Métodos de extracciones del crudo pesado

COMBUSTIÓN IN SITU

El proceso de combustión in situ es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria. Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%. En el siguiente grafico se puede apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en el yacimiento, posteriormente se explicará brevemente en qué consiste cada uno.

La combustión in situ o "fireflooding" es un método que se aplica a veces a los depósitos que contienen petróleo muy viscoso o "pesado" que se produce por medios convencionales. Quema parte del aceite in situ, crea una zona de combustión que se mueve a través de la formación hacia la producción de pozos, proporcionando una unidad de vapor y un disco de gas intensa para la recuperación de petróleo. Este proceso se inicia a veces mediante la reducción de un calentador o un encendedor en un pozo de inyección. El aire se inyecta en el pozo, y el calentador está en funcionamiento hasta la ignición se lleva a cabo. Después de calentar la roca que lo rodea, el calentador se retira, pero el aire de inyección se sigue manteniendo el frente de combustión avanza. El agua a veces se inyecta de forma simultánea o alternativamente con el aire, creando vapor que contribuye a la utilización de la mejor el calor y reducción de las necesidades de aire. Muchas interacciones se producen en este proceso, pero el dibujo adjunto muestra los elementos esenciales.

Las Siguientes Afirmaciones Corresponden A Los Números En El Dibujo.

1. Esta zona se ha quemado a medida que avanza la combustión principal.

2. Cualquier agua que se forma o se inyecta se convertirá en vapor de agua en esta zona a causa del calor residual. Este vapor fluye hacia el área de quemados de la formación, ayudando.

3. Esto muestra la zona de combustión, que avanza a través de la formación.

4. Alta temperatura justo por delante de la zona de combustión provocando fracciones más ligeras del petróleo para evaporar, dejando una pesada depósitacion de coque residual o carbón como combustible para avanzar en el frente de combustión.

5. Una zona de vaporización que contiene productos de la combustión, se vaporizó hidrocarburos ligeros, y el vapor.

6. En esta zona, debido a su distancia desde el frente de combustión, enfriamiento hace hidrocarburos ligeros para condensar vapor y para volver al agua caliente. Este aceite se desplaza la acción, el vapor condensado se adelgaza el aceite y los gases de combustión en la ayuda conducir el petróleo a los pozos de producción.

7. En esta zona, un banco de petróleo (una acumulación de petróleos desplazados) se forma. Contiene los gases de petróleo, el agua, y la combustión.

8. El banco de petróleo crecerá más frío a medida que avanza hacia los pozos de producción, y las temperaturas caerán a cerca de la temperatura inicial del yacimiento.

Cuando el banco de petróleo llega a los pozos de producción, el aceite, el agua y los gases serán llevados a la superficie y separados. El aceite que se vende y el agua y los gases se reinyecta a veces. El proceso se dará por terminado por dejar

de inyección de aire cuando áreas previamente designado se queman o se quema la parte delantera alcanza los pozos de producción. Observe en la ilustración adjunta que los vapores de vapor más ligero y gases de combustión tienden a subir en la parte superior de la zona de producción, disminuyendo la eficacia de este método. La inyección de agua alternativa o simultáneamente con el aire puede disminuir el efecto negativo dominante.

PROCEDIMIENTO GENERAL

Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

CLASIFICASIÓN:

1. Combustión convencional o "hacia adelante":

Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza. En este caso, la zona de combustión va avanzando en la misma dirección hacia donde los fluidos fluyen. La ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor

Como se observa en la imagen anterior, se inyecta aire, esto se hace con la finalidad de oxidar el petróleo, sin embargo, se producen grandes volúmenes de gases residuales los cuales causan problemas mecánicos. El calor se va generando a medida que el proceso de combustión avanza dentro de una zona de combustión muy estrecha hasta una temperatura alrededor de 1200° F. Inmediatamente delante de la zona de combustión ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito del coque que se quemará para mantener la combustión. La zona de combustión actúa como un pistón y desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance.

El aire enriquecido con oxígeno es inyectado para oxidar el petróleo, de esta forma que se produce gas residual. Esto puede traer problemas en la eficiencia de bombeo, abrasión, también se genera cierta restricción del flujo de petróleo en el yacimiento por la gran cantidad de gas existente. La combustión va avanzando con una velocidad que depende del volumen de petróleo quemado, Justo en el frente de combustión se depositan las fracciones más pesadas de petróleo (coque), esto es lo que permite que se mantenga la combustión.

Por lo general en la zona donde ocurre la combustión ocurre una segregación gravitacional. Cuando ocurre una ruptura en el pozo productor, las temperatura se van haciendo cada vez más altas, esto trae como consecuencia que los costos de producción aumenten, ya que inicialmente por un largo período de tiempo el petróleo que se encuentra cerca del pozo productor, está a la temperatura original del yacimiento.

La desventaja de este tipo de combustión, es que el petróleo que se produce tiene que pasar por una zona fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez. También el calor que se almacena fuera de la zona quemada no es usado eficientemente ya que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante.

2. Combustión en reverso:

En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.

3. Combustión húmeda:

Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA COMBUSTION IN SITU

Los procesos de combustión in situ han mostrado favorabilidad en las experiencias realizadas, sin embargo, como cualquier proceso está sometido a ciertas limitantes que desvían el proceso de cumplir sus objetivos. El peor inconveniente de un proceso de combustión in situ es, tal vez, la segregación de los fluidos o superposición del frente (Overriding) y las grandes distancias de desplazamiento del proceso, hechos que conllevan a una reducción en el factor de recobro y la tasa de producción.

Sin embargo, han existido esfuerzos conjuntos que han permitido aprovechar estos efectos y utilizarlos de manera favorable para el proceso, prueba de esto son el desarrollo de los proceso Top Down In Situ Combustión, y aquellos que utilizan los efectos de drenaje gravitacional como COSH y THAI. En algunas ocasiones el proceso comienza bajando un calentador o herramienta de ignición artificial al pozo de inyección. El aire se inyecta y el calentador se opera hasta que inicie el proceso de combustión. Después de calentar las rocas cercanas, el calentador es operado mientras la inyección de aire se continúa para mantener el avance del frente de combustión. En algunas ocasiones se inyecta agua de forma simultánea o alterna con aire, para aprovechar la mayor transferencia de calor que ofrece el vapor y reducir significativamente los requerimientos de aire. Normalmente, los componentes más livianos, el vapor y los gases producto de la combustión tienden a migrar a la parte superior de la zona de aceite, a este fenómeno se le conoce como override, y generalmente reduce la efectividad del

proceso. La inyección simultánea de agua, en forma continua o por ciclos, ayuda a mitigar este efecto.

VAPEX (Extracción por Vapor)

En 1991, Roger Butler, de la Universidad de Calgary, propuso una modificación al proceso de recuperación térmica denominado SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Esta modificación consiste en inyectar solvente en vez de vapor de agua para la recuperación de crudo pesado8. De esta forma se empezó a desarrollar el proceso de recuperación no térmica conocido como Vapex (Vapour Extraction), el cual requiere dos pozos horizontales; un pozo inyector de solvente localizado en el tope de la formación y un pozo horizontal de producción localizado en el fondo de la formación.

Pasos desarrollados durante un Proceso de Extracción por Vapor (VAPEX)1. Los solventes vaporizados de hidrocarburo de bajo peso molecular se inyectan en el yacimiento a través de un pozo horizontal de inyección.2. Los solventes disuelven inicialmente el bitumen alrededor del pozo de inyección, hasta la entrada del petróleo diluido al pozo horizontal de la producción.3. El vapor del solvente se levanta lentamente para formar una cámara de vapor en la matriz de la arena sobre el pozo inyector, disuelve el bitumen en la interfaz del solvente - bitumen y se difunde en él y lo diluye.4. El petróleo diluido drena por gravedad al pozo productor.

Método VAPEX

5. El proyecto continúa hasta que la interfaz del petróleo - solvente comienza a descender y la producción disminuye por debajo del límite económico de la operación.

Mecanismos que Intervienen durante el Proceso VAPEX Transferencia de masa molecular

Este mecanismo se caracteriza por transferir una sustancia a través de otra a escala molecular, es decir, cuando se ponen en contacto dos fases que tienen diferentes composiciones la sustancia que se difunde abandona un lugar de una región de alta concentración y pasa a un lugar de baja concentración, como el caso de VAPEX, donde ocurre básicamente una redistribución de las moléculas pesadas del crudo al solvente que presenta moléculas livianas.Existen dos tipos de transferencia de masa:

a) Molecular: La masa puede transferirse por medio del movimiento molecular fortuito en los fluidos (movimiento individual de las moléculas).

b) Convectiva: La masa puede transferirse debido al movimiento global del fluido. Puede ocurrir que el movimiento se efectúe en régimen laminar o turbulento. El flujo turbulento resulta del movimiento de grandes grupos de moléculas y es influenciado por las características dinámicas del flujo; tales como densidad, viscosidad, etc.

Drenaje por GravedadEn un yacimiento, el drenaje por gravedad ocurre por efecto de la diferencia de densidad de los fluidos presentes, en el cual ocurre que el fluido menos denso se mueva hacia arriba y el más denso hacia abajo (Gas/Petróleo, Gas/Petróleo/Agua,

Petróleo/Agua). En el VAPEX a pesar del proceso de transferencia de masa, el crudo aún sigue siendo más pesado que el solvente y por diferencia de densidades entre estos fluidos (crudo y solvente), el crudo drena a la parte más baja del yacimiento por efecto de gravedad, mientras que el solvente se mantiene en la parte superior.Las características de producción, que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional, son las siguientes:

Variaciones del GOR con la estructura. Aparente mejora del comportamiento de las permeabilidades relativas

gas/petróleo. Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

Ventajas del Proceso VAPEX1) Consumo de baja energía, ya que no requiere de grandes generadores de

vapor como SAGD.2) Reduce el efecto de las emisiones de gas como CO2, dañino al medio

ambiente.3) El solvente es reciclado y recuperado en superficie del petróleo producido,

calentado en un separador de baja presión para reciclar, presentando un potencial de recobro hasta de un 90%.

4) El crudo producido presenta mejores cualidades, ya que por efectos del solvente el crudo es mejorado.

5) Presenta un gran potencial para reducir costos significativamente y ser aplicado exitosamente, incluso en los yacimientos que tengan alta saturación de agua, baja porosidad y baja conductividad térmica.

6) Los costos de completación del pozo son más bajos comparado a un proceso termal tal como SAGD.

7) El proceso se puede poner en ejecución con seguridad en yacimientos de petróleo pesados costa afuera.

8) El tamaño requerido de las instalaciones de la bomba y de las facilidades de superficie es mucho más pequeño

Factores que Afectan el Proceso de Extracción por Vapor

El costo del solvente es el factor más importante que influye en la implementación del proceso VAPEX, ya que esto afecta la rentabilidad del proceso.

El uso de solventes puede inducir a la precipitación de asfáltenos y en algunos casos podría bloquear el flujo de crudo en la formación. No obstante, este tema es controversial y requiere más investigación.

Existen ecuaciones para modelar algunos factores individualmente, como la dispersión mecánica, la altura de drenaje, la heterogeneidad de yacimiento, la distancia entre pozos y la humectabilidad del medio poroso.

SAGD (Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor)El proceso de Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD), fue desarrollado por Butler en el año 1.981, para la recuperación in situ del bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas.En el proceso se aprovecha la segregación vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales. El proceso consiste en inyectar vapor de forma continua en un pozo horizontal ubicado por encima y paralelo a un segundo pozo horizontal productor. El vapor inyectado tiende a elevarse formando una “cámara de vapor”, este vapor fluye dentro de la cámara y condensa en las interfaces liberando calor, el cual es transferido principalmente por conducción a los alrededores del yacimiento. El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado, reduciendo su viscosidad, aumentando su movilidad y drenando este hacia el pozo productor.El mecanismo de drenaje del petróleo es por gravedad, desde los alrededores del perímetro de la cámara hacia la parte baja en el pozo productor, el vapor condensado también drena con éste (Ver Figura).

Durante el proceso SAGD, el vapor inyectado por el pozo superior se eleva formando una cámara y el petróleo cae en contracorriente. La interfase del vapor elevándose es inestable y desarrolla un adeudamiento en contracorriente del vapor con el petróleo cayendo.

Método SAGD

A los lados de la cámara donde el vapor contacta los líquidos drenados, la interfase es estable. El calor es transferido por conducción y los líquidos drenan hacia abajo en dirección aproximadamente paralela a la interfase. Cabe destacar, que el proceso SAGD nunca hubiese sido posible sin el advenimiento de los pozos horizontales a finales de los setenta, los cuales a su vez presentaron su evolución con el transcurrir de los años.

CUADRO COMPARATIVO ENTRE EL SISTEMA SAGD Y VAPEX