Recuperación Mejorada de Hidrocarburos
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Recuperación Mejorada de Hidrocarburos
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INTRODUCCIÓN
La presente investigación tiene como finalidad la recopilación de
información relacionada con los riesgos presentes en las salas de
calderas. Ésta es definida como espacio dentro de una empresa donde se
colocan los equipos de transferencia de energía térmica, dentro de los
cuales se encuentran principalmente las calderas.
Por otro lado, la investigación se encuentra estructurada en una
primera parte que corresponde a la introducción, la segunda parte se
encuentra la definición de cada uno de los métodos de producción Y
finalmente se presentan las conclusiones a las cuales se llegó con la
investigación y las referencias bibliográficas.
RECUPERACIÓN MEJORADA DEL PETRÓLEO
1. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN
Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso
que contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción
volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%. El medio poroso
del yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca
o caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según
la roca, pero es de tamaño microscópico, desde algunas fracciones de
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milímetro a algunos micrómetros. Cada medio poroso tiene sus
características: porosidad, el porcentaje de volumen vacío; permeabilidad,
una medida de la resistencia al movimiento de Los fluidos; mojabilidad,
una medida de la naturaleza superficial de la roca.
Debido a su origen sedimentario, el medio poroso del yacimiento es a
menudo heterogéneo, como consecuencia de las variaciones ocurridas
durante el largo proceso de sedimentación que formó la roca. Estas
heterogeneidades pueden existir a la escala de los poros o bien a la
escala macroscópica en forma zonas muy o poco permeables, y
eventualmente de grietas. Las heterogeneidades complican las
operaciones de producción porque tienden a producir caminos
preferenciales y segregaciones.
1.1. Perforación
La perforación de pozos es el único método para llegar hasta el
yacimiento y remover muestras de roca y aceite que permitan obtener
informaciones precisas acerca del yacimiento. El conocimiento del
yacimiento se complementa por métodos geofísicos y por pruebas
dinámicas. Sin embargo es importante notar que la información más
valiosa acerca de las características del yacimiento se obtiene en base a
la disminución de presión producida por la explotación, y por lo tanto no
es disponible a la hora de decidir del método de explotación y de la
ubicación de los pozos.
1.2. Condiciones de explotación
La producción de petróleo involucra dos aspectos. El primero es la
producción última posible en función de las técnicas empleadas, y el
segundo es el ritmo de producción de acuerdo con el comportamiento de
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los pozos y de los diferentes métodos de estimulación aplicables
(fracturación, acidificación, inyección de vapor).
Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la
explotación de un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación
secundaria. Desde el aumento del precio del petróleo al principio de los
años 70, se considera además una eventual recuperación terciaria, y/o
una recuperación (secundaria) mejorada.
1.3. Recuperación primaria
Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los
pozos bajo el efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de
los pozos y el seno del yacimiento. En muchos yacimientos profundos la
presión es mayor que la presión hidrostática, lo que hace que el petróleo
llegue a la superficie con el solo aporte energético del yacimiento. A
medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión tiende a
bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados.
En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural
que reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión,
como la compactación de sedimento (subsidencia), la migración de un
acuífero activo o la lenta expansión de una bolsa de gas.
Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se
necesita un aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo
de pozo. O bien se bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se
utiliza el método del levantamiento con gas; este consiste en inyectar gas
en fondo de pozo de tal forma que el fluido producido sea una mezcla de
gas y petróleo de densidad suficientemente baja para llegar a la superficie
bajo el efecto de la presión del yacimiento.
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El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero
siempre se lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas
informaciones sobre el comportamiento del yacimiento, las cuales son de
primera importancia para la planificación de la explotación ulterior.
La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento
ha bajado demasiado, o cuando se están produciendo cantidades
demasiado importantes de otros fluidos (gas, agua). 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
baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero activo.
Anteriormente, se explotaba el yacimiento en recuperación primaria
hasta que los gastos de explotación se vuelvan prohibitivos, en cuyo
momento se pasaba a los métodos de recuperación secundaria. Hoy en
día se inician las operaciones de recuperación secundaria mucho antes
de llegar a este punto, y la escogencia del método de explotación en un
yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de
optimización.
1.4. Recuperación secundaria
Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar
dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para
mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos
pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia
los otros pozos (productores). Hasta el principio de los años 70, el bajo
precio del crudo hacía que los únicos fluidos susceptibles de inyectarse
económicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas natural. El
drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente
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en sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta
40% según los casos.
1.5. Recuperación Mejorada (EOR)
Se estima que para el año 2020, la recuperación mejorada del
petróleo representará el 50% de la producción mundial, el cual es patrón
de participación es de un 55% para los proyectos térmicos, 35% para los
de inyección a gases y 10% para los químicos. En Venezuela el proceso
dominante es la inyección cíclica de vapor con una producción cercana a
los 200.000 BPD, destacándose las producciones de los Campos
Lagunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han generado ganancias
extraordinarias para el país. Está programando el inicio de proyectos de
inyección de nitrógeno en el occidente y oriente del país, en un futuro
cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas
natural. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para
mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y
medianos.
Después de la producción primaria y, posiblemente, de la inyección
de agua, una cierta cantidad de petróleo denominada petróleo remanente,
queda en la roca yacimiento y permanece irrecuperable. Teóricamente en
una roca humectada por agua, todo el petróleo puede ser desplazado por
la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es suficientemente alto.
En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua
que se haya inyectado, de la velocidad y, también de la razón de
movilidad.
1.5.1. Clasificación de los métodos EOR
Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que
permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican
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calor y otros no, donde los grandes grupos son térmicos y no térmicos.
Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados,
mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque
algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco
éxito en las aplicaciones de campo. Se han propuesto también métodos
EOR los cuales son combinaciones de otros, como por ejemplo la
inyección alcalina con surfactantes y polímeros.
1.5.1.1. Métodos no convencionales no térmicos
Invasión con polímeros.
La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua
y consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto
peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta
propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual
da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo
que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un
banco de petróleo que de empuja como en la inyección de agua
convencional.
Invasión con surfactante
El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual,
20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la
recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio
secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En
algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con
surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin
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las desventajas características de la movilidad desfavorable y la
segregación por la gravedad.
Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien
controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado
volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con
el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de
formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los
aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de
sodio.
El método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch,
incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial
(tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos
reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca
de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del
volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de
agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante.
Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de
petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio
intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean
sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de
petróleo.
Aun cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han
resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos
de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos
para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre
las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos
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químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar
la rentabilidad de la recuperación.
Invasiones alcalinas
La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de
emulsificación en el sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua
de inyección de ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio,
silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales
reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del
yacimiento.
Según (PDVSA-CIED, 1998), este método consiste en la inyección de
soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos
reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los
crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que
traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a
través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por
reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación
espontánea o por cambios en la mojabilidad. (Ver anexo 1)
Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con
altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de
este proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los
minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de
escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo
químico con los minerales de la formación.
Invasiones micelares.
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La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo,
pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio
para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y
existen varias pruebas de campo con resultados exitosos. La técnica
consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de
solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta
un preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca.
La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y
está formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con
pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se
utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.
Inyección de espuma
Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas
de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una
viscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección
de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente químico que la
estabiliza, y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección
de gas o líquido solos. La calidad de la espuma se define como la razón
entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma.
Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los
poros más grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños
son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van
llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.
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Desplazamientos miscibles.
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante
completamente miscible con el petróleo existente. En condiciones ideales,
el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha que
se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo
el petróleo que se encuentra delante como un pistón. El desplazamiento
miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un
hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las
proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios
contactos y el correspondiente equilibrio de fases.
a) Proceso de tapones miscibles
Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo
del yacimiento al entrar en contacto con este. La figura 1 muestra un
esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro
LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta
al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una
presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el
petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.
Fig.1. proceso de invasión con tapones miscibles
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a. Proceso con gas enriquecido o empuje con gas
condensante
En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con
etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la
formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo,
debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas.
Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de
1.450 a 2.800 lpc.
b) Empuje con gas vaporizante o de alta presión
Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o
el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona
de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del
punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya
vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible.
c) Inyección alternada de agua y gas
Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar
tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos
lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue
a conseguir fluido miscible en el banco.
d) Inyección usando solventes
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Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles
con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de
solventes es uno de los primeros métodos que se empleo para extraer
petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en
pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco.
Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extracción
del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del
petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la
extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se
encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados,
gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG),
dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.
e) Empujes con gas
La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la
movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e
inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo
que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de utilizar
dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la
viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. A
continuación se explican algunas de estas técnicas:
- Inyección cíclica de gas
En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02,
en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el
equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.
- Inyección de agua carbonatada
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Como se representa en la figura 2, este proceso consiste en
introducir dióxido de carbono al agua que se inyecta, con la
finalidad de reducir la viscosidad y facilitar la movilidad. Para
remover el agua carbonatada se inyecta agua al final.
1.5.1.2. Métodos no convencionales térmicos
Según Alvarado (2002), Recuperación Térmica se define como el
proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito
de producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones
se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción.
En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de
mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para
mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción
de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura,
permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también
resulte una razón de movilidad más favorable.
Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-
15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad
Fig.2. Proceso de inyección continúa de vapor
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del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos
métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos
años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de EOR en
Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos.
Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se
clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido
caliente en el yacimiento y los que utilizan la generación de calor en el
propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como “Procesos In Situ”,
entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ.
También se pueden clasificar como Desplazamientos Térmicos o
Tratamientos de Estimulación Térmica.
En los Desplazamientos Térmicos, el fluido se inyecta continuamente
en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener
producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la
inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el
yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. En consecuencia, el
desplazamiento térmico no solamente reduce la resistencia al flujo, sino
que además, añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo.
En los Tratamientos de Estimulación Térmica, solamente se calienta la
parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas
impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solución y el
desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de
extracción, una vez que se reduce la resistencia al flujo. En este tipo de
tratamientos, la reducción de la resistencia al flujo, también puede resultar
en la remoción de sólidos orgánicos o de otro tipo, de los orificios del
revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y aún de poros de
la roca que forma el yacimiento.
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A continuación se describen brevemente los distintos métodos de
recuperación térmica:
- Inyección alternada de vapor
Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al
yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser
en forma continua o alternada.
En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un
cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de
pozos adyacentes.
Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del
petróleo de este tipo de proceso son: la expansión térmica de fluidos del
yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con
vapor, siendo este último es quizás el más significativo. Además de estos
mecanismos, también se han notado efectos por empuje por gas y por
extracción de solventes.
Uno de los procesos de inyección de vapor más utilizados en la
actualidad, es el de la Inyección Alternada de Vapor (también conocida
como Inyección Cíclica de Vapor, Remojo con Vapor, estimulación con
Vapor). Esta técnica consiste en inyectar vapor a una formación
productora a través de un pozo productor por un periodo determinado,
luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente
distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto
nuevamente a producción.
Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de
petróleo mediante la Inyección Cíclica de Vapor son: disminución de la
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viscosidad del petróleo, expansión térmica de los fluidos de la formación,
compactación de la roca – yacimiento en caso de existir, entre otros.
- Inyección de agua caliente
Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo
inmisciblemente al inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al
pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde
hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida pierde calor
rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el
borde de este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este
proceso permite disminuir la viscosidad del crudo y mejorar su movilidad,
reducir el petróleo residual y expandir el fluido por temperatura.
En su forma más sencilla, la Inyección de Agua Caliente involucra
solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los
procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera fase: gas.
En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son
relativamente fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un
proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado
inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría.
Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que
generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la Inyección de
Agua Caliente tiene varios elementos comunes con la Inyección
Convencional de Agua. Los principales mecanismos que contribuyen al
desplazamiento del petróleo en la Inyección de Agua Caliente
básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión
térmica de los fluidos de la formación.
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- Inyección continua de vapor
Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje
es un arreglo entre pozos de inyección y producción. En este caso, las
pérdidas de calor son mayores, por lo que el tamaño del arreglo es un
punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de petróleo puede
pasar del 50%.
El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose
una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para
disminuir las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección
hasta un valor conveniente, más tarde se interrumpe por completo y se
introduce agua caliente o fría mientras que los productores se mantienen
abiertos.
En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección
continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente
proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección
continúa en vista de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15%
para cíclica vs. 40-50% para continua.
Fig.4. Inyección de agua caliente
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La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su
comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia
producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del
vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las
fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportados como
componentes hidrocarburos en la fase gaseosa.
Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también
lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de
condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de
desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el
efecto neto es que la extracción por inyección continúa de vapor es
apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente.
(Ver anexo 3).
- Drenaje por gravedad asistido con vapor
Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este
vapor cuando se condensa tiende a subir mientras que el petróleo
calentado baja hasta el fondo, esto permite que el petróleo drene por
gravedad hasta el pozo productor. A continuación en la Figura 3 se
muestra un esquema del proceso:
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Fig.3. Proceso de drenaje por gravedad asistido por vapor
- Combustión in situ
Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento
(aproximadamente 10%) para generar calor. El proceso se inicia bajando
un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se
inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar el calentador hasta
lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del
pozo, se saca el calentador, pero se continúa con la inyección de aire
para mantener el avance del frente de combustión, lo que permite que el
fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo.
Según Marzuelo(2008), este método posee ciertas desventajas ya que
se necesita suficiente cantidad de energía para generar vapor mediante la
combustión del gas, otra de ellas es que el vapor pasa por encima del
yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que solo se recupere
en un 30% del crudo del yacimiento.
Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ
en un yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante
(forward combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la
misma dirección del flujo de fluidos; y combustión en reverso o
contracorriente (reverse combustión) debido a que la zona de combustión
se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos.
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En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua
alternada o simultáneamente con el aire, originándose la denominada
combustión húmeda, la cual a su vez puede subdividirse dependiendo de
la relación agua/aire inyectado, en combustión húmeda normal,
incompleta y super húmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor
utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento,
reduciendo así los costos del proceso.
Aunque el proceso de combustión convencional es más común que el
proceso de combustión en reverso, ambos procesos tienen ventajas,
limitaciones y aplicaciones específicas.
a) Combustión Convencional
En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se
mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos
productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias
zonas perfectamente diferenciables, las cuales se indican en detalle en el
anexo 4.Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas
dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con
agua, petróleo y gas.
En la combustión convencional, la ignición se induce en el pozo
inyector, y una vez lograda, la temperatura aumenta gradualmente hasta
que se alcanza el punto de vaporización del agua. El vapor de agua
generado se mezcla con la corriente de gases, y fluye a través del
yacimiento a la misma tasa con la que se transfiere calor desde el frente
de combustión. A esta temperatura ocurre el desplazamiento por
destilación, de parte del petróleo.
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Una vez que toda el agua se ha vaporizado, la temperatura en este
punto aumenta progresivamente y la viscosidad del crudo in situ
disminuye, así mismo los volúmenes de petróleo y gas aumentan por
expansión térmica. Este mecanismo resulta en un incremento del flujo de
petróleo dentro de la corriente líquida. Puede ocurrir también vaporización
del petróleo cuando la presión de vapor de sus componentes exceda la
presión del sistema.
Cuando la temperatura supera los 350 °C (límite que depende del tipo
de crudo y de las características del yacimiento) ya la mayor parte del
petróleo ha sido desplazado de allí hacia las zonas menos calientes del
yacimiento y en el material pesado depositado comienza a operarse la
desintegración catalítica, de la que se origina un volumen adicional de
hidrocarburos livianos. Finalmente, la parte más pesada del crudo (coque)
se consume como combustible, alcanzándose la máxima temperatura de
combustión.
Las dimensiones de las zonas de altas temperaturas (combustión,
deposición de coque, desintegración catalítica y evaporación) son en
realidad pequeñas, y su movimiento dentro del yacimiento obedece
principalmente a dos mecanismos de transferencia de calor: la
conducción a través de la matriz sólida del yacimiento y la convección por
los gases que fluyen desde la zona caliente hacia la zona inalterada. A
continuación de esta zona se encuentra la zona de condensación, la cual
también se conoce como meseta de vapor pues en ella la temperatura es
más o menos constante y cercana en magnitud al punto de ebullición del
agua, a la presión parcial del agua en la fase de vapor.
Finalmente se identifican los denominados bancos de agua y petróleo,
cuya existencia es posible solamente a expensas de una deficiencia en la
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saturación de gas en dichas zonas4. Esto se debe al movimiento de los
fluidos, entre las zonas de combustión y condensación entre las cuales
existe una marcada diferencia de viscosidades. Esto afecta la movilidad
de los líquidos, favoreciéndose el incremento de saturación de los
mismos.
Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son
muy variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos
miscibles, la vaporización y la condensación. Estos mecanismos son
auxiliados por importantes reacciones, tales como la oxidación,
destilación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren
simultáneamente en las zonas de combustión, coque y desintegración
catalítica indicadas en la figura. En estas zonas ocurre también un
incremento en la presión debido principalmente al aumento en el volumen
de los fluidos por expansión térmica, lo cual produce un aumento de la
tasa de flujo hacia los pozos productores.
La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco
profundos, entre 200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por
los costos de compresión e inyección de aire), para crudos cuya gravedad
oscile entre 8° y 26° API, pues ello garantiza suficiente deposición de
coque para mantener activo el frente de combustión6. Sin embargo, se ha
estudiado la posibilidad de aplicar este proceso a yacimientos de crudos
más livianos (hasta 40° API), siempre y cuando se trate de crudos de
base nafténica o parafínica.
b. Combustión en reverso
En la combustión en reverso, el frente de combustión se mueve en
dirección opuesta al flujo de aire. La combustión se inicia en el pozo
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productor y el frente de combustión se mueve contra el flujo de aire. La
Figura 9.5., presenta un esquema simplificado de este proceso,
indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento.
El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor
concentración de oxígeno, y los fluidos atraviesan dicho frente de
combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a
través de las zonas calientes hacia los pozos de producción por drenaje
por gravedad y empuje por gas.(ver anexo 4).
El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional,
pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado
delante de ella; no obstante, parte de los componente livianos y medianos
del petróleo in situ son utilizados como tal. Casi no existe producción de
monóxido o bióxido de carbono y las principales reacciones ocurridas
durante la oxidación del crudo originan compuestos oxigenados tales
como aldehídos, ácidos, peróxidos, y otros.
El petróleo producido tiene características diferentes al crudo in situ,
pues es más liviano y de menor viscosidad20. Por esta razón, este
proceso ha sido propuesto para aplicarlo en áreas bituminosas y en crudo
extrapesados (de gravedad menor de 8 °API), los cuales son
prácticamente inmóviles a condiciones de yacimiento21. En estos
yacimientos la combustión convencional fracasaría, pues los bancos de
líquido formados delante del frente de combustión originarían un bloqueo
de la permeabilidad específica al gas, impidiendo su circulación.
En comparación con la combustión convencional, la combustión en
reverso es menos atractiva debido a recuperaciones más bajas, mayor
consumo de combustible, mayores pérdidas de calor, problemas de
25
equipo más severos y problemas asociados a la ignición espontánea en la
cercanía del pozo inyector.
Según Alvarado (2002):
Las operaciones de campo conocidas que han empleado el proceso de combustión en reverso son las pruebas en el campo de Bellamy referidas por Trantham y Marx24, las de Athabasca reseñadas por Giguere25 y la realizada en el campo de Carlyle mencionada por Elkins y col.26. El espaciado entre pozos fue tan estrecho en la prueba hecha en Bellamy (y la temperatura del yacimiento tan baja, a una profundidad de 50 pies) que las operaciones se terminaron antes de que pudiera ocurrir la auto ignición. En Athabasca, la combustión en reverso se utilizó para disminuir la resistencia al flujo entre pozos a una distancia de 100 pies. Otra aplicación interesante de la combustión de reverso fue realiza en el yacimiento Sublacu de Barcau, Rumania, la cual fue utilizada para mejorar la permeabilidad relativa al aire en aquellas zonas donde el frente de combustión convencional no había logrado mayor penetración. (p.287).
2. CONCLUSIONES
Se conoce como recuperación mejorada de crudo, todos los procesos
que incrementen económicamente su recobro, mediante la inyección de
fluidos y/o energía al yacimiento.
Los procesos de recuperación mejorada han sido desarrollados
desde hace varias décadas y aplicados en varias partes del mundo,
siendo la inyección de vapor, la inyección de gases y la inyección de
polímeros los más usados
26
La inyección de vapor es la principal alternativa para la producción de
aceites pesados y extra-pesados en yacimientos someros, sin embargo
se requiere investigación adicional para su aplicación en yacimientos
profundos.
La recuperación mejorada por inyección de gases ha tenido un
crecimiento acelerado en los últimos años debido a su bajo riesgo en
comparación con otros métodos, y tiene un potencial interesante en
yacimientos de carbonatos.
El desarrollo de convenios que permita el entrenamiento de personal
técnico especializado en EOR entre las empresas estatales de países de
la región y el acceso al conocimiento de la tecnología que se está usando,
son piezas clave para la implementación exitosa de este tipo de
proyectos, por lo que se debe intensificar la transferencia de
conocimientos a las nuevas generaciones. Se recomienda promover la
asociación técnica entre operadores con problemáticas análogas,
involucrando universidades.
3. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Berry, V.J. Jr. Y Parrish (2010). Theorical Análisis of Heat Flor Simulation
Studies of the Wet Combustión Recovery Process”, JCPT
Combustión in situ. Disponible
en:http://www.veneconomia.com/site/files/articulos/artEsp2995_2160.pdf
27
Paris de Ferrer, Magdalena (2001) “Inyección de agua y gas en
yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición.
Maracaibo.
PDVSA-CIED.1998. Métodos de Recuperación Mejorada. Instituto de
desarrollo Profesional y Técnico, Caracas.
Salager J. L. (2005). Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno
FIRP S357-C, Universidad de Los Andes, 2005.
Marzuelo (2008). Recuperación de Crudo Pesado. Guía de Estudio Nº1.
Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia.
ANEXO
28
ANEXO 1.
Proceso de invasión con tapones miscibles
29
Fuente: (PDVSA-CIED, 1998)
ANEXO 2.
Inyección continúa de vapor
30
Fuente: Alvarado Banzér. Ingeniería de yacimientos
Anexo 3
Combustión convencional. Diferentes Zonas formadas durante la Combustión En Sitio Convencional y Perfil de Temperatura.
31
Fuente: Alvarado Banzér. Ingeniería de yacimientos
ANEXO 4
Diferentes zonas formadas durante la combustión en reverso y perfil de temperatura
32
Fuente: Alvarado Banzér. Ingeniería de yacimientos
