presiones por encima de 1000 psia. La relación de compresión está limitada por el diseño mecánico del compresor; es decir la máxima carga que un brazo puede llevar debido al diferencial de presión que actúa en el pistón y por la baja eficiencia volumétrica que acompañan los 69


CAPITULO 3

aumentos en la relación de compresión. También, una alta relación de compresión está normalmente acompañada por un incremento significativo de temperatura, el cual puede causar problemas de lubricación. • Para reducir el riesgo de carbonización del aceite y el peligro de incendios, la temperatura de operación se limita a 300ºF, cuando no hay oxígeno presente en el gas, la temperatura límite es de 350°F. A altas presiones de descarga un límite práctico para la temperatura está entre 200ºF y 275ºF. 3.9.4

Procesos de Compresión por Etapas.

La compresión de gases comúnmente se divide por etapas, esto con el objeto de reducir la temperatura de descarga y minimizar el consumo de potencia, entre otros efectos, por ejemplo, los Compresores Reciprocantes se dividen en etapas múltiples, para mantener la temperatura de descarga del cilindro dentro de los límites impuestos por las consideraciones de lubricación del mismo. Este se logra mediante Aeroenfriadores, enfriando el gas entre las etapas, a fin de minimizar el consumo de potencia. La etapa de compresión describe un montaje de elementos de trayectoria de flujo, diseñados para realizar toda o una parte de la etapa de compresión del proceso. En Compresores Reciprocantes, se considera como una etapa a cada cilindro o conjunto de cilindros ordenados en serie. (MDP. Pdvsa, 1996) Algunas de las razones por las cuales se divide en etapas el proceso son: • Limitar la temperatura de descarga de cada etapa a niveles que sean seguros desde el punto de vista de limitaciones mecánicas o tendencia de ensuciamiento del gas. • Disponibilidad de corrientes laterales, en la secuencia de compresión a niveles de presión intermedia. • Aumentar la eficiencia total de compresión, manteniendo la compresión tan isotérmica como sea posible, optimizando la inversión adicional en enfriadores interetapas y los costos de operación del agua de enfriamiento.

70


CAPITULO 3

• Enfriar las entradas a las etapas y de esta manera reducir los requerimientos de cabezal de compresión total, a fin de reducir el número de etapas de compresión requeridas. Esto da como resultado compresores más compactos y de menor costo de construcción. • Fijar el aumento de presión por etapa a las limitaciones de presión diferencial del tipo de maquinaria: limitaciones en carga de empuje axial en los Compresores Centrífugos y limitaciones de tensión en la varilla o barra del pistón en los Compresores Reciprocantes. • La distribución de la relación de compresión en varias etapas reduce el trabajo de compresión. El menor trabajo posible, se logra usando n etapas que posean la misma relación de compresión. (Melchor, 1992)

3.10

AEROENFRIADORES

Dentro del proceso de captura de CO2 se instalaran un compresor, pero después de la descarga, se instalarán un aeroenfriador para acondicionar la temperatura del CO2 de descarga a las condiciones exigidas para la posterior inyección de CO2 y transporte del mismo al pozo inyector. Los Aero-enfriadores son intercambiadores de calor compactos modulares de agua-aire o aire-aire que permiten enfriar el flujo hasta una temperatura de +5ºC por encima de la temperatura ambiente. Operan en circuito cerrado (realmente cerrado) con el menor de los mantenimientos posibles. El agua de proceso que entra al Aero-enfriador cede calor al ambiente al pasar por un intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores/es que generan una corriente de aire que pasa a través de dicho intercambiador. En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea alta, el Aero-enfriador por acción de su controlador de temperatura abre una válvula solenoide permitiendo el pasaje de agua a presión (provisión del cliente) para efectuar un rociado de agua sobre el aire de entrada al Aero-enfriador bajando su temperatura y consecuentemente consiguiendo un menor temperatura en el agua de salida del agua al proceso. 71


3.11

CAPITULO 3

TRANSPORTE DE CO2.

Para favorecer el transporte por tuberías denominadas “ceoductos” y aprovechar la hidráulica optima del fluido, es importante evitar la posible formación de fluidos Bifase, para lo cual las condiciones de presión y temperatura más óptimas para el CO2 serán aquellas que se encuentren próximas al denominado, estado supercrítico, que implican temperaturas superiores a 32.3 °C y presiones por encima de 74 bar. En estas condiciones, no son previsibles cambios de fase en el fluido, facilitando su operación. En esa condición de “supercrítico”, el CO2 presenta la difusividad de un gas y la densidad de un líquido, lo cual lo hace óptimo para el transporte a larga distancia, una dificultad seria mantener el estado supercrítico durante todo el proceso de transporte, para lo cual se precisa de otras equipos como los compresores, intercambiadores de calor, tuberías aisladas para favorecer el transporte de fluido isotérmico y otros. Otros factores a tomar en cuenta es la presencia de impurezas acompañadas al CO2, sobre todo la presencia de agua, ya que además de incrementar la formación de hidratos, complicando el transporte del fluido, puede ser un agente determinante en la durabilidad de tuberías de acero al carbón debido a que se forma el ácido carbónico que es un agente corrosivo del acero. (CONAMA) 3.12

PROGRAMAS Y SOFTWARE UTILIZADOS EN EL PROYECTO

3.12.1 CO2 Prophet and Waterflood CO2 Prophet fue desarrollado como una alternativa al U.S. Department of Energy's CO 2 miscible

flood

predictive

model,

CO2PM.

Ambos modelos están evaluando

las

herramientas que se hallan entre las correlaciones empíricas crudo y simuladores numéricos sofisticados. CO2 Prophet tiene muchas más posibilidades y menos limitaciones que CO2PM.

CO2 Prophet fue diseñado para identificar qué variables clave influyen en el rendimiento del proyecto CO2 y la economía antes de realizar la simulación numérica detallada. 72


CAPITULO 3

CO2 Prophet realiza dos operaciones principales. En primer lugar, genera líneas de corriente para el flujo de fluido entre el pozo de inyección y pozos de producción y luego se hace el cálculo de desplazamiento y de recuperación a lo largo de las líneas de corriente. Una rutina de diferencias finitas se utiliza para los cálculos de desplazamiento. Una ventaja especial del método de streamtube es la evitación de efectos de orientación cuadricula.

El efecto de eficiencia de barrido areal es manejado incorporando líneas de corriente y streamtubes.

Hacer cálculos a lo largo de los streamtubes elimina la necesidad para

destinar una correlación empírica para eficiencia de barrido del areal.

3.12.2 CHEMCAD 6.0 Chemcad 6.0 es una herramienta de software efectiva y muy poderosa para la simulación de procesos químicos. CHEMCAD es utilizado para estudiar y calcular cargas de calores, requerimientos de energía, equilibrios químicos y de fases, el comportamiento de equipos complejos como torres multi-etapas, balances de masa, dimensionamiento de equipos, entre otros cálculos. Para realizar cálculos de equilibrio líquido-vapor CHEMCAD cuenta con más de 45 opciones termodinámicas que permiten modelar sistemas complejos y desviados de la idealidad como: petróleo, gas natural, químicos comunes, químicos desviados de la realidad (mezclas azeotrópicas), metanol, aminas, fluoruro de hidrógeno, etc.

73

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

CAPITULO 4

CALCULOS DE DISEÑO Y RESULTADOS Para la realización de la inyección se eligió el bloque 146, en el cual están los pozos HSRX1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10, siendo los tres primeros productores y el cuarto inyector. 4.1

4.1.1

DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN

Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10

El caudal actual de gas que llega a la planta Santa Rosa, como se mencionó en el Capítulo 3, es de 40.2 MMSCFD y contiene cerca de 10 % de CO2, el mismo que es venteado a la atmosfera. Por otra parte la capacidad máxima de la Planta es de 60 MMPCD que se tomara en cuenta en el diseño de ducto para prevenciones futuras. Q venteo = 6 MMSCFD Q venteo = 4,02 MMSCFD

4.1.2

(caudal máximo) (caudal actual)

Presión de inyección y presión en cabeza del pozo de CO2

La presión de formación la tenemos como dato:

Pyac = 2790 psia (YPFB)

La presión de la columna de CO2, se calculará en base a las condiciones que se encuentra en el arreglo del pozo inyector HSR-10, que tiene una profundidad de 2250 metros previamente se procederá a calcular la densidad del CO2 a condiciones de presión y temperatura promedios entre el fondo del pozo y cabeza de pozo, con la cual también se determinara la presión requerida en cabeza para inyectar el CO2, la cual la presión de inyección al reservorio en el fondo tiene que ser 30 % más que la presión de reservorio. 𝑃𝑖𝑛𝑦 = 𝑃𝑟𝑒𝑠 ∗ 1.30 = 2790 ∗ 1.3 = 3627 𝑝𝑠𝑖 74


CALCULOS Y DISEÑO 4.1.3

CAPITULO 4

Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP)

Para determinar la MMP entre el CO2 y el petróleo se calcula de la siguiente forma: En la Figura B.2 del anexo B: Temperatura/bubble-point pressure of CO2 MMP Correlation (Yellin and Metcalfe). Como

dato

tenemos la temperatura del yacimiento 155°F con la cual leemos:

MMP = 1930 psi 4.2 DETERMINACION DE LA PRESION EN CABEZA EN LA LINEA VERTICAL A partir de los datos se determinará la presión en cabeza con las siguientes ecuaciones: 𝜌𝐶𝑂2 =

𝑃𝑚 ∗ 𝑀𝐶𝑂2 𝑧 ∗ 𝑅 ∗ 𝑇𝑚

(4.1)

𝑇𝑚 =

𝑇𝑟𝑒𝑠 + 𝑇𝑐𝑎𝑏 2

(4.2)

𝑃𝑚 =

2 𝑃 ∗ 𝑃𝑖𝑛𝑦 (𝑃𝑐𝑎𝑏 + 𝑃𝑖𝑛𝑦 − 𝑐𝑎𝑏 ) 3 𝑃𝑐𝑎𝑏 + 𝑃𝑖𝑛𝑦

(4.3)

𝑃𝑐𝑜𝑙 =

𝜌𝐶𝑂2 ∗ 𝐻 144

(4.4)

𝑅𝑒 = 0.0004778(

𝑃𝑏 𝑆𝐺 ∗ 𝑄 )( ) 𝑇𝑏 𝜇∗𝑑

(4.5) −2

𝑓 = {−2 ∗ 𝐿𝑜𝑔 [(

𝜖/𝐷 5.02 )− ]} 𝜖/𝐷 14.5 3.7 𝑅𝑒 ∗ 𝐿𝑜𝑔 [( )− ] 3.7 𝑅𝑒

(4.6)

𝑆𝐺 ∗ 𝑄𝑔2 ∗ 𝑧 ∗ 𝑇𝑚 ∗ 𝑓 ∗ 𝐻𝑇 𝛥𝑃𝑓 = 12.6 ∗ [ ] 𝑃𝑐𝑎𝑏 ∗ 𝑑 5

(4.7)

𝑃𝑐𝑎𝑏 = 𝑃𝑖𝑛𝑦 + 𝛥𝑃𝑓 − 𝑃𝑐𝑜𝑙

(4.8)

75


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

Algoritmo de cálculo:  Suponer Pcab, sup  Calculo de la Pm y Tm promedios con ec. 4.2 y 4.3  Determinación del factor Z y viscosidad de la figura B.1 y B.3 del anexo B  Calcular la Densidad en cabeza y densidad promedio con ec. 4.1  Calcular el Re y factor de fricción con la ec. 4.5 y 4.6  Calculo de la caída de presión debido a la fricción con ec. 4.7  Calculo de la presión de cabeza con ec. 4.8  Comparación de Pcab, sup = Pcab, cal En la siguiente tabla se muestras los resultados los cálculos:

T yac (°F) T cab (°F) T media (°F)

155 91 123

ṁ CO2 (lb/dia) M CO2 SG

T media (°R)

583

D int (pulg)

T media (°C)

50.6

є (rugosid), pulg

637920 44 1.5172

ρ2 (lb/ft3) P2 (psi) iny g (pie/s2)

1.995

R (psi*ft3/lb-mol*R)

0.0012

ρ CO2,STAND (lb/ft3)

leido P1, sup (psi) 1800

Pprom (psi) Pprom (MPa) 2816 19.4

46.52 3627 32.2

Prof. (m)

2250

Prof. (mi) H (pie) He (m)

1.39809 7382.25 50

10.731

He (pie)

164.05

0.1234

HT (pie)

7546.3

leido

z 0.453

ρ1 (lb/ft3) ρ prom (lb/ft3) 27.95 37.23

Q CO2 (SPCD) µ (mPa*s = cp) 5169530 0.055

µ (lb/pie*s) Re f 3.69584E-05 1436846.6 0.017436784

P 1,cal 2030

2000

2892

19.9

0.455

30.91

38.72

5169530

0.054

3.62864E-05 1463454.9 0.017436368

1924

1950

2873

19.8

0.4555

30.11

38.31

5169530

0.054

3.62864E-05 1463454.9 0.017436368

1952

Tabla 4.1 Calculo de Presión de Inyección y la Presión en Cabeza. (Elaboración propia)

76


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

Entonces la presión requerida en cabeza de pozo es: 1952 psi.

4.3

DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO EN LA LINEA HORIZONTAL

En este punto se procederá a calcular el diámetro de la línea de transporte de CO2, se tomará en cuenta que para el cálculo del diámetro se lo hará con la máxima capacidad de la planta de gas Santa Rosa, para cubrir futuras previsiones de transporte de CO2. Para la determinación del diámetro se utilizara las ecuaciones siguientes: (con estas ec. se obtendrá diferentes valores de las cuales se elegirá el más óptimo para transporte de CO2) Ecuación de General de Flujo 0,5

𝑇𝑏 𝑃12 − 𝑒 𝑠 𝑃22 𝑄 = 38,77 ∗ ∗( )∗ ( ) 𝐺 ∗ 𝑇𝑓 ∗ 𝐿𝑒 ∗ 𝑍 √𝑓 𝑃𝑏 1

∗ 𝐷 2,5

(5.5)

Q = Caudal de gas, PCD 

Pb = presión base, psia (14.7)



Tb = temperatura base, °R (520)



P1 = presión aguas arriba, psia



P2 = presión aguas abajo, psia



G = gravedad especifica del gas (aire = 1)



Tf = temperatura promedio de flujo, °R



Le = longitud equivalente de tubería, millas



Z = factor de compresibilidad del gas promedio, adimensional



D = diámetro interno de la tubería, pulg



f = factor de fricción



e = base de logaritmo natural



s = parámetro de ajuste de elevación, adimensional 𝑠 = 0.0375 ∗ 𝐺 (

𝐻2 − 𝐻1 ) 𝑇𝑓 ∗ 𝑍

(5.6) 77


CALCULOS Y DISEÑO

𝐿𝑒 =

𝐿 ∗ (𝑒 𝑠 − 1) 𝑠

CAPITULO 4

(5.7)



H1= elevación aguas arriba, pies



H2= elevación aguas abajo, pies



L = longitud de la línea de tubería, millas



Re = Numero de Reynolds



є = rugosidad absoluta de la tubería, pulg



µ = viscosidad absoluta promedio del gas, lb/pies-s

Los resultados están tabulados en la siguiente tabla: LINEA HORIZONTAL є (rugosidad), pulg L (m) L (millas) M CO2 (lb/lb-mol) SG ΔP recomendado P entrada (psi) P cab (psi) P prom (psi) P prom (MPa) ∆H1-2 (ft) T ent a tub (°F) T m, amb (°F) T m, tub (°F) Qmax (MMPCD)

Ecuación de general tomando en cuenta la diferencia de altura 0.0018 5000 3.107 44.010 1.518 70 2022 1952 1987 13.7 88.59 102 80 91 3.62

Tm, tub (°F)

z 91 91 91

S 0.022874 0.022874 0.022874

µ (mPa*s = cp) 0.4 0.06 0.4 0.06 0.4 0.06

Le 3.1427 3.1427 3.1427

µ (lb/pie*s) 4.03182E-05 4.03182E-05 4.03182E-05

D sup (pulg) 4 3 2.9

Re 460109.2364 613478.9819 634633.4295

f D cal (pulg) 0.016395373 2.752 0.017457746 2.787 0.017590991 2.796

Tabla 4.2 Calculo del Diámetro de tubería. (Elaboración propia) Se elegirá el diámetro mayor para mayor seguridad y confiabilidad del transporte. 4.3.1

Determinación de material tubular

La especificación para la determinación del material del ducto, se basara en la norma:

78

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

ASME 31.4 (Sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos por ductos de tubería). De acuerdo al párrafo 423.2.6 de la norma que se menciona: En las líneas de dióxido de carbono, se deben usar materiales que estén en conformidad con ASTM A333 y ASTM A420 (para accesorios). Entonces la tensión admisible para el uso del sistema de tubería se basará de igual forma en la norma ASME 31.4, donde se determina la Resistencia Mínima a la Fluencia que es de: 35000 psi, grado de material ASTM 333 GR 6. Como indica la tabla 402.3.1 (a), de la norma.

Tabla 4.3 Estándares de materiales. (ASME 31.4)

79

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Tabla 4.4 Tensiones admisibles. (ASME 31.4)

4.3.2

Determinación del espesor nominal de la tubería.

El espesor requerido para secciones rectas de tubería se determina de acuerdo a la siguiente ecuación según norma ASME 31.8 párrafo 841.11. 𝑡=

𝑃∗𝑑 2∗ 𝑆∗𝐹 ∗ 𝐸∗𝑇

(5.8)



t = Espesor nominal de la tubería, pulg



d = diámetro nominal exterior de la tubería, pulg, que es = 3 pulg



S = tensión mínimo de fluencia (cedencia) del material, psi, que es =35000 psi (obtenida de la tabla 402.3.1(a))



P = presión de diseño, psig = 1987 psi= 1972 psig 80


CALCULOS Y DISEÑO 

CAPITULO 4

F = factor de diseño depende de la clase de localización, en este caso es = 0.80 (Localización clase 1, lugares poco poblados y menos de 10 edificios)



T = factor de disminución de temperatura que es = 1.00 (obtenida de la tabla 841.116 A)



E = factor de junta longitudinal que es =1.00 ( obtenido de la tabla 841.115 A) 𝑡=

1972 ∗ 3 = 0.106 𝑝𝑢𝑙𝑔 2 ∗ 35000 ∗ 0.8 ∗ 1 ∗ 1

4.4 EQUILIBRIO DE FASES Para el cálculo del equilibrio de fases se utilizan dos métodos, uno es mediante la ecuación de estado de Soave Redlich Kwong (SRK) y la Ecuación Semiempirica de Whitson y Torp. Ecuación de estado SRK: 𝑍3 − 𝑍2 + (𝐴 − 𝐵 − 𝐵2 )𝑍 − 𝐴𝐵 = 0 𝐴=

𝑎 ∗𝑃 (𝑅 ∗ 𝑇) 2

;

𝐵=

𝑏∗𝑃 𝑅∗𝑇

(5.9) (5.10)

𝑎 = ∑ ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑦𝑗 ∗ √𝑎𝑖 ∗ 𝑎𝑗 ∗ (1 − 𝐾𝑖𝑗)

(5.11)

𝑏 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑏𝑖

(5.12)

𝑎𝑖 =

2 0.42748 (𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖) 2 [1 + 𝑚𝑖(1 − √𝑇𝑟𝑖)] 𝑃𝑐𝑖

(5.13)

𝑏𝑖 =

0.08664(𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖) 𝑃𝑐𝑖

(5.14)

𝑚𝑖 = 0.480 + 1.57𝑤𝑖 − 0.17𝑤𝑖 2 Ф𝑖 = 𝑒𝑥𝑝 [(𝑍𝑖 − 1)

𝐾𝑖 =

Ф𝐿 𝑖 Ф𝑉 𝑖

𝑏𝑖 𝐴 2√𝑎𝑖 𝑏𝑖 𝑍+𝐵 )] − ln(𝑍 − 𝐵) − ( − ) 𝑙𝑛 ( 𝑏 𝐵 √𝑎 𝑏 𝑍

(5.15) (5.16)

(5.17)

81


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

Correlación de Whitson y Torp: 𝐾𝑖 =

𝑃𝑐𝑖 𝑇𝑐𝑖 )] 𝐸𝑋𝑃 [5.37(1 + 𝑤𝑖) (1 − 𝑃 𝑇

∑ 𝑥𝑖 = ∑

𝑧𝑖 =1 𝑛𝐿 + 𝑛𝑉 ∗ 𝐾𝑖

(5.18) (5.19) (5.20)

𝑦𝑖 = 𝑥𝑖 ∗ 𝐾𝑖 Algoritmo para el cálculo del punto de roció:

Para el cálculo flash:

(5.21) 𝐹 = 𝑉+𝐿

;

𝜑 = 𝑉/𝐹

(5.22)

82

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Calculo del Cp: 𝑜 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝐶𝑝 𝑜 𝐶𝑝𝑚 𝑖

(5.23)

𝐶𝑝 = 𝐶𝑝 𝑜 + ∆𝐶𝑝

(5.24)

𝐶𝑝 𝑜 𝑖 = 𝐴𝑖 + 𝐵𝑖 ∗ 𝑇 + 𝐶𝑖 ∗ 𝑇 2 + 𝐷𝑖 ∗ 𝑇 3

(5.25)

∆𝐶𝑝 = 𝑅 ∗ [(∆𝐶𝑝/𝑅 ) (𝑜) + 𝜔𝑖 ∗ (∆𝐶𝑝/𝑅 ) (1)]

(5.26)

Las constantes A, B, C, D son datos para cada componente. Los valores de estados correspondientes se determinan con las Pr y Tr. Con estos valores reducidos se entra a la tabla B.7 y B.8 del anexo B.

83

Guiver Suarez Vasquez CAPITULO 4

CALCULOS Y DISEÑO

En la siguiente tabla se muestra el cálculo flash manualmente realizado en Excel. Dando un valor de fracción de vapor de 0.924 T °F °R Comp. H2O CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+

P

100 560 Zi

0.08258 0.9089 0.00022 0.00506 0.0007 0.00025 0.00005 0.00011 0.00011 0.0001 0.00015 0.00177 1

Mwi 18 44 28 16 30.1 44.1 58.1 58.1 72.2 72.2 86.2 119.7

psig psia Pc psi 3200.1 1070.2 492.2 666.4 706.5 616 527.9 550.6 490.4 488.6 436.9 351.6

Tc °R 1165.1 547 227 344 550 666.1 734.5 765.6 829.1 845.8 913.6 1043.2

Calculo Flash Isotérmico 1

70 84.7 Tb °R 350.7 139.5 201.3 332.5 416.3 470.8 491.1 542.1 556.9 615.7 737.3

zi*MWi 1.4864 39.9916 0.0062 0.0810 0.0211 0.0110 0.0029 0.0064 0.0079 0.0072 0.0129 0.2119 41.85

Tr 0.4806 1.0238 2.4670 1.6279 1.0182 0.8407 0.7624 0.7315 0.6754 0.6621 0.6130 0.5368

w 0.3443 0.4255 0.0417 0.0012 0.1017 0.1585 0.1898 0.2063 0.2329 0.2569 0.3046 0.5830

Ki 0.0155 15.0924 161.7601 62.5921 9.2706 2.2378 0.8512 0.6027 0.2404 0.1841 0.0619 0.0027

calculo de fv 0.9236 0.896444 -0.913871 -0.000237 -0.005384 -0.000670 -0.000144 0.000009 0.000069 0.000280 0.000331 0.001054 0.022372 0.000252208

vapor 0.9236 liquido 0.0764 Separación Flash xi yi 0.910536 0.014092 0.064848 0.978720 0.000001 0.000238 0.000087 0.005471 0.000081 0.000751 0.000117 0.000261 0.000058 0.000049 0.000174 0.000105 0.000369 0.000089 0.000406 0.000075 0.001123 0.000069 0.022433 0.000061 1.0002 1.0000

Tabla 4.5 Calculo del FLASH a la entrada del sistema de compresión. (Elaboración Propia)

84

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

4.5 DISEÑO DEL SISTEMA DE COMPRESION Y AEROENFRIADO. DISEÑO DE COMPRESION POR ETAPAS Parámetros de diseño de compresión  Temperatura de succión al sistema de compresión Ts = 100 °F  Presión de entrada al sistema de compresión Ps = 70 psig = 84.7  Presión de Salida del sistema de compresión Pd = 2055 psi  Caudal máximo a comprimir = 5.2 MMscfd  Composición del gas de entrada a ser comprimido, tabla A.2 del anexo A El procedimiento de cálculo está en el Anexo D y los resultados del sistema de compresión están en la tabla 4.7

DISEÑO DE LOS AEROENFRIADOR Los datos para el diseño del aeroenfriador, como ser la T y P de descarga del compresor serán tomados en cuenta para este cálculo, y también el flujo máximo de gas. Parámetros de diseño del aeroenfriador -

Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 474.7 °F

-

Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 200 °F Temperatura ambiente del lugar = 100 °F (37.8 °C, asumiendo para el cálculo el día más cálido).

-

Presión del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 704 psia Máximo flujo de gas de CO2 a ser enfriado = 5.2 MMscfd (14670.1 lbmol/d)

El procedimiento de cálculo está en el Anexo D y los resultados de los dos aeroenfriadores están en la tabla 4.8

85


CALCULOS Y DISEÑO

RESULTADOS DEL DISEÑO:

CALCULO DEL Cp del GAS REAL H2O A

CO2 A

32.24 B

A 19.774

B

1.924E-03 C

7.337E-02

D

D

-3.596E-09 w 0.334 yi 0.0113

25.3596

1.687E-02 C

-5.602E-05

7.131E-05 D

1.716E-08 w

yi 0.98

Ti, prom (°F)

Ti, prom (°R)

Ti, prom (°C)

Ti, prom (°K)

P (psi)

Tpc (°R)

Ppc (psi)

Tpr

Ppr

337.4

797.4

169.7

442.8

704

553.9

1089.8

1.44

0.65

2055

254

714.0

123.3

396.5

553.9

1089.8

1.29

1.89

B

-5.6191

100

560.0

37.8

310.9

553.9

1089.8

1.01

0.00

6.769E-01

245

705.0

118.3

391.5

553.9

1089.8

1.27

0.00

C

415

875.0

212.8

485.9

553.9

1089.8

1.58

0.00

410

870.0

210.0

483.2

553.9

1089.8

1.57

0.00

-3.639E-04 D

-4.084E-08 w

0.239

C7H16 A

B

C

1.655E-05

CH4

0.011

7.407E-08 w 0.349

H2O

CO2

CH4

C7H16

Leído

Leído

Cpi (J/mol°K)

Cpi (J/mol°K)

Cpi (J/mol°K)

Cpi (J/mol°K)

Cp° (J/mol°K)

( ∆Cp/R)°

( ∆Cp/R)'

36.02

42.77

43.27

229.20

43.18

0.5

0.436

0.6042

48.20

3.572

1.296

3.8817

73.77

( ∆Cp/R) Cp ( J/mol°K)

yi

yi

35.38

41.13

40.71

210.17

41.50

0.0061

0.0026

34.33

37.69

36.27

171.89

37.99

0.0000

37.99

35.31

40.94

40.44

208.05

41.31

0.0000

41.31

36.67

44.17

45.71

245.88

44.62

0.0000

44.62

36.63

44.08

45.55

244.83

44.53

0.0000

44.53

Tabla 4.6 Determinación del Cp en condiciones ideales y reales. (Elaboración Propia)

86


CALCULOS Y DISEÑO

Ps 1 (ps i )

Pd1 (ps i )

84.7

Ts 1 (°F)

Ps 2 (ps i )

245.6

241

Ps 3 (ps i )

704

Pd3 (ps i )

694

1da

1ra

2da

2da

MCp (J/mol -K)

k

Td1 (°F)

MCp (J/mol -K)

k

37.99

1.2802

1ra MCp (J/mol -K)

246.5

41.31 1ra

1da

Con Aeroenfriador

1ra

2da

k

Td2 (°F)

MCp (J/mol -K)

415.0

MCp (J/mol -K)

200.0

Calculo de la Potencia Requerida

44.62

k prom

Td1 (°F)

1.2661

240.2

k prom 1.2290

0.955

Zs 2

408.1

MCp (J/mol -K)

k

47.68

1da

1ra

2da

2da

k

Td3 (°F)

MCp (J/mol -K)

k

Td2 (°F) 0.94

361.7

43.61

Td3 (°F)

1.2201

414.7

Zs 3

599.5

1.2356

Td3 (°F)

1.2476

Zs 3

355.0

2 Etapa

3 Etapa

1 Etapa

2 Etapa

3 Etapa

Z prom

Z prom

Z prom

BHP

BHP

BHP

0.8575

Zd3 0.94

Td3 (°F) 0.93

606.0

2da k prom

1 Etapa

0.9475

246.5

Zd2

0.955

k prom 1.2112

1ra

0.9675

Td1 (°F)

2da

606.2

1.2597

Zd1 0.98

Td2 (°F)

1.2405

MCp (J/mol -K) 40.33

Zs 1

2da

k

Td3 (°F)

2.96

2da

2da

1.2290

Rc3 2.92

2da

2da k

Rc2 2.89

1.2520

44.62

1ra

414.7

Ts 3 (°F)

41.31

1da 1.2520

Ts 3 (°F) Sin Aeroenfriador

246.7

Rc1

2055

1ra 100

Ts 2 (°F)

Pd2 (ps i )

351

433

0.875

Zd3

Td23(°F) 0.84

370

372

Tabla 4.7 Diseño del sistema de Compresión. (Elaboración Propia)

87


CALCULOS Y DISEÑO

Diseño de los Aeroenfriadores

DATOS t1 amb (°F)

RESUMEN DE LOS AEROENFRIADORES 100

tubo OD "

1

Rows (filas) N

3

ṁ (lbmol/hr) ṁ (gmol/hr)

Equipo 1

Equipo 2

∆ Pt (psi)

2.482

0.156

611.2523

A. s. e. (ft2)

2672

26181

277264.0

Nf

2

2

3.0

9.0

0.490

1.464

MW (lb/lbmol)

43.7

Df (ft)

Elev. (m)

290

BHP/fan

Elev. (ft)

951

Asumido T1 ent (°F)

T1 ent (°K)

T2 sal (°F)

T2 sal (°K)

T prom (°F)

P (psi)

∆ ta (°F)

Ux

t2 (°F)

LMTD (°F)

P (adim)

R (adim)

474.7

519.1

200

366.5

337.35

704

3.23

100.40

200.4

172.7

0.268

2.736

474.7

519.1

200

366.5

337.35

704

4.94

140.99

241.0

157.5

0.376

1.948

404

479.8

104

313.2

254

2055

4.2

80.08

180.1

54.6

0.263

3.746

404

479.8

104

313.2

254

2055

2.4

52.36

152.4

59.8

0.172

5.730

88


CALCULOS Y DISEÑO

Leído

Calculado

f correc

CMTD (°F)

Leído

Cp (J/mol°K)

Q (J/hr)

Q (BTU/hr)

Ax (ft2)

Asumido

APSF

Fa (ft2)

Leído

L (ft)

Width (ft)

factor APF

Nt

0.992

171.35

48.20

2039672102

1933229

3492.9

80.4

43.4

20

2.17

5.58

32

0.93

146.48

48.20

2039672102

1933229

2671.6

80.4

33.2

15

2.22

5.58

32

0.9

49.17

73.77

3408961412

3231059

15644.2

81.4

192.2

20

9.61

5.58

141

0.86

51.42

73.77

3408961412

3231059

26181.4

82.4

317.7

20

15.89

5.58

235

Leído

Asumido

At (ft2)

Np

Wt (lb/hr)

Gt (lb/ft2-s)

Leído

Leido

µ (cp)

Di (plg)

Nr

Leído

Leído

Leído

Leído

fricción f

factor ø

Y (psi/ft)

B (psi/Np)

∆ Pt (psi)

0.3526

4

26711.7

378.78

0.024

0.67

10574

0.0013

1

19

0.25

2.976

0.3526

4

26711.7

378.78

0.024

0.67

10574

0.0013

1

19

0.25

2.482

0.3526

4

26711.7

85.96

0.025

0.67

2304

0.0015

1

1

0.03

0.240

0.3526

4

26711.7

51.58

0.025

0.67

1382

0.0017

1

0.85

0.01

0.156

Leido J

ht (BTU/hr-ft2-°F)

Wa (lb/hr)

Ga (lb/ft2-hr)

Leido

Leido

Leido

ha

AR

Do (plg)

Ax/Ai

Leido

Calculado

rdt

Ux

Comparar

0.031

25000

1156.7

80231

1846.8

7

21.4

1

31.94

0.001

4.94

No

0.031

25000

1156.7

57134

1719.4

6.6

21.4

1

31.94

0.001

4.74

SI

0.031

7000

323.9

168116

874.7

4.8

21.4

1

31.94

0.001

2.95

No

0.031

4500

208.2

257119

809.2

4.3

21.4

1

31.94

0.001

2.39

SI

asumido Nf

FAPF (ft2)

D fan (ft)

ta,prom (°F)

Leído

Leido

Dr a ta, prom

Fp

∆pa ( plgH2O)

Leido

ACFM / fan

Dr a ta1

ACFM (ft3/min)

PF (plgH2O)

BHP

A. s.e. (ft2)

2

6.65

3.0

170.49

0.82

0.055

0.2012

0.92

6909

0.2901

0.490

2672

2

63.55

9.0

126.18

0.88

0.05

0.1705

0.92

31094

0.1927

1.464

26181

Tabla 4.8 Diseño de los Aeroenfriadores. (Elaboración Propia)

89


CALCULOS Y DISEÑO

4.6 CONTROL DEL PUNTO DE ROCIO

Calculo del Punto de Roció antes de la Compresión T 176.5 636.5

°F °R Componente

zi

H2O CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7

0.08258 0.90890 0.00022 0.00506 0.00070 0.00025 0.00005 0.00011 0.00011 0.00010 0.00015 0.00177

Mwi 18 44 28 16 30.1 44.1 58.1 58.1 72.2 72.2 86.2 119.7 1

P psig psia Pc psi 3200.1 1070.2 492.2 666.4 706.5 616 527.9 550.6 490.4 488.6 436.9 351.6

Tc °R 1165.1 547 227 344 550 666.1 734.5 765.6 829.1 845.8 913.6 1043.2

70 84.7 Tb °R 350.7 139.5 201.3 332.5 416.3 470.8 491.1 542.1 556.9 615.7 737.3

zi*MWi 1.4864 39.9916 0.0062 0.0810 0.0211 0.0110 0.0029 0.0064 0.0079 0.0072 0.0129 0.2119 41.85

T roció (°F) 176.5

fracc 1

w

Ki

0.3443 0.4255 0.0417 0.0012 0.1017 0.1585 0.1898 0.2063 0.2329 0.2569 0.3046 0.5830

0.0941 37.0734 212.4364 93.0932 18.6378 5.4457 2.3305 1.7472 0.7810 0.6269 0.2443 0.0182

calculo de fv 1 0.794927 -0.884384 -0.000219 -0.005006 -0.000662 -0.000204 -0.000029 -0.000047 0.000031 0.000060 0.000464 0.095670 0.000600836

Tabla 4.9 Punto de Roció antes del tratamiento. (Elaboración Propia)

90


CALCULOS Y DISEÑO

Control del Punto de Roció en las Inter-etapas de Compresión InterEtapa 1 - 2 InterEtapa 2 - 3 Etapa 3 de salida P (psia) 245.6 P (psia) 704 P (psia) 2055 T (°F) 144.8 T (°F) 198.4 T (°F) 267.3 T (°R) 604.8 T (°R) 658.4 T (°R) 727.3 Componente H2O CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+

zi 0.014092 0.978720 0.000238 0.005471 0.000751 0.000261 0.000049 0.000105 0.000089 0.000075 0.000069 0.000061 1.0000

Mwi 18 44 28 16 30.1 44.1 58.1 58.1 72.2 72.2 86.2 119.7

zi*MWi 0.2537 43.0637 0.0067 0.0875 0.0226 0.0115 0.0029 0.0061 0.0064 0.0054 0.0060 0.0073 43.48

w

Ki

0.3443 0.4255 0.0417 0.0012 0.1017 0.1585 0.1898 0.2063 0.2329 0.2569 0.3046 0.5830

0.0162 9.0566 65.9891 27.5693 4.9168 1.3351 0.5461 0.4005 0.1714 0.1351 0.0497 0.0030

interEtapa (1 - 2) calculo de fv 1 0.853821 -0.870653 -0.000234 -0.005273 -0.000598 -0.000066 0.000041 0.000157 0.000428 0.000478 0.001327 0.020067 -0.000503545

interEtapa (2 - 3) Ki 0.0176 5.5515 27.3123 12.3369 2.6580 0.8136 0.3583 0.2724 0.1252 0.1016 0.0411 0.0035

calculo de fv 1 0.787848 -0.802420 -0.000229 -0.005028 -0.000469 0.000060 0.000088 0.000280 0.000619 0.000660 0.001622 0.017427 0.00045934

interEtapa salida Ki 0.0202 3.4740 11.2323 5.5150 1.4543 0.5060 0.2411 0.1905 0.0945 0.0792 0.0353 0.0043

calculo de fv 1 0.683831 -0.696994 -0.000217 -0.004479 -0.000235 0.000255 0.000155 0.000445 0.000849 0.000869 0.001897 0.014190 0.000566592

Tabla 4.10 Punto de Roció en las Inter-etapas. (Elaboración Propia)

91


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

4.7 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES FLASH Ecuaciones utilizadas en el dimensionamiento de los separadores de acero inoxidable: 𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑃𝑜𝑝

;

𝜌𝐿 − 𝜌𝑔 𝑉𝑡 = 𝐾 √ 𝜌𝑔

𝑄𝐴 =

𝑡=

ṁ 𝜌𝑔

;

𝑄𝐴,𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑄𝐴

;

𝐴=

𝐾= 𝑘∗𝐶

𝑄𝐴 𝑉𝑡

;

(5.27)

(5.28)

4∗ 𝐴 𝐷𝑣 = √ 𝜋

𝑃 ∗ 𝑅𝑖 𝑆 ∗ 𝐸 − 0.6𝑃



t = espesor de pared del tanque, ft



P = presión de diseño en el separador, psi



Ri = radio de diseño del separador igual a Dv/2, ft



S = máxima esfuerzo admisible, psig



E = eficiencia conjunta



QA =caudal de la fase dominantes (que es la de gas), ft3/s



A = área transversal interior del separador, ft2



K = constante empírica para el tamaño del separador, ft/s



ṁ = flujo másico del gas, lb/s



ρg =densidad de la fase gas, lb/ft3



ρL =densidad de la fase liquida, lb/ft3

(5.29)

(5.30)

Nota: Los factores k y C los obtenemos en la tabla B.9 del anexo B. para determinar la altura el separador hay que utilizar la relación H/D=4 en el caso de los dos separadores. En cuanto al espesor de las bridas se determinara como el doble del espesor del separador. En cuanto al espesor de cabeza se utilizara esta relación 1.5 veces el espesor del separador. (GPSA; Campbell John M.)

92


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

Dimensionamiento de los Separadores Flash

Pop (psi) 84.7

Pdiseño (psi) 101.6

2055

2466.0

T (°F)

calculado

leido

MWg

z

ctte

100

43.7

0.97

R 10.7314

104

43.9

0.32

10.7314

calculado

leido

calculado

ρL (lb/ft3)

µ (cp)

ṁ (lb/hr)

ṁ (lb/s)

ctte

ctte

g

KCR

ρg (lb/ft3) 0.635 46.579

Dp (ft)

62.4

0.015

26695

7.4153

32.2

18.3

0.103

62.4

0.06

26580

7.3833

32.2

18.3

0.098

leido

leido

K 0.3325 0.2345

Dv (ft) 2.33 1.33

Vt (ft/s) 3.279 0.137

Rv (ft) 1.17 0.67

QA (ft3/s) 11.68 0.16 asumido hT/D

QA, diseño (ft3/s) S (MPa) 14.01 165 0.19 165

hT (ft) 4 4

9 5

S (psi) 23931 23931

leido E espesor (ft) 0.85 0.0058 0.85 0.0870

A (ft) 4.27 1.39

brida (ft) 0.0117 0.1740

Tabla 4.11 Dimensionamiento de los Separadores. (Elaboración Propia)

4.8 CALCULO REALIZADOS EN EL SOWFWARE CHEMCAD

Figura 4.1 Diagrama de equipos. (Elaboración Propia en Chemcad) 93


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

Los resultados obtenidos manualmente son: Línea Inicial

Salida Flash 1

Inter-Etapa Inter1-2 Etapa 2-3

Salida AirCooler 1

Salida Salida Etapa 3 AirCooler 2

Salida Flash 2

P (psi)

84.7

84.7

246

704

704

2055

2055

2055

T (°F)

100

100

246.5

414.7

200

370

104

104

176.5

100

144.8

198.4

198.4

267.3

267.3

104

T rocio (°F) Compresores

HP

Etapa 1

Etapa 2

351

Etapa 3 433

Flash 372

Etapa 1

Fracción Vapor

Etapa 2

0.9236

0.9514

Los resultados obtenidos en chemcad son: Línea Inicial

Salida Flash 1

Inter-Etapa Inter1-2 Etapa 2-3

Salida AirCooler 1

Salida Salida Etapa 3 AirCooler 2

Salida Flash 2

P (psi)

84.7

84.7

256

704

704

2055

2055

2055

T (°F)

100

100

270.4

474.7

200

404

104

104

176.8

100

136.8

178.4

178.4

220

220

104

T rocio (°F) Compresores

HP

Etapa 1 376

Etapa 2

Etapa 3 490

Flash 420

Fracción Vapor

Etapa 1

Etapa 2

0.928

0.972

Tabla 4.12 Resultados obtenidos. (Elaboración Propia)

4.9 DETERMINACIÓN DE LOS VOLUMENES DE PETROLEO A RECUPERAR Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Campo HSR han sido calculados con el software “CO2 Prophet and Waterflood”, en el cual se introduce primero los datos petrofísicos del reservorio Sara A para luego definir las condiciones de operación y finalmente se calculará el volumen como se muestra en las siguientes figura 4.2 Una vez que se introdujo todos los datos requeridos, el mismo nos da como resultado la cantidad de petróleo a recuperar en un periodo de 18 años, para una inyección de CO2 de 3.6 MMSCFD y 2.5 MMSCFD como se aprecian en las Tablas 4.14 y 4.15.

94


CALCULOS Y DISEÑO

Prueba 1

CAPITULO 4

Q = 3,6 MMSCF/d

Años

INCREMENTAL

ER OIL

OIL

WATER

HC GAS

SOLVENT

GOR

WOR

% OOIP

MSTB

MSTB

MMSCF

MMSCF

MSCF/STB

STB/STB

0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1

500,6

15,5

215,3

2

250,4

5,7

107,7

103,6

637,0

0,0310

713,1

3280,0

3

155,8

3,5

0,0228

67,0

940,6

6470,0

0,0225

4

120,5

5

101,5

2,8

51,8

1025,1

8940,0

0,0232

2,5

43,6

1070,6

11000,0

6

90,6

0,0246

2,2

38,9

1096,9

12500,0

0,0243

7 8

82,8

2

35,6

1115,8

13900,0

0,0242

76,0

1,8

32,7

1132,0

15300,0

0,0237

9

70,4

1,7

30,3

1145,4

16700,0

0,0241

10

66,0

1,6

28,3

1156,0

18000,0

0,0242

11

62,6

1,5

26,9

1164,3

19000,0

0,0240

12

59,7

1,5

25,6

1171,3

20400,0

0,0251

13

56,8

1,4

24,4

1178,2

21200,0

0,0246

14

53,8

1,3

23,1

1185,4

22500,0

0,0242

15

50,6

1,3

21,8

1193,0

24400,0

0,0257

16

47,5

1,2

20,4

1200,5

25700,0

0,0253

17

44,5

1,2

19,1

1207,6

27600,0

0,0270

18

41,8

1,1

18,0

1214,2

29500,0

0,0263

Tabla 4.13 Producción de Petróleo años para una inyección constante de CO2 de 3.6 MMSCFD. (Elaboración propia) Prueba 2

Q = 2,5 MMSCF/d ER OIL % OOIP

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

OIL MSTB 0,0 370,0 247,8 148,3 110,1 90,5 78,5 70,2 64,7 60,6 56,9 53,7 50,8 48,3 46,2 44,4

WATER MSTB 0,0 11,9 6,3 3,3 2,5 2,1 1,9 1,7 1,6 1,5 1,3 1,3 1,2 1,2 1,1 1,1

HC GAS MMSCF 0,0 159,1 106,6 63,8 47,4 38,9 33,8 30,2 27,8 26,1 24,5 23,1 21,8 20,8 19,9 19,1

SOLVENT MMSCF 0,0 16,8 316,2 556,9 648,5 695,6 724,3 744,2 757,4 767,3 776,2 784,0 791,0 796,9 802,0 806,3

INCREMENTAL GOR WOR MSCF/STB STB/STB 0,0 0,0 0,4754 0,0322 1,7062 0,0254 4,1854 0,0223 6,3206 0,0227 8,1160 0,0232 9,6573 0,0242 11,0313 0,0242 12,1360 0,0247 13,0924 0,0248 14,0721 0,0228 15,0298 0,0242 16,0000 0,0236 16,9296 0,0248 17,7900 0,0238 18,5901 0,0248

95

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Tabla 4.14 Producción de Petróleo años para una inyección constante de CO2 de 2.5 MMSCFD. (Elaboración propia) 4.10

COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CO2 - FLUIDOS DEL RESERVORIO

La inyección de CO2 a un reservorio de petróleo, mediante un proceso miscible, se da por Miscibilidad por Múltiple Contacto (MCM). La

miscibilidad dinámica se puede alcanzar

por la vaporización del petróleo crudo o la condensación del CO2 (Metcalfe y Yarborough; Leach y Yellig). La vaporización es el proceso más común en los yacimientos. La condensación ocurre generalmente en yacimientos de baja temperatura (T<=150°F).

1y2

Cuando el CO2 se disuelve en el aceite, altera las propiedades de éste tales como densidad, viscosidad, movilidad y saturación, de una manera favorable que facilita la movilización del aceite en el yacimiento. A altas temperaturas y presiones (3000 psi), el CO2 actúa como un hidrocarburo, similar al etano y propano. Sin embargo a diferencia de solventes del hidrocarburo, el CO2 no es inicialmente miscible con el crudo bajo la mayoría de condiciones del yacimiento, pero el CO2 puede desarrollar miscibilidad con el crudo después de varios contactos. A presiones por encima de 5000 psi, el CO2 puede llegar a ser totalmente miscible con el aceite, y se comporta como un líquido miscible al primer contacto. El recobro total de aceite por inyección de CO2 puede llegar hasta un 50-60 % del OOIP y lograr un recobro incremental sobre la inyección de agua en el rango de 10-20 %. 3 4.10.1 Comportamiento de fases del petróleo con CO2 El CO2 en la mayoría de los casos no puede formar miscibilidad solo, sino a través de un proceso de vaporización, cuando se inyecta CO2 vaporiza algunos de los componentes ligeros en el petróleo. Estos son posteriormente re-condensados en el frente de desplazamiento creando una zona enriquecida con características favorables de movilidad, esto se conoce como un mecanismo combinado de vaporización y condensación.

96


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

También se comprobó que la inyección de CO2 es más efectiva que otros gases para la recuperación de gas condensado retrogrado por su efectividad de vaporización del mismo. Para corroborar todo esto se hizo cálculos con los datos disponibles para ver el comportamiento de fases con la inyección de CO2 con el software Chemcad 6.0, y de esta manera hacer una evaluación fisicoquímica. A continuación se presentan la termodinámica mediante el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos en interacción con el CO2, esto en función de los caudales de producción de petróleo, gas y CO2 a diferentes tiempos de producción desde la inyección de CO2. Datos necesarios para el cálculo de composición molar. d oil (lb/ft3) d gas (lb/ft3) d CO2 (lb/ft3) M oil (lb/lbmol) M gas (lb/lbmol) M CO2 (lb/lbmol)

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

OIL MSTB 0,0 500,6 250,4 155,8 120,5 101,5 90,6 82,8 76,0 70,4 66,0 62,6 59,7 56,8 53,8 50,6 47,5

HC GAS MMSCF 0,0 215,3 107,7 67,0 51,8 43,6 38,9 35,6 32,7 30,3 28,3 26,9 25,6 24,4 23,1 21,8 20,4

CO2 MMSCF 0,0 103,6 713,1 940,6 1025,1 1070,6 1096,9 1115,8 1132,0 1145,4 1156,0 1164,3 1171,3 1178,2 1185,4 1193,0 1200,5

55,05 0,0516 0,1235 175,00 20,29 44,00 OIL Mlbmol 0 643 322 200 155 130 116 106 98 90 85 80 77 73 69 65 61

HC GAS Mlbmol 0 547 274 170 132 111 99 90 83 77 72 68 65 62 59 55 52

CO2 Mlbmol 0 291 2001 2639 2876 3004 3078 3131 3176 3214 3244 3267 3286 3306 3326 3347 3368

97


CALCULOS Y DISEÑO 17 18

44,5 41,8

19,1 18,0

1207,6 1214,2

57 54

CAPITULO 4 49 46

3388 3407

PRODUCCION VOLUMETRICA

Tabla 4.15 Caudales de Producción en base molar. (CO2 Prophet) 1300,0 1200,0 1100,0 1000,0 900,0 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0

OIL GAS CO2-SOLV

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 AÑO

Figura 4.2 Datos de producción expresada en caudales volumétricos. (Elaboración propia) Para saber el comportamiento de fases del sistema hidrocarburos - CO2, se hizo un cálculo para cada año y de esta manera hacer un control de la condensación retrograda del sistema en el caso de caer la presión y cambiar la composición con la inyección de CO2.

98

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Figura 4.3 Diagrama de fases a tiempo Cero de Inyección de CO2. (Chemcad)

Figura 4.4 Diagrama de fases en el Primer Año de inyección de CO2 y producción.

99

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Figura 4.5 Diagrama de fases en el Segundo Año de inyección de CO2 y producción

Figura 4.6 Diagrama de fases en el Tercer Año de inyección de CO2 y producción

100

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Figura 4.7 Diagrama de fases en el Cuarto Año de inyección de CO2 y producción

Figura 4.8 Diagrama de fases en el Octavo Año de inyección de CO2 y producción 101

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

Figura 4.9 Diagrama de fases en el 13avo Año de inyección de CO2 y producción En todos los diagramas se ve tres fenómenos termodinámicos: Una es que la curva de roció cubre mayor parte de la envolvente por ende la zona de condensación retrograda de gas (zona que abarca desde el punto crítico hasta el punto cricondentermico) aumenta con la inyección de CO2. Y la segunda es que tanto la curva de roció como la de burbuja disminuyen respecto a la temperatura y presión del sistema. Por otra parte a partir del octavo año, la mezcla de hidrocarburos con CO2 en condiciones de reservorio, pasa a la fase gaseosa debido al aumento de CO2 y disminución de petróleo. Si la temperatura y la presión se mantiene constantes, entonces no habrá problema de condensación retrograda. Puede caer la presión hasta 2400 psi sin que pase la zona de condensación retrograda, cosa que no ocurriría debido a los motivos de la mantención de

102

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

presión según el historial de presión y a la inyección continua de CO2 a una presión superior a la del reservorio. Para comprobar la siguiente sección desarrolla un análisis y comportamiento de presiones del reservorio. 4.11

COMPORTAMIENTO DE LA PRESION DEL RESERVORIO

Para el cálculo de la presión del sistema se utiliza una la ecuación de estado de Soave Redlich Kwong (SRK) el cual se describe a continuación incluyendo el procedimiento de cálculo. Ecuación de estado SRK: P𝑃𝑉𝑇 =

𝑅𝑇 𝑎 − 𝑣 − 𝑏 𝑣(𝑣 + 𝑏)

(5.31)

𝑎 = ∑ ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑦𝑗 ∗ √𝑎𝑖 ∗ 𝑎𝑗 ∗ (1 − 𝐾𝑖𝑗)

(5.32)

𝑏 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑏𝑖

(5.33)

𝑎𝑖 =

0.42748 (𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖)2 ∗ 𝛼𝑖 𝑃𝑐𝑖

(5.34) 2

𝛼𝑖 = [1 + (0.480 + 1.57𝑤𝑖 − 0.17𝑤𝑖 2 )(1 − √𝑇𝑟𝑖)] 𝑏𝑖 =

0.08664 (𝑅 ∗ 𝑇𝑐𝑖) 𝑃𝑐𝑖

(5.35) (5.36)

Otras ecuaciones utilizadas: 𝑣=

𝑉 𝑀𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠

P𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 = 𝑃𝑝𝑣𝑡 + 𝑃𝑎𝑐𝑢𝑖𝑓𝑒𝑟𝑜+𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑔𝑎𝑠

(5.37) (5.38)

ALGORITMO DE CÁLCULO -

DATOS. Tr, zi, V y n Calculo de las propiedades pseudocriticas Calculo del parámetro αi Calculo del parámetro ai

103


CALCULOS Y DISEÑO

CAPITULO 4

-

Calculo del parámetro bi Calculo de a y b con regla de mezclado

-

Calculo de P pvt Calculo de P promedio Hacer los mismos pasos para cada composición y masa del sistema

Componente H2O CO2 C1 C2 C3 i -C4 n-C4 i -C5 n-C5 C6 C7 C8 C9 C10+ SUMATORIA

zi

MW 0,56142 0,00984 0,22273 0,00833 0,00626 0,00162 0,00592 0,00361 0,00615 0,01098 0,01616 0,01526 0,01302 0,11870 1,00000

Pc (psia)

18,00 44,01 16,04 30,07 44,10 58,12 58,12 72,15 72,15 86,18 100,20 114,20 128,26 210,00

3200,1 1070,0 667,0 707,0 617,0 527,9 548,8 490,4 488,1 436,9 396,8 360,7 330,9 257,8

Tc (ºR)

w

1165,1 547,8 343,3 549,7 665,6 734,1 765,2 828,6 845,4 913,5 972,5 956,4 610,8 1369,4

0,3443 0,2239 0,0115 0,0994 0,1529 0,1865 0,2003 0,2284 0,2515 0,2993 0,3483 0,3977 0,4421 0,7006

Los datos en rojo fueron calculados para la fracción pesada

Figura 4.16

Propiedades Pseudicriticas de la mezcla del sistema de fluidos en el reservorio. (Elaboración propia)

104

CALCULOS Y DISEÑO Q inyección CO2 (MMSCF/d)

Año 0 1 2 3 4 5 10 13

Análisis PVT P (psi) 2289 2078 2394 2593 2750 2884 3400 3645


3,6

Aporte de Energía P total por Acuífero y Capa prome de Gas dio psia psia 501 2790 501 2579 501 2895 501 3095 501 3251 501 3385 501 3902 501 4146

Historial de Presiones

1987 2000 2004 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2024 2027

T (°R) n (lbmol) V (ft3) V (MMft3) v (ft3/lbmol) P (psi)

año 2

año 3

año 4

año 5

año 10

año 13

615 615 615 615 615 615 615 32293383 33419564 34119115 34660181 35115672 36843962 37644205 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40000000 40 40 40 40 40 40 40 1,2386 1,1969 1,1724 1,1541 1,1391 1,0857 1,0626 2078 2394 2593 2750 2884 3400 3645

4500 4000 Presion de Reservorio (psia)

Años

Presión promedio (psia) 2900 2880 2868 2790 2579 2895 3095 3251 3385 3902 4146

año 1

3500 3000

P res

2500

historial 2000 1500 1000 1985

1990

1995

2000

2005 2010 Tiempo (años)

2015

2020

2025

2030

Figura 4.10 Comportamiento de la Presión del reservorio antes y después de la inyección prueba 1. (Elaboración propia)

105


CALCULOS Y DISEÑO Q inyección CO2 (MMSCF/d)

Año 0 1 2 3 4 5 10 13

2.5

Análisis Aporte de Energía por PVT Acuífero y Capa de Gas P (psi) psia 2289 501 1927 501 2231 501 2417 501 2557 501 2673 501 3108 501 3312 501

P total promedio psia 2790 2428 2732 2918 3058 3174 3610 3814

Historial de Presiones

615 31704628 40000000 40 1,2616 1927

año 2 615 32821382 40000000 40 1,2187 2231

año 3

año 4

615 33487793 40000000 40 1,1945 2417

año 5 año 10 año 13 615 615 615 615 33982280 34388450 35872115 36555581 40000000 40000000 40000000 40000000 40 40 40 40 1,1771 1,1632 1,1151 1,0942 2557 2673 3108 3312

4000

3500 Presion de Reservorio (psia)

Años 1987 2000 2004 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2024 2027

Presión promedio (psia) 2900 2880 2868 2790 2428 2732 2918 3058 3174 3610 3814

año 1 T (°R) n (lbmol) V (ft3) V (MMft3) v (ft3/lbmol) P (psi)

3000

2500

P res historial

2000

1500

1000 1985

1990

1995

2000

2005 2010 Tiempo (años)

2015

2020

2025

2030

Figura 4.11 Comportamiento de la Presión del reservorio antes y después de la inyección prueba 2. (Elaboración propia)

106

CALCULOS Y DISEÑO


CAPITULO 4

La presión adicional de 501 psi es una aproximación de la energía dada por el acuífero y capa de gas, esta presión fue determinada de la siguiente forma: -

Primero se calculó la P pvt a tiempo cero de inyección, o sea con la composición original de fluidos en el reservorio que son hidrocarburos y agua.

-

Luego a la presión de dato de 2790 psi actual se lo resto la presión calculada mediante el análisis PVT la cual es 2289 psi, tal diferencia nos dio 501 psi.

-

Esta presión hay que sumarle a cada presión calculada mediante el análisis PVT para cada composición y numero de moles.

En el análisis de los resultados de presión se deduce lo siguiente: En ambos casos de inyección de CO2, tanto de 3.6 como de 2.5 MMSCFD la presión del sistema aumenta con los años de operación. En ningún caso la presión baja más de 2400 psi, lo cual quiere decir que no habrá condensación retrograda en todo el proceso de recuperación mediante inyección de CO2. Dando de esta manera un margen de seguridad que no caerá la presión con condensación retrograda, en la cual en caso de caer en esa zona hay pérdida de petróleo por ahogamiento del reservorio por caída de presión drástica.

107

EVALUACION ECONOMICA


CAPITULO 5

CAPITULO 5

EVALUACION ECONOMICA Para determinar la rentabilidad del proyecto sobre inyección de CO2 en el Campo HSR es necesario hacer un análisis económico. Y si justifica la inversión para este método de Recuperación Mejorada. Para la evaluación económica existen dos criterios de evaluación, uno es Criterios Subjetivos, basado en características intangibles por lo que es difícil cuantificarlos, pero son importantes en procesos de selección por lo que no hay que ignorarlo. El segundo son los Criterios Objetivos, basados en parámetros que pueden ser determinados a través de métodos de evaluación. 5.1

PARÁMETROS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS.

Los principales parámetros o indicadores que se toman en cuenta para la evaluación económica de un proyecto y sus definiciones son: 

Inversión. (I)

La inversión se define como la cantidad inicial de dinero que es necesario emplear para poner en marcha el proyecto. La inversión puede provenir de un capital propio de la empresa, como también puede ser financiado en parte por un banco o alguna otra entidad financiera. 

Valor Actual Neto (VAN)

El Valor Actual Neto (VAN), es un criterio financiero para el análisis de proyectos de inversión que consiste en determinar el valor actual de los flujos de caja que se esperan en el transcurso de la inversión, tanto de los flujos positivos como de las salidas de capital (incluida la inversión inicial), donde éstas se representan con signo negativo, mediante su descuento a una tasa o coste de capital adecuado al valor temporal del dinero y al riesgo de 108



CAPITULO 5

la inversión. Según este criterio, se recomienda realizar aquellas inversiones cuyo valor actual neto sea positivo. 

Tasa Interna de Retorno (TIR)

La Tasa interna de Retorno (TIR), es el tipo de descuento que hace que el VAN (valor actual o presente neto) sea igual a cero, es decir, el tipo de descuento que iguala el valor actual de los flujos de entrada (positivos) con el flujo de salida inicial y otros flujos negativos actualizados de un proyecto de inversión. En el análisis de inversiones, para que un proyecto se considere rentable, su TIR debe ser superior al coste del capital empleado. 

Flujo de Caja o de Fondos

Es un estado de resultados que abarca períodos de tiempo futuros y que ha sido modificado para mostrar solamente el efectivo: los ingresos de efectivo y los egresos de efectivo, y el saldo de efectivo al final de períodos de tiempo determinados. Es una excelente herramienta, porque le sirve para predecir las necesidades futuras de efectivo antes de que surjan. 5.2

EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO.

Para la evaluación de este proyecto se tomo en cuenta los costos de los equipos, requerimiento de energía, construcción y otros como mantenimiento, etc. Se realizo la evolución económica mediante la generación de un flujo de caja en el cual se realizaron las comparaciones entre los ingresos (venta de petróleo), egresos (pago de impuestos y regalías, gastos de operación y gastos de mantenimiento) y la inversión que requerirá el proyecto y así de esta manera obtener el valor estimado de Utilidad Neta. Los datos de las inversiones estimadas fueron extraídos de otros proyectos de parecido fin y de libros referidos a los precios y costos de montaje de línea y compresores.

109


EVALUACION ECONOMICA 5.2.1

CAPITULO 5

Inversión

La inversión que requerirá el presente proyecto para el montaje y costo del material se describen en la siguiente tabla: ITEM

Costo de Equipo ($us)

Costo de Instalación ($us)

Costo TOTAL ($us)

Compresor 1 de 376 HP, incluido el motor y el manejo

402461.00

120738.30

523199.3


474338.00

142301.40

616639.4


431002.00

129300.60

560302.6

Aeroenfriador 1

31000.00

9300.00

40300

Aeroenfriador 2

293000.00

87900.00

380900

Separador Flash 1

16890.00

5067.00

21957

Separador Flash 2

10295.00

3088.50

13383.5

Línea de 3"

425000.00

127500.00

552500

Gastos Previos para 1 año

857619

TOTAL

$3,566,801

Tabla 5.1 Costos de de inversión.

5.2.2

(PETROSUR, Chemcad)

Pago de Impuestos y Regalías Departamentales

Considerando la nueva ley de hidrocarburos, donde se debe tributar 32% + 12% de regalías departamentales y 6% al TGN y YPFB. IMPUESTOS

fracción

Regalías 12%

0.12

TGN-YPFB 6%

0.06

IDH 32%

0.32

TOTAL

0.50

Tabla 5.2 Impuestos.

(YPFB)

110


EVALUACION ECONOMICA 5.2.3

CAPITULO 5

Precio del petróleo

El precio del petróleo es 28 $us/bbl, con el cual podremos calcular el ingreso por la venta del petróleo estimado a recuperar. Extraídos de la página oficial de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CNHE) y consultados en la Secretaria de Hidrocarburo de la Gobernación de Chuquisaca. 5.2.4

Gastos de mantenimiento y Operación

En cuanto a los gastos de mantenimiento se hizo con el cálculo del 1% de la inversión y en cuanto a los gasto de operación igual se hizo una aproximación reflejadas ambos en la tabla del flujo de caja. 5.2.5

Costos de CO2

Costo del CO2 ($us/t)

flujo masico (lb/d)

flujo masico (t/año)

CO2 ($us/año)

5

637920

104150

$520,751

Tabla 5.3 Costo de CO2. 5.2.6

(Elaboración Propia)

Pago de personal requerido

PERSONAL 12

Pago c/u ($us/mes) 700

Total (Sus/mes) 8400

Carga social ($us) 4200

Tabla 5.4 Pagos al personal de trabajo.

5.2.7

TOTAL/mes 12600

TOTAL/año $151,200

(Elaboración Propia)

Flujo de caja

En función a las consideraciones anteriores se presenta el flujo de caja, en las cuales se tiene el cálculo de venta de petróleo en función al precio mencionado en un lapso de 13 años; así como el cálculo de la TIR y el VAN para el proyecto y la Utilidad Neta estimada que generara el proyecto para una TASA DE RETORNO REQUERIDA (TRR) de 4%. Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Bloque 146 del Campo Petrolero HSR han sido calculados en el capítulo anterior y se utilizaran en estos cálculos. 111



DESCRIPCION

UNID

AÑOS

INICIO 1

Producción de petróleo anual

CAPITULO 5

bbl

500600

2 250400

3 155800

4 120500

5 101500

6 90600

7 82800

8 76000

9

10

11

12

13

70400

66000

62600

59700

56800

INGRESOS Venta de petróleo

$us

14016800 7011200 4362400 3374000 2842000 2536800 2318400 2128000 1971200

1848000

1752800

1671600

1590400

TOTAL INGRESOS

$us

14016800 7011200 4362400 3374000 2842000 2536800 2318400 2128000 1971200

1848000

1752800

1671600

1590400

INVERSION TOTAL

$us

-$3.566.801

EGRESOS Impues tos Rega lías 12%

0,12

$us

1682016

841344

523488

404880

341040

304416

278208

255360

236544

221760

210336

200592

190848

TGN - YPFB 6%

0,06

$us

841008

420672

261744

202440

170520

152208

139104

127680

118272

110880

105168

100296

95424

IDH 32%

0,32

$us

4485376 2243584 1395968 1079680

909440

811776

741888

680960

630784

591360

560896

534912

508928

Ga s tos de Ma nt. Anua les (incremento del 0,001 0.1%)

$us

85668

Ga s tos a nua l es 85754

85839

85925

86011

86097

86183

86269

86356

86442

86529

86615

86702

Cos tos de CO2 ca ptura do por a ño

$us

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

520751

Pa go del pers ona l por a ño

$us

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

151200

TOTAL EGRESOS

$us

-3566801

7766019 4263305 2938990 2444876 2178962 2026448 1917334 1822221 1743907

1682393

1634880

1594366

1553853

UTILIDAD

$us

-3566801

6250781 2747895 1423410

165607

117920

77234

36547

ACUMULADA

$us

-3566801

2683980 5431875 6855285 7784409 8447446 8957798 9358864 9664643 9891937 10057544 10175464 10252698 10289245

929124

663038

510352

401066

305779

227293

Tabla 5.5 Flujo de Caja. (Elaboración Propio) 112

CAITULO 5


El alcance del proyecto, económico, es de 13 años debido a que en el año 13 los egresos son mayores a los ingresos. Entonces el valor del VAN y del TIR es hasta el año trece, obteniendo uno valores en la siguiente tabla: AÑO 13 VAN

$us

$8,938,648

TIR

%

121.69%

Precio del petroleo

$us

28

Tasa de Retorno Requerida

%

4

Tabla 5.6 VAN y TIR. (Elaboración Propio)

113

CONCLUSIONES


CONCLUSIONES Luego de una evaluación de los Procesos de Recuperación Mejorada Aplicados al Reservorio Sara A del Campo Humberto Suarez Roca, se llegó a obtener una selección jerarquizada mediante dos filtros, que tomaron en cuenta las propiedades y características del reservorio, y también la disponibilidad de fluidos de inyección, aspectos económicos, proyectos exitoso y otros, en esta parte se llegó a la conclusión de que la Inyección de CO2 Miscible, es uno de los procesos más viable a aplicar a este reservorio, obteniendo en segundo lugar a la Inyección de Hidrocarburos, en tercer lugar la Inyección de Químicos y por último en cuarto lugar a la Combustión In-Situ. Gracias a la cercanía de la Planta de Gas Santa Rosa, la cual procesa gas con alto contenido de CO2, se hizo los cálculos de volúmenes de producción de CO2, que son emitidos a la atmosfera, tomando en cuenta la capacidad máxima de procesamiento de la planta, dando como resultado un caudal de 6 MMPCD con contenido real de CO2 en 92%. Se hizo el diseño de inyección de CO2 recuperado de la planta al pozo inyector HSR-10, el cual se describe de la siguiente manera: Antes del proceso de compresión se diseñó un Separador Flash 1 para sacar el condensado de la corriente de gas y de esta manera asegurar que no entre liquido al compresor, posteriormente se hizo necesario el diseño de tres etapas de compresión los cuales fue necesario un Aeroenfriador entre la etapa 2 y 3 y otro a la salida de la etapa 3 para bajar la temperatura y transportar el fluido en condiciones favorables según norma. Después de bajar la temperatura a una presión de operación de 2055 psi se formó líquido por condensación otra vez, para lo cual se diseñó otro Separador Flash 2 para bajar el punto de roció y evitar que se transporte liquido en las tubería horizontal. En los dos separadores flash se quitó casi todo el agua y otros compuestos condensables dando un flujo de salida con 99% de CO2. Para el transporte horizontal de CO2 hasta el punto de inyección dando una distancia aproximada de 5 km y un diámetro calculado de 3 pulg, se aseguró condiciones supercríticas de CO2 a 2050 psi y 90°F como temperatura promedio. Y para el transporte

114

CONCLUSIONES


vertical se tomó en cuenta la caída de presión por fricción y el aporte de presión hidrostático para una tubería ya existente de 2 pulg. Se usaron dos programas para el desarrollo del estudio. Uno es el Software CO2 Prophet para cálculos los volúmenes de petróleo recuperados para 15 años, dándonos un total de 1798,1 Mbbl en los 15 años, que nos sirve para hacer la evaluación económica. Y el otro es el software Chemcad 6.0, el cual nos sirvió para todo el cálculo de respaldo de equilibrio de fases, calculo flash, compresión, aeroenfriadores y otros necesarios. Por otra parte el proyecto está limitado para trece años, debido a que en el treceavo año los egresos son mayores a los ingresos, por ende ya no es viable la vigencia del proyecto. Después tendría que aplicarse otros métodos o hacer otros estudios. Por último se hizo la evaluación económica para determinar la viabilidad del proyecto mediante inyección de CO2 al reservorio HSR. Para este punto se tomó en cuenta el precio actual del petróleo para determinar los ingresos por año. La inversión para implementar el proyecto (costo de equipo y maquinaria, construcción, montaje y gastos previos para un año), pago de regalías e impuestos al estado y gastos de mantenimiento, que llegarían a ser los egresos, dando así un VAN de $us 8,938,648 y un TIR de 121.69%. En el flujo de caja podemos verificar que en el primer año recuperamos toda la inversión. El valor actual neto de 8.9 millones de dorales que representan nuestra ganancia actual en trece años de vigencia del proyecto, que como se puede ver es alto, lo que hace muy estable y rentable la inyección de dióxido de carbono, sin embargo esto sería realidad si el precio del petróleo se mantiene en ese precio o sube más aun. Con todos estos análisis se hace viable el proyecto de inyección de CO2 al Campo HSR. Solo cabe mencionar que este es un estudio preliminar. Para una implementación futura tendría que hacerse un estudio más riguroso, pruebas de laboratorio y una planta piloto para una mayor confiabilidad. Sin embargo, este trabajo es un respaldo para proyectos de este rubro y guía para estudio académicos, análisis de otros proyectos a futuro aplicados a este campo o a otros.

115

RECOMENDACIONES


RECOMENDACIONES Se recomienda que, para que haya más precisión en los cálculos, se debe contar con información fiel y actualizada del reservorio a aplicar, haciendo comparaciones entre alternativas de procesos y modelos de inyección, con programas más complejos, así de esta manera evitar suposiciones e implicaciones en el diseño que afectan en los resultados. Se recomienda a las empresas encargadas de evaluar e implementar los procesos EOR, profundicen estudios de utilización de CO2 como fluido de inyección, ya que en países como Estados Unido, México, países Europeos y otros, son uno de los proyectos de más éxito en cuanto a Recuperación Mejorada dando buenos resultados. Se recomienda que luego de la inyección y producción, se vuelva a hacer un estudio de recuperación de CO2 producido, para darle un uso útil en el mismo rubro que llegaría a hacer un reinyección u otro uso industrial, porque el CO2 con el tiempo se acumulación y si no se lo daría otro uso posterior tendría que ventearlo a la atmosfera nuevamente, el cual estaríamos incurriendo en el mismo problema ambiental. Debido a los beneficios de la recuperación de CO2 para darle uso en la recuperación mejorada y otros rubros, contribuyendo de esta forma a la disminución de la contaminación ambiental por emisiones descontrolas de este gas de efecto invernadero y que además son exigidos por los protocolos, normas y leyes de los países y para cuidar nuestro mundo y medio ambiente, es que se recomienda que se priorice el estudio de este tipo de trabajos en la industria petrolera de nuestro país, aplicando los procesos con inyección de CO2.

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BIBLIOGRAFIA


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117

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Tesis_evaluación y Aplicación Del Método Eor “Proceso de Inyeccion de Co2”Al Campo Humberto Suarez Roca

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