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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS INYECCION DE CO 2 DESPUES DE PROCESOS TERMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE GAS Autor: Belkis Hernandez Tutor: Jorge Barrentos Co-tutor: Adafel Rincón Maracaibo, noviembre de 2009
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS
INYECCION DE CO 2 DESPUES DE PROCESOS TERMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS DE LA FAJA
PETROLIFERA DEL ORINOCO
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE GAS
Autor: Belkis Hernandez
Tutor: Jorge Barrentos
Co-tutor: Adafel Rincón
Maracaibo, noviembre de 2009
Belkis Hernández. Inyección de CO2 después Procesos Térmicos en Yacimientos de Crudos Pesados y Extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. (2009). Trabajo de Grado Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 167p. Tutor: Dr. Jorge Barrientos; Co-Tutor: Dr. Adafel Rincón.
RESUMEN
En la producción de hidrocarburos se considera que los métodos primarios de recuperación son aquellos donde se utiliza la energía natural del yacimiento, como lo son la expansión roca-fluido, el empuje por gas en solución, capa de gas, empuje hidráulico debido a la acción de un acuífero y cualquier combinación de ellos. Ahora bien, se consideraban como métodos secundarios a aquellos que utilizan la energía proveniente de la inyección de fluidos al yacimiento, más estrictamente gas, agua, o una combinación agua-gas. Pero con el uso de estos métodos el factor de recobro no alcanza valores muy altos y esto significa que hay más petróleo dejado en el subsuelo que el que se extrae a la superficie. Básicamente existen tres factores físicos que inciden en el pobre recobro de hidrocarburos cuando se utilizan métodos de recuperación convencionales, estos factores son alta viscosidad del petróleo, fuerzas interfaciales y heterogeneidad del yacimiento. En nuestro caso, Venezuela tiene los depósitos de crudos pesados y extrapesados más grandes del mundo, pero la recuperación primaria (factor de recobro) en estos crudos no supera el 10 %. Hasta el día de hoy algunos procesos han sido estudiados y aplicados en la recuperación mejorada de crudos pesados, tales como inyección agua caliente, inyección de vapor, bombeo electro sumergible, bombeo mecánico, entre otros. Se estima que en muchos yacimientos que serán explotados por inyección de vapor, ya sea inyección alternada o inyección continua, se podrá lograr un aumento estimado en el factor de recobro de un 30%, quedando aun la posibilidad de recuperar el petróleo remanente por algún otro método adicional, como la inyección de CO2, con el que se estima una recuperación aproximada de crudo remanente de un 60 %. Este método ha sido aplicado en otras partes del mundo, el cual ha demostrado ser muy poderoso y eficiente gracias a sus propiedades de solubilidad en el petróleo, reduciendo la viscosidad del petróleo y aumentando la movilidad. Palabras Clave: Crudos Pesados, inyección de vapor, inyección de CO2 E-mail del autor: [email protected]
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Belkis Hernández. CO2 Flooding after Termal Proceses in Heavy and Extra Heavy Oil Reservoirs of the Orinoco Oil Belt.(2009). Trabajo de Grado Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 167p. Tutor: Dr. Jorge Barrientos; Co-Tutor: Dr. Adafel Rincón.
ABSTRACT
In the hydrocarbons recovery the primary drive mechanisms are those where the natural energy of the reservoir is used, they are rock – fluid expansion, solution gas drive, gas cap drive, water drive, gravity segregation drive and any combination of them. The secondary methods are those that use the energy provenient from the injection of fluids into the reservoir, i.e.: gas, water, or combination water - gas. But even with the use of these methods the recovery factor does not reach very high values, meaning that there is oil remaining in the reservoir that may be extracted by other methods. Basically there are three physical factors that cause poor recovery of hydrocarbons when conventional methods are used, these factors are high oil viscosity, interfacial forces and reservoir heterogeneity. Heavy and extra heavy oils are difficult to produce due to the low API gravity, which correspond with high viscosities, which decrease the fluid flow capacity., and it have high specific gravity, because of its high viscosity, a common practice is the use of thermal recovery methods, where by effects of temperature there are changes in the viscosity. The “Orinoco Petroleum Belt” is the largest hydrocarbon accumulation in Venezuela with OOPI in order of bls1210*3,1 with a primary recovery factor ranging between 3% and 10%, so it is important the application of technology and thermal/No thermal methods to increase the recovery of such accumulations of hydrocarbons. PDVSA is working on the reserves certification of the Venezuela’s Orinoco Belt to position Venezuela as the major country with heavy and extra heavy oil accumulation of the world. For this reason arise the commitment to apply and develop new technologies that allow taking advantage of the whole oil potential that there is stored, and in the same way to provide technical foundations that allow executing economic analyses with a view to new business. Until now some processes have been studied and applied to improve the recovery factor, most of them are thermal processes because of the high viscosity. Is estimated that in many reservoirs that will be exploited by continuous steam injection, it will be possible to achieve an estimated recovery factor of 30 %, staying even the possibility of recovering the remaining oil for some another additional method as CO2 flooding. With this method will be an additional recovery of remaining crude oil of 60 %. This method has been applied in other parts of the world, where has proved to be very powerful and efficient, thanks to its properties of solubility in the oil. Key words: Heavy Oils, Steam Injection, CO2 flooding Author’s E-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios por haberme guiado y dado la sabiduría de seguir el mejor camino hacia el logro
A mis padres y a mi esposo, quienes creyeron y creen en mí y fueron un apoyo
incondicional en la realización de esta maestría.
Al Sr Claudio de la Cerda por darme esta oportunidad.
A todos ellos muchas gracias.
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AGRADECIMIENTOS
A mis padres y a mi esposo ante todo por darme todo el apoyo y creer en mi
A Schlumberger de Venezuela S.A., por haberme permitido realizar este proyecto para
optar. En especial agradecimiento al Sr. Claudio de la Cerda y a Faja Regional
Techonolgy Center por la confianza en mi depositada y por las enseñanzas impartidas
durante el desarrollo de mi trabajo.
Al Sr Jorge López de Cárdenas por darle continuidad a este voto de confianza.
A los profesores Adafel Rincón y Rafael D’Elia por sus sabios concejos y motivación,
sin ustedes no lo hubiese logrado, muchísimas gracias.
A todos los compañeros del FRTC por brindarme su apoyo y colaboración para poder
lograra este objetivo: Edgar, Raúl, Rosa, Karin, José, Adrián, Jorge, Ángel y a
Yhoxanette muchas gracias por todo el apoyo.
A los compañeros del segmento SIS en Puerto la Cruz, por proporcionarme las
herramientas para poder realizar este estudio.
Al profesor Jorge Barrientos quien siempre estuvo en todo momento para aclarar dudas e
inquietudes y a los profesores del postgrado de Ingeniería de Gas de la universidad del
Zulia por su apoyo y colaboración para la presentación de este trabajo.
ÍNDICE GENERAL
CAPITULO I. MARCO REFERENCIAL……………………………………….. 16
1.1 Planteamiento del problema………………………………………………. 16
1.2 Justificación de la investigación…………………………………………….17
1.3 Objetivo general de la investigación………………………………………. 18
1.4 Objetivos específicos de la investigación…………………………………..18
1.5 Alcance……………………………………………………………………..18
1.6 Delimitación…………………………………………………………………19
CAPITULO II. FUNDAMENTOS TEORICOS………………………………….. 20
2.1 Crudos pesados……………………………………………………………..20
2.2 Crudos pesados en Venezuela…………………………………………….. 21
2.3 Métodos de recuperación mejorada ………………………………………. 25
2.4 Métodos de recuperación térmica…………………………………………. 28
2.4.1 Procesos de recuperación térmica………………………………. 31
2.5 Inyección continúa de vapor (ICV)……………………………………… 37
2.5.1 Mecanismos de inyección continúa de vapor……………………… 37
2.5.2 Parámetros de selección para aplicar inyección continua de vapor 40
2.5.3 Consideraciones para el diseño de un proceso de inyección continua de vapor………………………………………………………………………………..
43
2.6 Propiedades térmicas de los fluidos y rocas………………………………. 49
2.7 Métodos de recuperación mejorada (no térmicos)………………………….. 59
Página
RESUMEN ................................................................................................3
ABSTRACT ................................................................................................44
DEDICATORIA ………………………………………………………………55
AGRADECIMIENTOS ………………………………………………………………666
ÍNDICE GENERAL ………………………………………………………………7
ÍNDICE DE TABLAS ………………………………………………………………1111
ÍNDICE DE FIGURAS ………………………………………………………………12
NOMENCLATURAS Y SIMBOLOS………………………………………………1515
8
Página
2.7.1 Métodos químicos…………………………………………………… 59
2.7.2 Inyección de gases…………………………………………………61
2.7.3 Inyección de gases de hidrocarburos………………………………62
2.8 Propiedades del dióxido de carbono (CO2) puro………………………… 65
2.9 El dióxido de carbono como fluido de desplazamiento…………………… 71
2.10 Arreglos de pozos………………………………………………………….. 73
2.10.1 Tipos de arreglos de pozos………………………………………….. 74
2.11 Simulación de yacimientos………………………………………………… 75
2.11.1 Tipos de simuladores numéricos………………………………….. 76
2.11.2 Ecuaciones utilizadas en la simulación de yacimientos………….. 77
2.11.3 Mallados………………………………………………………….. 80
CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO.………………………………... 85
3.1 Tipo de investigación……………………………………………………… 85
3.2 Población y muestra……………………………………………………….. 86
3.3 Instrumentos y técnicas……………………………………………………. 86
3.4 Recursos…………………………………………………………………… 87
3.5 Documentación bibliográfica………………………………………………. 87
3.6 Selección del área de estudio……………………………………………… 88
3.7 Selección del fluido…………………………………………………………89
3.8 Ajuste de la ecuación de estado……………………………………………. 89
3.9 Definición del modelo de yacimiento…………………………………….. 95
3.9.1 Características de la malla…………………………………………. 95
3.9.2 Propiedades de la roca………………………………………………97
3.9.3 Propiedades de las rocas adyacentes……………………………….. 97
3.9.4 Propiedades de los fluidos…………………………………………. 98
3.9.5 Presiones…………………………………………………………… 104
3.10 Definición de las propiedades de inyección………………………………..105
3.10.1 Presión de inyección de vapor…………………………………….. 105
3.10.2 Calidad del vapor en la cara de la arena……………………………. 105
3.10.3 Tasa de inyección………………………………………………….. 106
Página
3.11 Estudio de la inyección continua de vapor con pozos horizontales…….. 107
3.11.1 Arreglo de pozos ………………………………………………….. 107
3.11.2 Parámetros utilizados para el análisis del proceso …………………109
3.12 Cantidad de CO2 producida a partir del proceso de combustión de la planta de generación de vapor………………………………………………………..
111
3.12.1 Capacidad de la planta generadora de vapor……………………….111
3.12.2 Proceso de combustión…………………………………………….113
3.13 Regulaciones ambientales internacionales sobre las emisiones de CO2 115
3.13.1 Protocolo de Kyoto…………………………………………………116
3.13.2 Papel de Venezuela en el control de las emisiones de CO2……….. 117
3.14 Premisas establecidas en la aplicación de cambio de método de
recuperación………………………………………………………………………… 120
3.15 Estudio de la Inyección de CO2 en pozos horizontales después de un proceso de Inyección Continua de Vapor …………………………………………..
121
3.16 Determinación de la miscibilidad del CO2 a partir de las condiciones finales del proceso de inyección de vapor……………………………………………
122
3.17 Definición de las propiedades de inyección de CO2……………………… 123
3.17.1 Presión inicial de inyección del CO2……………………………… 123
3.17.2 Condiciones del CO2 a la salida de la planta de compresión……… 123
3.17.3 Tasa de inyección del CO2………………………………………….123
3.18 Sensibilidad de los parámetros…………………………………………… 124
3.19 Análisis de efectividad del proceso…………………………………………125
3.20 Descripción de las herramientas utilizadas……………………………… 125
CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS………………………………… 127
4.1 Ajuste de la Ecuación de Estado del Fluido……………………………….127
4.2 Creación del modelo homogéneo………………………………………….. 134
4.3 Simulación dinámica……………………………………………………… 136
4.3.1 Desplazamientos y saturaciones de los fluidos durante el periodo de inyección de vapor……………………………………………………………………
137
4.3.2 Mecanismos…………………………………………………………141
4.3.3 Relación Vapor Petróleo (SOR)……………………………………. 145
10
Página
4.4 Análisis de efectividad del proceso de inyección de vapor…………….. 146
4.5 Proceso de inyección de CO2 …………………………………………………………….. 147
4.5.1 Sensibilidades en el proceso de inyección de CO2……………………152
CONCLUSIONES…………...…………………………………………………… 164
RECOMENDACIONES…………..……………………………………………… 165
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………….166
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Página
1 Clasificación de los crudos pesados……………………………………….. 20
2 Diferentes procesos de recuperación de petróleo…………………………..27
3 Criterios para la selección de la inyección continúa de vapor…………….. 42
4 Clasificación de los crudos pesados y extrapesados………………………. 50
5 Propiedades térmicas de las rocas secas……………………………………..58
6 Propiedades térmicas de las rocas con agua……………………………….. 58
7 Propiedades de los seudocomponentes del fluido……………………………92
8 Permeabilidad relativa al agua…………………………………………….. 99
9 Permeabilidad relativa del gas………………………………………………100
10 Viscosidad del gas vs. temperatura…………………………………………..102
11 Viscosidad de la mezcla vs. temperatura……………………………………103
12 Composición del fluido al final del proceso de inyección de vapor………. 121
13 Condiciones del yacimiento durante la inyección de vapor……………….. 136
14 Composición de la mezcla al final de la inyección de vapor……………….147
15 Condiciones del fluido al inyectar CO2 a 600 lpc……………………………153
16 Condiciones del fluido al inyectar CO2 a 800 lpc……………………………154
17 Condiciones del fluido al inyectar CO2 a 1000 lpc………………………….155
12
INDICE DE FIGURAS
Figura Página
1 Faja Petrolífera del Orinoco……………………………………………… 17
2 Proceso de combustión in situ…………………………………………… 33
3 Proceso de inyección cíclica de vapor…………………………………… 35
4 Respuestas típicas en un proceso de Inyección Cíclica de vapor……….. 36
5 Proceso de inyección continua de vapor………………………………… 38
6 Propiedades termodinámicas del agua…………………………………… 45
7 Perdidas de calor en un proceso de ICV………………………………… 47
8 Calor total………………………………………………………………… 53
9 Efecto de los polímeros en las curvas de permeabilidad relativa y flujo fraccional………………………………………………………………….
59
10 Grafico de compresibilidad del gas………………………………………. 65
11 Factor de compresibilidad del CO2……………………………………… 66
12 Viscosidad del CO2 en función de la presión……………………………. 68
13 Viscosidad de algunos gases comunes a presión atmosférica……………. 69
14 Entalpía del CO2 a partir de correlaciones y propiedades termodinámicas.70
15 Esquema de diferentes procesos de inyección de CO2………………….. 72
16 Arreglo de pozos regulares………………………………………………. 74
17 Arreglo de pozos irregulares…………………………………………….. 74
18 Representación del flujo de masa……………………………………….. 78
19 Representación del flujo de energía…………………………………….. 79
20 Malla block centered……………………………………………………. 80
21 Malla corner point………………………………………………………. 81
22 Malla en coordenadas cilíndricas……………………………………………81
23 Malla pebi…………………………………………………………………..82
24 Tipos de mallas pebi…………………………………………………………84
25 Ubicación del área de estudio………………………………………………88
26 Etapas del ajuste de la ecuación de estado…………………………………90
27 Envolvente de fases……………………………………………………….. 92
Figura Página
28 Curvas de valores K para un sistema multicomponente……………………93
29 Malla cartesiana……………………………………………………………96
30 Curvas de permeabilidad relativa al agua………………………………….100
31 Curvas de permeabilidad relativa al gas…………………………………….101
32 Comportamiento de viscosidad del gas vs. temperatura……………………..102
33 Comportamiento de la mezcla vs. temperatura…………………………….104
34 Modelo de inyección con 4 pozos productores y un pozo inyector central... .107
35 Esquema masivo de arreglos de 5 pozos………………………………….. 108
36 Esquema típico de una planta de generación de vapor…………………….. 112
37 Emisiones de CO2 provenientes de la industria energética………………….117
38 Emisiones de CO2 en países de Latinoamérica……………………………. 118
39 Métodos para almacenar CO2 en formaciones geológicas subterráneas…….119
40 Caracterización de los seudocomponentes de la mezcla……………………128
41 Envolvente de fase de la composición inicial de la mezcla………………….129
42 Ajuste de la densidad de liquido del fluido…………………………………130
43 Ajuste del factor volumétrico del petróleo………………………………... .131
44 Ajuste de la RGP en solución………………………………………………...131
45 Ajuste de la viscosidad del liquido por presión………………………………132
46 Ajuste de la viscosidad del gas por presión…………………………………..133
47 Malla homogénea…………………………………………………………….134
48 Arreglo de pozos……………………………………………………………135
49 Sección transversal del modelo con pozos…………………………………135
50 Saturación inicial de gas……………………………………………………137
51 Saturación final de gas……………………………………………………….138
52 Saturación inicial de agua……………………………………………………139
53 Saturación final de agua……………………………………………………139
54 Saturación inicial de petróleo………………………………………………140
55 Saturación final de petróleo…………………………………………………..141
56 Temperatura inicial durante la inyección de vapor…………………………142
57 Temperatura final durante la inyección de vapor…………………………….143
14
Figura
Página
58 Viscosidad inicial durante la inyección de vapor……………………………. 144
59 Viscosidad final durante la inyección de vapor……………………………... 144
60 Relación vapor petróleo durante el periodo de inyección de vapor………… 145
61 Factor de recobro de producción en frío e inyección de vapor……………… 146
62 Envolvente de fase al final del periodo de inyección de vapor……………… 148
63 Presión mínima de miscibilidad……………………………………………... 149
64 Envolvente a diferentes concentraciones de CO2…………………………… 150
65 Diagrama Presión- entalpía……………………………………………… 151
66 Factor de recobro con inyección de CO2 a presión de inyección de 600 lpc. 152
67 Factor de recobro con inyección de CO2 a presión de inyección de 800 lpc. 153
68 Factor de recobro con inyección de CO2 a presión de inyección de 1000lpc 154
69 Efecto de la presión y temperatura en los mecanismos de desplazamiento
del CO2……………………………………………………………………… 156
70 Saturación de petróleo al final del proceso de inyección de CO2…………… 157
71 Saturación de gas al final del proceso de inyección de CO2……………… 158
72 Saturación de agua al final del proceso de inyección de CO2……………… 159
73 Temperatura al final del proceso de inyección de CO2……………………... 160
74 Viscosidad al final del proceso de inyección de CO2………………………. 161
75 Comparación envolvente de fases al final de ICV y al final de inyección de
CO2……………………………………………………………………………... 162
76 Incremento de producción con inyección de CO2 sobre el petróleo
remanente……………………………………………………………………….. 162
15
NOMENCLATURA Y SIMBOLOS
• µ : viscosidad
• bead: Barriles equivalentes de agua por día
• Bls: Barriles
• dx: Dimensionamiento en la dirección x (pies)
• dy: Dimensionamiento en la dirección y (pies)
• dz: Dimensionamiento en la dirección z (pies)
• f: fase
• f(t): Función transitoria de calor
• Fr: Factor de recobro (fracción)
• hc: Coeficiente de transferencia de calor por convección natural
• hr: Coeficiente de transferencia de calor por radiación
• ICV: Inyección Continua de Vapor
• ICVH: Inyección Continua de Vapor con pozos horizontales
• K: permeabilidad absoluta
• Kh: Permeabilidad horizontal
• Kv: Permeabilidad vertical
• Krf : Permeabilidad relativa de la fase
• mD: milidarcy
• Pyac: Presión de yacimiento
• PGV: Petróleo utilizado para generar vapor
• PNV: Petróleo Neto para la venta
• SOR: Steam Oil Ratio Instantáneo
• SPE: Society of Petroleum Engineers
• t: Tiempo
• Tco: Temperatura externa del revestidor
• Tyac: Temperatura de yacimiento
• UNITAR: United Nations Institute for Training Research
• Uto: Coeficiente de transferencia de calor total
16
CAPITULO I
MARCO REFERENCIAL
1.1. Planteamiento del problema En nuestro caso, Venezuela tiene los depósitos de crudos pesados y extrapesados más
grandes del mundo, pero la recuperación primaria (factor de recobro) en estos crudos no
supera el 10 %. Hasta el día de hoy algunos procesos han sido estudiados y aplicados en
la recuperación mejorada de crudo pesado, tales como inyección agua caliente, inyección
de vapor, bombeo electro sumergible, bombeo mecánico, entre otros.
Se estima que en muchos yacimientos que serán explotados por inyección de vapor,
ya sea inyección alternada o inyección continua, se podrá lograr un aumento estimado en
el factor de recobro entre 30 y 50 %, quedando aun la posibilidad de recuperar el
petróleo remanente por algún otro método adicional, como la inyección de CO2, con el
que se estima una recuperación aproximada de crudo remanente de un 60 %. Este
método ha sido aplicado en otras partes del mundo, el cual ha demostrado ser muy
poderoso y eficiente gracias a sus propiedades de solubilidad en el petróleo, reduciendo
la viscosidad del petróleo y aumentando la movilidad.
17
Figura 1. Faja Petrolífera del Orinoco
1.2. Justificación de la investigación Este proyecto será representativo de crudos pesados y extrapesados que
pertenecen a “La Faja Petrolífera del Orinoco” en el Oriente Venezuela. En el
mismo se plantea la inyección de CO2 como un método de recuperación terciario, con
la finalidad de recuperar las reservas remanentes que se quedan en el yacimiento
después de un proceso térmico (Inyección continua de vapor), y dadas las condiciones
de nuestra matriz de crudo pesado se espera un resultado favorable posterior a los
estudios de simulación.
18
1.3. Objetivo general de la investigación Estudiar la Respuesta de recuperación de un yacimiento de crudos pesados
posterior a la inyección de vapor, y ver el efecto de la inyección de CO2 a diferentes
etapas de agotamiento del vapor y a diferentes temperaturas.
1.4. Objetivos específicos de la investigación • Identificar las diferentes etapas posteriores a la inyección de vapor y más
adecuadas al proceso de inyección de CO2.
• Comparar los resultados del modelo de simulación de yacimientos creado con un
modelo térmico.
• Determinar las posibles cantidades de CO2 disponibles para inyección al tener
implantadas en forma masiva las plantas generadoras de vapor.
• Determinar el aprovechamiento de CO2, que de ser lanzado a la atmósfera
causa graves danos ambientales, y que puede ser utilizado de manera muy efectiva en
la recuperación de crudos (secuestro de CO2).
1.5. Alcance La investigación persiguió la realización de un modelo de simulación numérica de
un yacimiento representativo de la Faja del Orinoco en donde se aplico inyección
continua de vapor y posteriormente inyección de CO2 en un arreglo de 4 pozos
productores horizontales realizando sensibilidades que permitieron encontrar los
parámetros adecuados de inyección de CO2 posterior al proceso térmico inicial para
conocer el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y como puede influir en el
factor de recobro.
19
1.6. Delimitación El estudio se realizo dentro de las instalaciones de FAJA Regional Technology
Center de la empresa Schlumberger de Venezuela S.A. en la ciudad de Puerto La
Cruz - Estado Anzoátegui, Venezuela.
La investigación estuvo limitada a la creación de modelos de simulación numérica
de un proceso de inyección continua de vapor y posteriormente inyección de CO2, así
como su posterior análisis mediante la realización de diversas sensibilidades en los
mismos.
Para la documentación del tema, se contó con trabajos de grado relacionados al
tema, artículos publicados, entre otros; contando siempre con la ayuda técnica de los
profesores de la Universidad del Zulia y asesores industriales de la empresa
Schlumberger de Venezuela S.A.
20
CAPITULO II
FUNDAMENTOS TEORICOS
2.1. Crudos pesados El crudo pesado es aquel en el que predominan los componentes de hidrocarburo
de mayor peso molecular, que suelen denominarse C7+, es decir del heptano en
adelante, lo que determina que tenga mayor viscosidad y densidad que los petróleos
livianos.
En la Tabla 1 se muestra la clasificación elaborada en 1.982 por UNITAR durante
una conferencia en Venezuela.
Clasificación Viscosidad Densidad a 15 C° Gravedad API
Cp a Ty Kg=m3
Crudo pesado 100-10.000 943-1.000 20-10
Bitumen ≥ 10.000 ≥ 1.000 ≤ 10
Tabla 1. Clasificación de los crudos pesados y extrapesados
Los crudos pesados poseen generalmente 3% en peso de azufre, 10-30% de
asfaltenos, y hasta 2.000 ppm de vanadio. Los crudos venezolanos normalmente
tienen gas en solución en cantidades de alrededor de 20-60 pcn/bl. La mayoría de las
acumulaciones de petróleo pesado son relativamente someras de 3.000 pies o menos;
con altas permeabilidades, de uno a varios darcies; altas porosidades, alrededor del
30%; arenas poco consolidadas; y altos valores de saturación de petróleo, que varían
entre 50-80%, la explotación de este crudo se ha llevado a cabo desde los mismos
inicios de la explotación petrolera mediante procesos térmicos, químicos, o de otro
tipo. Sin embargo, a pesar de que las acumulaciones de crudo pesado y extrapesado
en el mundo se estiman en mas de 10 billones de barriles, su baja gravedad API y
21
altas viscosidades dificultan su producción, y por ende su costo de extracción, por lo
que por mucho tiempo no se les dio la importancia debida. En la actualidad, debido al
continuo aumento de las demandas de crudo, se ha mostrado gran interés en
desarrollar métodos de recuperación que pudiesen ser aplicables a crudos pesados.
2.2. Crudos pesados en Venezuela
Venezuela cuanta con uno de los campos de hidrocarburos mas grandes del
mundo, la Faja Petrolífera del Orinoco, con una estimación de hidrocarburos no
convencionales de 1200 millardos de barriles, compuestos principalmente por crudos
pesados, extrapesados y bitumen natural (según la clasificación adoptada por los
congresos mundiales de petróleo y el instituto para el entrenamiento y la
investigación de las naciones unidas, Unitar). Se estima que las reservas que se
pueden obtener de la Faja del Orinoco estarían entre los 260-300 millardos de
barriles, lo cual convierte a Venezuela en el país con mayor potencial de producción
de este tipo de hidrocarburos.
Para dar una idea de la potencialidad de la Faja del Orinoco, basta decir que con
260 millardos de barriles se podrían producir 3 millones de barriles por día por más
de 230 años, lo cual se estima sea un periodo mayor que la vida útil del petróleo,
según pronostican diversos planificadores y expertos en materia energética.
Esta riqueza potencial en subsuelo de la faja del Orinoco solo servirá para
potenciar el desarrollo económico social y humano del país mediante un desarrollo
oportuno y sostenido, eficiente y armónico de su producción. Es importante destacar
que la explotación racional de estos recursos requiere la aplicación de las tecnologías
mas avanzadas en materia de perforación de pozos, producción y mejoramiento de
crudos, que combine la investigación tecnológica con la aplicación en el campo de
los nuevos desarrollos que resulten de dicha investigación.
De igual manera se puede decir que la materialización de las reservas contingentes
requiere de una explotación sostenida en el tiempo, de las mejores tecnologías
disponibles y de nuevas tecnologías aún por desarrollar, ya que aun a los precios
22
actuales del petróleo es difícil visualizar hoy en día que se pueda recuperar
económicamente todo el potencial de la Faja. Para resaltar este punto se puede decir
que usando el mismo crudo de la Faja para general vapor y asignando al mismo su
valor comercial actual e incluyendo plantas de limpiezas de gases de combustión, el
costo para generar una tonelada de vapor sería superior a los 60 dólares, lo cual
significa que la inyección continua de vapor pudiera no ser rentable en toda la
extensión de la Faja. En todo caso, solo la explotación masiva y sostenida de la Faja
podrá indicar la verdadera magnitud de reservas. Hasta la fecha la ejecución de los
proyectos de producción, mejoramiento y el proyecto de Orimulsión, hoy cerrado por
cambio de estrategia, han demostrado sin lugar a dudas que la explotación de la faja
es altamente rentable. Adicionalmente se han probado diversas tecnologías de
explotación y mejoramiento que permitirán una optimización de los futuros proyectos
y una explotación más económica al utilizar parte de la infraestructura ya desarrollada
en esta etapa inicial.
Ante la aparición de nuevos productos y tecnologías para el sector transporte y
para el sector eléctrico y ante la enorme presión ambiental, surge la interrogante
¿Cual es el futuro de la Faja del Orinoco? De que manera la Faja puede contribuir al
desarrollo armónico y humano de Venezuela y de la región donde está ubicada la faja
en particular.
La faja petrolífera del Orinoco, tiene aproximadamente 700 Kilómetros de largo y
abarca desde Tucupita, (Delta Amacuro) hasta el estado Guárico, atravesando
Monagas y Anzoátegui. Su ancho varía entre 35 y 100 Kilómetros y su área total es
de unos 54.000 Kilómetros cuadrados. Geológicamente es la parte sur de la cuenca
de Maturín o de Oriente, y geográficamente se le ha dado el nombre de Faja del
Orinoco porque casi todo su límite sur corre a lo largo del río con el mismo nombre.
La delineación de su parte norte se está llevando a cabo desde mediados de los años
30 cuando se perforo el pozo canoa 1, a medida que se exploraba la cuenca de
Maturín.
El área de Machete, debido a sus características geológicas no fue explorada
inicialmente con tanta profundidad, en cambio los otros tres sectores fueron
23
sometidos a una intensa evaluación mediante proyectos pilotos en Zuata, Hamaca y
Jobo.
Posteriormente se amplió la explotación, principalmente en el área de Bare en
Hamaca, y se formaron las asociaciones estratégicas que dieron origen a los proyectos
de Petrozuata, operadora Cerro negro, Sincor, Ameriven y Sinovensa. Los cuatro
sectores en que fue originalmente dividida la faja (Machete, Zuata, Hamaca y Cerro
Negro) han sido renombrados como Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo,
respectivamente. Igualmente las cuatro asociaciones estratégicas iniciales para el
desarrollo de la Faja vía mejoramiento anteriormente indicadas, han sido
renombradas como Petroanzoátegui, Petropiar, Petrocedeño y Petromonagas
respectivamente.
El factor de recobro estimado inicialmente para estos crudos estaba en el orden de
4-5 %. No había historia de Producción ni conocimiento especial del comportamiento
de estos crudos y arenas.
Con el fin de afinar el factor de recobro y de entender mejor el comportamiento de
las arenas y crudos de la Faja, se diseñaron los tres proyectos pilotos mencionados.
Jobo fue llevado a cabo por la empresa Lagoven con el fin de evaluar el
comportamiento de la inyección continua de vapor, mientras que Hamaca y Zuata
fueron concebidos para verificar si el comportamiento de estas arenas iba a ser similar
al de la costa Bolívar, incluyendo los fenómenos de la compactación y la subsidencia.
Estos últimos proyectos fueron diseñados de modo que el agotamiento fuera
rápido, a fin de evaluar mediante pozos observadores, si se producía la subsidencia.
Los pozos fueron sometidos a la inyección cíclica de vapor y se esperaba el 4-5 %
de recobro estimado se obtuviera en unos 5 o 6 años.
Los pozos observadores se completaron con balas radioactivas que medirían con
precisión cualquier hundimiento de las formaciones rocosas y todo indicaba que a la
vuelta del tiempo estipulado se conocerían los resultados.
Sin embargo, el comportamiento esperado no se dio y los pozos siguieron
produciendo a tasas importantes, incluso hasta el día de hoy, después de varios ciclos
de inyección y sin medirse ningún hundimiento apreciable de la superficie.
24
Este comportamiento inesperado llevó a realizar estudios más completos que
revelaron dos cosas importantes: una, que la movilidad de estos crudos es mucho
mayor a la esperada, principalmente a causa de la altísima permeabilidad de las
arenas (decenas de darcies) y otra, que el crudo tiene un comportamiento llamado
“espumante” que produce un entrampamiento del gas a presiones por debajo de la
presión de saturación y. Ambos factores juntos han hecho reevaluar el factor de
recobro, que tras estas evidencias y el meticuloso trabajo de laboratorio, ha sido
reestimado en torno al 10-12% para un agotamiento natural.
En consecuencia, la exploración exhaustiva y las pruebas de producción y de
laboratorio, llevan a estimar el Petróleo Original en Sitio (POES) de la Faja en
alrededor del billón de barriles (10 12 barriles) y las reservas primarias superiores a
100.000 millones de barriles.
Actualmente, se realiza un proceso de cuantificación y certificación de cuatro
áreas con 27 sub-bloques de la Faja, el cual al finalizar permitirá establecer con
mayor precisión las reservas existentes.
Estas reservas, sin embargo, son de crudos pesados y extrapesados, cuyos
volúmenes en los años 80-90 no era sencillo colocar en los mercados. Ante estas
dificultades, Intevep, filial de PDVSA, responsable de desarrollar tecnologías que
faciliten la explotación y procesamiento de los hidrocarburos en el país realizo
investigaciones que dieron como resultado la Orimulsión, la cual en una forma
adicional de disponer de estas grandes reservas de hidrocarburos.
En efecto, tal y como se ha mencionado anteriormente, PDVSA, junto con otras
compañías petroleras extranjeras, según cifras oficiales 15 empresas provenientes de
18 diferentes países están en proceso de cuantificar y certificar las reservas de la Faja,
partiendo del hecho altamente probable de que se aplicarán tecnologías de
recuperación mejorada, factibles en las condiciones de estos crudos y yacimientos.
Las potencialidades son, por tanto, claramente más altas de las previstas
originalmente y pudiera serlo aun más si los precios del petróleo siguen su escalada
alcista y la demanda mundial de energía su marcha indetenible.
Los altos precios del petróleo, la eficacia de las nuevas tecnologías y el incremento
de la demanda de mayores volúmenes de crudo, hace imperativo pensar en métodos
25
o procesos que lleven a aumentar el escaso 10-12 % de factor de recobro primario de
estos yacimientos. Es por ello que, al proyectar el uso de tecnologías probadas o en
un punto avanzado de experimentación, aunado a los ventajosos precios del petróleo,
sea posible pensar que el factor de recobro pueda ser estimado nuevamente en
alrededor de 20% o quizás un valor mayor.
2.3. Métodos de recuperación mejorada
En la producción de hidrocarburos se considera que los métodos primarios de
recuperación son aquellos donde se utiliza la energía natural del yacimiento, como lo
son la expansión roca – fluido, el empuje por gas en solución, empuje por capa de
gas, empuje hidráulico debido a la acción de un acuífero y cualquier combinación de
ellos.
Ahora bien, se consideraba como métodos secundarios aquellos que utilizan la
energía proveniente de la inyección de fluidos al yacimiento, más estrictamente gas,
agua, o una combinación agua-gas. Pero con el uso de estos métodos el factor de
recobro no alcanza valores muy altos y esto significa que hay más petróleo dejado en
el subsuelo que el extraído a la superficie.
Básicamente existen tres factores físicos que inciden en el pobre recobro de
hidrocarburos cuando se utilizan métodos de recuperación convencionales, estos
factores son alta viscosidad del petróleo, fuerzas interfaciales y la heterogeneidad del
yacimiento. Este hecho se evidencia en cualquier tipo de yacimientos, pero el
panorama es peor aun en el caso de yacimientos de crudos pesados, extra pesados y
bitúmenes, en los cuales es poco factible el recobro de reservas por los métodos
primarios o secundarios, de allí la importancia de los métodos de recuperación
mejorada (EOR), los cuales se han fijado como meta el recobro de las reservas dejado
por los métodos convencionales.
Bajo el patrón de los tipos de yacimientos y de la ineficiencia o poca factibilidad
de aplicación de los llamados métodos de recuperación secundaria para
acumulaciones de hidrocarburos pesados, esa clasificación de métodos primarios,
26
secundarios y terciarios deja de tener sentido y es necesario redefinir el esquema de
clasificación, porque en muchos casos se inicia la explotación primaria para pasar
luego a un método de recuperación mejorada, o en otras ocasiones se recurre
directamente desde la explotación inicial del yacimiento a cualquier método EOR,
generando una nueva visión donde los procesos se pueden agrupar como métodos
convencionales y métodos mejorados.
En ese marco de ideas, los procesos de recuperación mejorada abarcan todos
aquellos métodos que utilizan fuentes externas de energía y/o involucran diversos
materiales para recobrar petróleo que no puede ser recuperado de alguna manera
económicamente rentable por cualquiera de los métodos convencionales.
Los procesos de recuperación mejorada, pueden ser clasificados en:
1. Métodos Térmicos:
• Estimulación con Vapor
• Inyección de Vapor
• Inyección de Agua Caliente
• Combustión in Situ
2. Métodos Químicos:
• Inyección de Químicos (Polímeros, Surfactantes, Cáustico etc.)
3. Métodos Miscibles:
• Inyección de Fluidos Miscibles
• Inyección de Gases (N2, CO2, etc.)
27
IAV-I CV-IAC-SAGD-Combustión -Electromagnetismo
CO2-Hidrocarburo- Nitrógeno- Surfact- Gases Iner
Soluciones Alc., Polímeros- Surfact – Espumas
Inyección de Bacterias
Tabla 2. Diferentes procesos de recuperación de petróleo
Recuperación Primaria
Recuperación Secundaria
Métodos Convencionales
Recuperación Terciaria
Métodos EOR
Procesos Termicos
Gases Misc /Inmisc
Quimicos
Otros
Producción por Flujo Natural
LAG, BM, BCP, BES, BH
Inyección de Agua / Gas Mantenimiento de Presiones
28
2.4. Métodos de recuperación térmica
Definición
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 solo que el petróleo
fluya más fácilmente sino también resulte una razón de movilidad mas favorable.
Historia
Desde 1895 se han publicado numerosos trabajos y artículos referentes a la
introducción de calor en los yacimientos petrolíferos para mejorar o acelerar la
extracción de petróleo, el método más antiguo conocido para introducir calor
en los yacimientos es el de los calentadores de fondo.
Una de las primeras referencias de esta práctica esta en una patente otorgada a
Perry y Warner en 1895. El propósito primario de los calentadores de fondo, es
reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de producción de crudos pesados,
aunque ocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo
por encima del punto de fluidez (Pour point) durante su movimiento hasta la
superficie, y para remover o inhibir la formación o depositación de sólidos orgánicos,
tales como parafinas y asfáltenos. Como con el uso de calentadores de fondo del
hoyo y los sistemas equivalentes que utilizan la circulación de fluidos calientes desde
la superficie, solamente se afecta la parte productora del hoyo y su vecindad
inmediata, en la práctica, tales aplicaciones están consideradas como tratamientos de
estimulación y prevención. En algunas partes del mundo se han usado diferentes
formas de calentamiento hoyo abajo por medio de quemadores y de calentadores
eléctricos, mediante inyección intermitente de fluidos calientes en los pozos
29
productores o por la simple circulación de fluidos calientes, pero estas aplicaciones
han disminuido en épocas recientes, en comparación con el énfasis inicial dado a los
calentadores de fondo, según el informe presentado por la publicación del API,
History of “Petroleum Engineering”[1].
La combustión In Situ en yacimientos petrolíferos, probablemente ocurrió durante
la ejecución de proyectos de inyección de aire usados a principios de siglo para
mejorar la extracción de petróleo. En 1920, Wolcott y Howard consideraron algunos
elementos claves de los procesos de combustión subterránea para yacimientos
petrolíferos, incluyendo la inyección de aire para quemar parte del crudo, a fin de
generar calor y reducir la viscosidad y proporcionarle al mismo tiempo la fuerza de
desplazamiento de crudo. Estos mismos aspectos fueron reconocidos por patentes
emitidas en 1923.
La primera publicación sobre una operación de campo del proceso de combustión
a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en Rusia, en 1933, las cuales fueron
realizadas en vetas de carbón. Este proceso se conoce como proceso In Situ para
gasificación de carbón (In Situ Coal Gasification Process). El primer intento de
aplicación de este proceso a yacimientos petrolíferos ocurrió también en ese mismo
país en 1934.
La combustión In Situ, tal como es conocida en la actualidad, se desarrollo
rápidamente en EEUU, a partir de las investigaciones de laboratorio publicados en
1953
Estos investigadores visualizaron una onda de calor móvil (Ej. El calor dejado
atrás en la zona quemada sería llevado corriente abajo por el aire inyectado a
temperatura ambiente). Inmediatamente, una sucesión de artículos técnicos siguió a
estas primeras publicaciones.
El uso de la inyección continua de vapor comienza entre los anos 1931-1932,
cuando se inyecto vapor por 235 días en una arena de 18 pies de espesor, a una
profundidad de 328 pies, en la parcela Wilson y Swain, cerca de Woodson, Texas,
EEUU. No hay registro aparente de la inyección de vapor en los siguientes 20 años,
hasta el proyecto piloto que funciono en Yorba Linda, California, EE.UU.
30
Los primeros proyectos de inyección continua de vapor en gran escala se realizaron
en Schoonebeek, Holanda y Tía Juana, Estado Zulia, en Venezuela.
La inyección alternada de vapor se descubrió accidentalmente en 1959, durante la
prueba piloto de inyección continua de vapor que se estaba llevando a cabo en Mene
Grande, Estado Zulia, en Venezuela. Hoy en día, la inyección alternada de vapor
(también conocida como inyección cíclica de vapor, remojo con vapor o estimulación
con vapor) es un método de recuperación térmica muy utilizado.
La utilización de las reglas de escalamiento y de los modelos físicos a escala ha
desempeñado un papel importante en el desarrollo de los procesos de inyección
continua y de inyección alternada de vapor.
El primer registro de un proceso de inyección de gas caliente en un yacimiento
petrolífero lo cubre el propuesto por Lindsly en 1928. Lindsly reconoció que el crudo
se podía someter a pirolisis y los compuestos livianos del crudo podían ser
despojados preferencialmente y al condensarse, aumentaría la gravedad API y
disminuiría la viscosidad de los crudos. La primera prueba de campo reseñada tuvo
lugar en el municipio Chusov, Rusia en 1935.
31
2.4.1. Procesos de recuperación térmica
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 aun de poros de la roca que
forma el yacimiento.
Los tratamientos de estimulación también pueden ser combinados con los
desplazamientos térmicos y en este caso, las fuerzas impelentes son ambas: naturales
y compuestas.
A continuación se presenta una breve descripción de los procesos térmicos de
extracción mas comúnmente usados.
32
Inyección de agua caliente
La inyección de agua caliente al igual que la inyección continua de vapor es un
proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a través de
un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y
producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección continua de vapor.
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 envuelven una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la
inyección de agua caliente son relativamente más 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 agua 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.
Combustión In Situ
La combustión In Situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante
ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor
dentro del mismo. La energía térmica generada por este método da lugar a una serie
de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y
polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como
empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensación, empuje por vapor y
vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos
productores. Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la Combustión In Situ en
un yacimiento, denominadas: Combustión Convencional o hacia adelante (“forward
combustión”) y Combustión en Reverso o Contracorriente (“Reverse Combustión”).
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
33
cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en:
Húmeda normal, incompleta y superhúmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor
utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento, reduciendo
así los costos del proceso.
Figura 2. Proceso de Combustión In Situ
34
Inyección 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 de 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 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 mas utilizados en la actualidad, es el de
la inyección alternada de vapor (también conocido 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 la suficiente distribución de
calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente en producción. Los
principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante la
inyección Cíclica de vapor son: disminución de la viscosidad del petróleo, expansión
térmica de los fluidos de la formación, compactación de la roca –yacimiento en caso
de existir, etc.
Inyección cíclica de vapor:
La inyección cíclica de vapor (también conocida como, remojo con vapor, inyección
alternada de vapor), es uno de los métodos de inyección de vapor mas ampliamente
usados en el presente tiempo). Esta popularidad deriva de la fácil aplicación de este
método, de la baja inversión inicial y del rápido retorno de la misma. Los resultados
del tratamiento son evidentes en pocas semanas, no siendo así, en los métodos del
tipo de desplazamiento para la recuperación de petróleo, los cuales tardan meses antes
de notarse un incremento en la producción.
35
La inyección cíclica de vapor, básicamente consiste en inyectar vapor a un pozo
de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas:
cerrar el pozo por un corto período de 3 a 5 días, y luego ponerlo en producción. La
figura 3 es una representación esquemática de un proceso de inyección cíclica de
vapor.
Figura 3. Proceso de Inyección Cíclica de Vapor
Una vez que el pozo es puesto en producción, este producirá a una tasa aumentada
durante un cierto período que en general, puede ser del orden de 4 a 6 meses, y luego
declinará a la tasa de producción original. Un segundo ciclo de inyección puede
emplearse, y de nuevo la tasa de producción aumentará y luego declinará. Ciclos
adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo, el petróleo
recuperado durante tales ciclos será cada vez menor.
En la literatura técnica se han reportado hasta 22 ciclos, pero se duda que más de
tres ciclos resulten comercialmente atractivos. La figura 4 presenta respuestas típicas
del comportamiento de producción en un proceso de inyección cíclica de vapor.
36
Figura 4 . Respuestas típicas en un proceso de Inyección Cíclica de vapor
Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente
que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para
petróleos pesados (8-15 oAPI), puede utilizarse también para yacimientos de
cualquier tipo de crudo.
Existe poca duda en cuanto al hecho de que la inyección cíclica de vapor aumenta
la tasa de producción aunque sea por un corto período, sin embargo no esta claro si la
inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación ultima del
yacimiento. Además, se cree que la aplicación intensa de este proceso en un
yacimiento, podría hacer imposible o ineficiente el uso futuro de métodos de
desplazamiento para la recuperación de petróleo, tales como inyección continua de
vapor, combustión In Situ, desplazamientos miscibles, etc.
Por lo tanto, es importante considerar todos los aspectos de la operación, como
también los métodos alternativos de recuperación de petróleo antes de iniciar un
proceso de inyección cíclica.
37
2.5. Inyección Continua de Vapor (I.C.V)
La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal más
eficiente desde el punto de vista de recuperación final que la estimulación con vapor,
consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el
petróleo por otro. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal
como en la inyección de agua.
En la actualidad se conocen 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 continua en vista de las mejores perspectivas de
recuperación: 6-15% para cíclica vs. 20-30% para continua.
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 transportadas
como componentes de 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
continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua
caliente.
2.5.1. Mecanismos de inyección continúa de vapor
Cuando se inyecta vapor en forma continua a una formación petrolífera, el petróleo es
producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de
la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante.
Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción con
solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efecto de la
destilación por vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos
dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular.
38
Los mecanismos de recuperación por inyección continua de vapor pueden
visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente
largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata. El petróleo en la vecindad
del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia adelante. Una cierta
fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va
condensando gradualmente, debido a las perdidas de calor hacia las formaciones
adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente el cual va desplazando
petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura
original del yacimiento (ver figura 5)
Figura 5. Proceso de Inyección Continua de Vapor
Desde este punto en adelante el proceso de desplazamiento prosigue tal como en
la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres zonas
diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo
tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los mecanismos
operando en cada una de estas zonas.
39
La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será
aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional,
excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo que se inyecta como
vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor.
En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo esta gobernada
básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad
del petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la temperatura, la zona
de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por
el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con temperatura es moderado, los
beneficios obtenidos con el agua caliente serán solo ligeramente mayores que los
obtenidos por inyección de agua fría convencional. Sin embargo, la expansión
térmica del petróleo aun será responsable de una recuperación del orden del 3% al
5% del petróleo In Situ.
En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este
fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los componentes
relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y
caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la
fase gaseosa y la alta temperatura originan la vaporización de los componentes
livianos, los cuales son transportados hacia adelante por el vapor, hasta que se
condensan en la porción más fría del yacimiento. La recuperación por la destilación
con vapor depende de la composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el
20% del petróleo en situ.
El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez más rico en componentes
livianos, lo cual causa un efecto de extracción por solventes y desplazamientos
miscibles en el petróleo original del yacimiento, aumentando así la recuperación. La
magnitud de estos efectos aun no ha sido posible de evaluar cuantitativamente.
Otro mecanismo que opera en la zona de vapor es el empuje por gas en solución ya
que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por este factor puede ser del orden
del 3% de la recuperación total.
Aún queda por evaluarse la formación de CO2 (y de otros gases en menores
cantidades) resultante de las reacciones entre el vapor y el crudo (o de cualquier otra
40
fuente), proceso conocido como acuatermolisis, el cual también puede actuar como
mecanismo de desplazamiento.
2.5.2. Parámetros de selección para aplicar Inyección Continua de Vapor
Los parámetros de selección para la aplicación de ICV han sido resultado
principalmente de procesos empíricos. Gracias a las experiencias adquiridas en
California (Estados Unidos) y Zulia (Venezuela), se han establecido valores
referenciales.
Espesor de la arena productora
Uno de los parámetros más importantes es el espesor de la formación, el cual se
recomienda debe ser mayor a 30 pies. La razón de ello es que las pérdidas de calor a
las formaciones adyacentes representan gran parte de la energía inyectada.
Profundidad
La inyección continua de vapor se lleva a cabo normalmente en yacimientos poco
profundos (menos de 3.000 pies), a modo de conservar la calidad del vapor que
finalmente llega a la formación. Sin embargo, existen casos, en que los revestidores y
las tuberías aislantes ayudar a evitar las pérdidas de calor, permitiendo mayores
profundidades de inyección.
Los yacimientos más profundos (5.000 pies máximos) no son viables
económicamente debido a que las pérdidas de calor se vuelven excesivas a altas tasas
de presión de inyección.
Por otra parte, la inyección de vapor no es recomendable en yacimientos muy
someros ya que en estos casos será necesario mantener los valores de presión de
inyección por debajo de la presión de fractura de la formación. Con valores bajos de
presión de inyección, y aumentos de temperatura pequeños, pudiese no ser lo
suficiente la inyección de vapor para lograr el desplazamiento del petróleo.
41
Porosidad
Mientras mayor sea el valor de porosidad, mayor será el volumen de petróleo y menor
el volumen de roca que calentar. Por experiencia de campo, los proyectos de ICV han
sido exitosos en yacimientos con porosidades mayores a 30%.
Descripción mineralógíca del yacimiento
La inyección vapor al yacimiento, conlleva a la formación de nuevos minerales, la
expansión de unos, y la migración de otros. Estas interacciones pueden ocasionar
pérdidas irreparables de inyectividad o productividad.
Permeabilidad
La permeabilidad es un factor importante al considerarse la inyección de fluidos al
yacimiento. Esta debe ser lo suficientemente alta para permitir una rápida inyección
de vapor y una alta tasa de flujo de crudo.
Asimismo, las altas variaciones de permeabilidades podrán ocasionar una
distribución no uniforme del fluido inyectado. Si la permeabilidad decrece a medida
que se profundiza, entonces la segregación gravitacional, siempre presente, actúa
pudiendo resultar una surgencia temprana del vapor.
Saturación de petróleo
Para que un proceso de inyección de vapor resulte beneficioso económicamente, es
necesario contar con una saturación de petróleo mínima para garantizar el retorno de
la inversión. Empíricamente se ha establecido el valor de 1.000 Bl acre/pie para
hablar de un proyecto rentable.
Gravedad API
Farouq Ali (1.970) [2] recomienda que la gravedad API del crudo este en el orden de
los 13 a los 25API° . Sin embargo, numerosas pruebas se han llevado exitosamente
llevadas a cabo en crudos de hasta 8 API°
42
Viscosidad del petróleo
Para que el vapor tenga un efecto significativo sobre la reducción de la viscosidad,
esta debe ser mayor a 400cp a condiciones de yacimiento. Sin embargo,
experimentalmente se ha demostrado que la ICV no es eficiente en crudos de
viscosidades mayores a 1.000cp.
En la Tabla 3 se presenta un resumen de los criterios compiladas por Farouq Ali
(1.970) [2].
Tabla 3. Criterios para la selección de la inyección continúa de vapor
De igual manera, al momento de estudiar la factibilidad de un proyecto de ICV, es
necesario considerar igualmente factores geológicos del yacimiento, tales como
barreras de arcillas, estratificación de la permeabilidad, saturaciones, presiones
(iniciales, de burbuja, etc.), capacidad de generación de vapor, tamaño de los arreglos,
entre otros.
Espesor de la formación, pies ≥ 30
Profundidad, pies ≤ 3.000
Porosidad, % ≥ 30
Permeabilidad, md 4.000
Saturación de petróleo, bls/ac- pie 1.200 - 1.700
Gravedad API 13-25
Viscosidad del petróleo a condiciones de yacimiento, cp ≤ 1.000
K.h/ µ 30-30.000
43
2.5.3. Consideraciones para el diseño de un proceso de ICV
Completación del pozo
Para procesos de ICV se requieren de completaciones especiales tanto para los
pozos productores como para los inyectores de modo de poder resistir las
temperaturas a las cuales será sometida, típicamente de 500 F° a 650 F° .
Los aspectos que deben tener mayor consideración de diseño, son el revestidor y
el cemento, el casing debe ser diseñado para la máxima temperatura de inyección
esperada y mínima temperatura esperada en caso de interrupción del proceso de
inyección.
Sin embargo, el diseño del casing es una práctica empírica, por lo que debe ser de
consideración la experiencia del ingeniero en el campo del estudio.
Por su parte, el uso de los componentes adecuados para el diseño del cemento es
esencial para mantener la integridad del mismo. El cemento común clase G o H tiene
una substancial perdida de resistencia a la compresión y un incremento de las
permeabilidades cuando las temperaturas exceden 230F°
Los cementos Pórtland pueden ser diseñados para soportar temperaturas de hasta
600 F° al añadir de 35 a 40% de silica flour. Adicionalmente, se puede añadir
hidróxido de calcio para aumentar la resistencia hasta 750 F° . Si por otro lado, se
desea un cemento estable a temperaturas más altas, aquellos con alto contenido de
alúmina proveen resistencias hasta de 2.000 F° , sin embargo, estos cementos son
muy costosos y su utilización se limita a proyectos de combustión en sitio.
Sistemas de levantamiento artificial
Es importante considerar el tipo y características de los elementos que serán
implementados en un proyecto de ICV, debido a que no todos los equipos están en
capacidad de soportar las temperaturas y variaciones de temperatura a las que son
sometidos.
El bombeo de cavidad progresiva y el bombeo mecánico son los más utilizadas en
los procesos térmicos, debido a que soportan fácilmente las temperaturas de trabajo.
44
De la misma manera, en la actualidad existen bombas electrosumergibles que
pueden ser instaladas en los procesos térmicos soportando temperaturas de hasta 550
F° .
Generadores de vapor
Generalmente para un proyecto de inyección de vapor se necesitan generadores de
superficie utilizando como fuente de energía petróleo o gas. En la actualidad existen
otros tipos de generadores de vapor que funcionan con carbón, generadores en fondo,
generadores Zimpro-AEC, etc.
La capacidad de producción de energía varía entre 20 a 60 millones de BTU/hr,
aunque también existen algunos con capacidades mayores, produciendo vapor con
calidades de 80-90%.
En la mayoría de los casos, el vapor suele ir desde el generador en superficie hasta
el pozo inyector a través de unas líneas de superficie, las cuales en su mayoría están
recubiertas de material aislante para disminuir las pérdidas de temperatura a lo largo
de ella.
Presión, temperatura, y calidad del vapor inyectado
Para definir el estado termodinámico del agua, se necesita ya sea, la presión, y/o la
temperatura de saturación, y la calidad. La relación entre la temperatura, la presión y
la calidad de inyección se refleja en el grafico de propiedades termodinámica del
agua, que se muestra en la Fig. 6.
45
Figura 6. Propiedades Termodinámicas del Agua
La calidad representa la fracción molar del vapor en el estado de mezcla, es decir,
representa el contenido de vapor existente en una mezcla. Si la calidad de un vapor es
100%, esto significa que no existe ninguna fracción liquida.
Mientras mas alta sea la calidad del vapor, mayor será su contenido de calor, razón
por la cual al diseñar un proyecto de infección de calor se desea tener la mayor
calidad posible en la cara de la arena.
Para determinar la calidad de vapor en la cara de la arena se realiza un balance de
calor expresado de la siguiente manera:
Contenido de calor del vapor en el cabezal = contenido de calor del vapor en el
fondo del pozo + perdidas de calor en el pozo.
46
Parámetros económicos
Para comparar la efectividad de proyectos de inyección de vapor de manera técnica,
se utilizan distintos parámetros económicos, entre ellos:
Costo de las operaciones: Representa el costo de la operación dividido por la
producción neta de petróleo.
Relación Vapor - Petróleo (Steam-Oil ratio o SOR): Es la relación entre el
volumen de agua convertida a vapor utilizada para producir una cantidad dada de
petróleo, dividido entre la producción neta de petróleo.
El límite del SOR lo fija la empresa operadora que este llevando a cabo el
proyecto, en función del costo de extracción del petróleo y del precio actual del crudo
y el esperado para el futuro.
Por ejemplo, en California se ha realizado Inyección Continua de Vapor durante
ya más de cinco décadas con excelentes resultados en cuanto a factor de recobro
obtenido. En la actualidad, los precios del petróleo han permitido su continuidad con
un SOR de alrededor de 10, debido a la baja presión de los yacimientos.
Producción de petróleo neta para la venta (Net Saleable Oil Production o
NSOP): Es la producción de petróleo menos la cantidad de petróleo (equivalente)
utilizada como combustible para generar vapor.
NSOP = PPA - PGV (2.1)
donde:
NSOP es la producción neta para la venta.
PPA es la producción de petróleo acumulada.
PGV es el acumulado de petróleo utilizado como combustible para generar vapor.
Relación de consumo de energía: La cantidad de petróleo equivalente utilizada
como combustible para generar vapor dividido por la producción total de petróleo.
Relación de producción neta (NOPR): Es 1 menos la relación de consumo de
energía.
Los valores adimensionales, tales como SOR, NOPR y relación de consumo de
energía, son los más adecuados para comparar diferentes proyectos.
47
Perdidas de calor durante la transmisión del vapor
El cálculo de las pérdidas de calor es de suma importancia para el diseño de un
proceso térmico, ya que relaciona el calor inyectado con el calor que realmente esta
llegando a los fluidos en el yacimiento. Las pérdidas de calor se originan usualmente
en los sistemas mostrados en la Fig. 7.
Figura 7. Perdidas de calor en un proceso de ICV
48
Perdidas en las líneas de superficie
Las pérdidas en las líneas de superficie representan una pequeña porción del total
de calor inyectado, sin embargo, es importante realizar un estudio de dichas pérdidas
para determina si es recomendable el uso de tuberías con aislamiento.
Las primeras pérdidas se originan en la caldera, o generador de vapor, las cuales
son calculadas a partir de la entalpía del vapor producido en relación con la energía
total utilizada para generarlo.
Las pérdidas de calor a través de las líneas de flujo se realizan a través de
conducción, convección, y radiación, dependiendo del medio que rodea, la longitud
de la línea, diámetro, y espesor aislante.
Las pérdidas de calor en líneas de superficie representan menos del 5% de las
pérdidas totales de calor.
Perdidas en el pozo
Las pérdidas de calor en el pozo están asociadas a los siguientes factores:
_ Tiempo de inyección.
_ Tasa de inyección.
_ Profundidad del pozo.
_ Presión y temperatura de inyección.
_ Tipo de fluidos en los espacios anulares.
_ Tipos de cementos.
Para el cálculo de las pérdidas de energía a lo largo del pozo, existen varios
procedimientos, entre ellos método de Willhite (1.967) [3]. Este método se basa en
ciertas suposiciones para realizar sus cálculos, siendo estas:
_ El vapor se inyecta a temperatura, presión, tasa y calidad constante.
_ El espacio anular se considera lleno de aire a baja presión.
_ La transferencia de calor en el pozo se realiza bajo condiciones de flujo
continuo.
49
2.6. Propiedades térmicas de los fluidos y rocas
Entalpía
La variación de entalpía expresa la cantidad de energía que un sistema
termodinámico puede intercambiar con su entorno. El cambio de la entalpía del
sistema cedido por un proceso llevado a cabo a presión constante, es igual al calor
absorbido por el sistema durante dicho proceso. Se expresa de la siguiente manera:
H = U + P _V (2.4)
donde:
H es la entalpía.
U es la energía interna.
P es la presión del sistema.
V es el volumen del sistema.
Sin embargo, es imposible determinar la entalpía de una sustancia y lo que se
mide en realidad es el cambio de entalpía.
Calor específico
El calor específico de una sustancia se define como la cantidad de calor requerida
para elevar en un grado la temperatura de una unidad de masa de dicha sustancia.
Este valor indica la mayor o menor dificultad que presenta un cuerpo en permitir
cambios de temperatura.
La ecuación siguiente muestra la definición de calor específico.
T
Q
t
LimC
∆∆
→∆=
0 (2.5)
Donde:
C es la capacidad calorífica.
Q∆ es el calor absorbido por el sistema.
T∆ es la variación de temperatura.
En unidades inglesas se expresa en FlbsBTU °./
50
Una de las razones por las que el calor específico adopta diferentes valores para
diferentes sustancias es la diferencia en masas molares. La energía calorífica se
almacena gracias a la existencia de átomos o moléculas vibrando. Si una sustancia
tiene una masa molar más ligera, entonces cada gramo de ella tiene más átomos o
moléculas disponible para almacenar energía. Es por esto que el hidrógeno, la
sustancia con la menor masa molar, tiene un calor específico tan elevado; porque un
gramo de esta sustancia contiene una cantidad tan grande de moléculas.
A continuación, en la Tabla 2.4 con los valores de calor especifico típicos
Componente Peso molecular Calor especifico FLbs
BTU
°*
Hidrogeno 2,0159 3,4038
Metano 16,043 0,52669
Nitrógeno 28,0134 0,24828
Etano 30,070 0,40782
Tabla 4. Clasificación de los crudos pesados y extrapesados
Para el cálculo del calor especifico de líquidos, gases, y sólidos se han
desarrollado una serie de correlaciones, entre las cuales se pueden destacar las de
Gambill en 1.957.
El agua por su parte, es capaz de contener y transportar mas calor que cualquier
otro liquido a la misma temperatura (Cw = 1 FlbsBTU °./ ). El caso del vapor, el
calor especifico es mucho menor que el agua, alrededor de 0,56 FlbsBTU °./ , y varia
muy poco con la temperatura, por lo que para propósitos prácticos se considera
constante.
51
Calor sensible al agua
El calor sensible es aquel que recibe un cuerpo sin cambiar su estado físico
mientras sube la temperatura, hasta alcanzar la temperatura de saturación
correspondiente a una presión dada. En este punto el líquido tiene su máxima
capacidad energética, es decir, es el calor necesario para aumentar la temperatura del
liquido hasta alcanzar la temperatura de saturación correspondiente a una presión
dada cuando se esta por debajo del punto crítico. En los puntos que están por encima
del punto crítico, todo el calor es sensible, ya que no involucra un cambio de estado.
Experimentalmente se ha observado que la cantidad necesaria de calor para
calentar o enfriar un cuerpo es directamente proporcional a la masa del cuerpo y el
número de grados en que cambia su temperatura.
El calor sensible se puede calcular mediante la siguiente expresión:
)21( TTCwHwQs −+= (2,6)
Donde: Qs es el calor sensible. Hw es la entalpía del agua saturada. Cw es el calor específico del agua.
21yTT son las temperaturas
Calor Latente al Agua
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad de masa de una
sustancia
a una temperatura de saturación para cambiar su estado, en otras palabras, es la
energía absorbida por una sustancia al cambiar su estado físico.
Por encima del punto critico, el calor latente de cambio de estado es nulo.
Se habla de calor latente de vaporización cuando una sustancia pasa de estado
liquido a estado gaseoso. El calor latente disminuye con la presión, es decir, a mayor
presión del sistema, la energía del vapor saturado es menor.
52
El calor latente puede determinarse por medio de la siguiente ecuación propuesta
por Farouq Ali (1.970) [9].
08774,0*318.1 −= PsLv (2,7)
Donde:
Lv es el calor latente, FlbsBTU °./ .
PS es la presión de saturación, lpca
Calor total del agua
Es la suma del calor sensible y del calor latente.
LvXHwHs .+= (2,8)
Donde:
Hs es el calor total.
Hw es el calor sensible.
Lv es el calor latente.
X es la calidad del vapor.
Cuando la calidad es 0, se trata de agua subsaturada que se encuentra en estado
líquido, y cuando la calidad es 100% se trata de vapor sobrecalentado. Si por el
contrario, el valor se encuentra entre 0 y 100%, entonces el vapor existe como una
mezcla de líquido y gas.
En la Fig. 6 se muestra la presión absoluta vs. el contenido de calor
53
Figura 8. Calor Total
Capacidad calorífica
Se define como la habilidad que tiene un volumen unitario de una sustancia en
almacenar una energía interna mientras aumenta la temperatura en un grado. Es un
concepto similar al de calor específico, sin embargo en el calor especifico esta basado
en una unidad de masa del material, mientras que la capacidad calorífica en unidades
de volumen del material.
Para convertir el calor específico en capacidad calorífica se debe multiplicar el
calor específico por la densidad de la sustancia.
Por otra parte, para el diseño de un proceso de recuperación térmica es importante
conocer la capacidad calorífica de las rocas saturadas de fluidos, de modo de conocer
la cantidad de calor que debe ser suministrada para elevar la temperatura del sistema
(roca mas fluidos ahí contenidos).
La capacidad calorífica de una roca saturada depende del calor específico, la
densidad, y la fracción de cada uno de los componentes. De esta manera la capacidad
calorífica total se determina de la siguiente manera:
54
)*****()1( CggSgCwwSwCooSorcrM ρρρφρφ ++++−= (2,9)
Donde:
M es la capacidad calorífica de la roca saturada.
φ es la porosidad (en fracción).
ρ es la densidad.
c es el calor especifico.
S es la saturación de fluidos (en fracción).
y los subíndices r, o, w, y g, significan los valores correspondientes a la roca, el
petróleo, el agua, y el gas respectivamente.
Conductividad térmica
La conductividad térmica es una propiedad física que indica la cantidad de calor
transferido por cada unidad de área transversal normal a un gradiente unitario de
temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en ausencia de cualquier
movimiento de fluidos o partículas. Es por esto que la conductividad térmica se puede
interpretar como la capacidad que tiene un material de conducir calor a través de
ellos.
Se expresa en:
La conductividad térmica es una propiedad intrínseca de cada material que varia
con la temperatura y la presión. Se expresa por la ley de Fourier, la cual establece
que: x
TKh
A
Qc
∂∂−= (2,10)
donde:
A
Qc
es la tasa de transferencia de calor Kh es la conductividad térmica.
55
x
T
∂∂
es el gradiente de temperatura. Conductividad térmica de los fluidos
En los líquidos hay dos mecanismos principalmente responsables de la capacidad
de
conducir el calor: la conducción y la convección.
La conductividad térmica en la mayor a de los líquidos varía entre 0,05 y 0,20 y
normalmente su valor disminuye con el aumento de temperatura. Por su parte, el agua
se comporta de una manera distinta al resto de los líquidos, en tanto que la
conductividad térmica aumenta al aumentar la temperatura; esto se debe
fundamentalmente a la diferencia de electronegatividades entre el oxigeno y el
hidrogeno, responsable del puente de hidrógeno.
Las moléculas de un líquido cuando se calienta adquieren energía térmica que se
manifiesta de forma de energía cinética y de energía vibracional, esta última es la de
mayor significación ya que cuando las moléculas comienzan a vibrar con mayor
intensidad por haber sido calentadas, chocan con las moléculas vecinas transmitiendo
parte de esa energía y, de esta forma el calor. Al estar las moléculas de agua unidas
por puentes de hidrogeno, esta transmisión se ve favorecida ya que las moléculas
están encadenadas.
Para los gases a condiciones ordinarias de presión y temperatura, la conductividad
térmica varía entre 0,002 y 0,025 Fpieh
BTU°..
. En los gases las moléculas adquieren
energía cinética y energía vibraciónal transmitiéndola a lo largo del gas mediante la
convención.
Para el cálculo de la conductividad térmica existen una serie de correlaciones
(Cragoe, Gambill, entre otros), tanto para gases, como para líquidos
Conductividad térmica de las rocas
La conductividad térmica es una propiedad difícil de medir en las rocas, ya que
esta depende de distintos factores, tales como la densidad, la porosidad, la
temperatura, la saturación, tipos, y movimiento de los fluidos.
56
Se ha generalizado que la conductividad térmica aumenta con la saturación de
agua, densidad, presión y conductividad térmica del fluido saturante.
La conductividad térmica de las rocas se calcula mediante ecuaciones propuestas
por Tikhomirov (1.968) [10] que toman en consideración el efecto de la temperatura,
densidad, y saturación y tipo de fluido.
La siguiente ecuación considera el efecto combinado de porosidad de la roca,
saturación de líquido y temperatura:
55,0
))1*(65,2(6.0
)255*556,0(
35,6
+=
+−
TKh
Slφ
(2,11)
Donde:
Kh es la conductividad térmica Fpiehr
BTU°..
φ es la porosidad, fracción
T es la temperatura, Kelvin
Sles la saturación total de liquido, fracción
Difusividad térmica
Es la relación de la conductividad térmica con la capacidad calorífica, se designa
con
los símbolos Dk ,,α , y K. A continuación se expresa matemáticamente:
M
Kh=α (2,12)
donde:
α es la difusividad térmica
Kh es la conductividad térmica
57
M es la capacidad calorífica
La difusividad térmica se expresa en unidades inglesas enhr
pie2
y en 2mts en
unidades internacionales.
Sustancias con alta difusividad térmica se ajustan rápidamente a aquella
temperatura que las rodea, esto debido a que conducen calor rápidamente.
Valor calorífico
El valor calorífico o calor de combustión, es la energía liberada cuando un
componente hace combustión junto con el oxigeno. Las reacciones químicas suelen
ser reacciones de los hidrocarburos con el oxigeno, lo que genera dióxido de carbono,
monóxido de carbono, agua y calor.
Valor calorífico bruto, es aquel que considera que todos los productos de la
combustión regresan a la temperatura original, ocurriendo particularmente la
condensación de los vapores producidos. El valor calorífico neto se determina al
extraer el calor requerido para vaporizar el agua contenida en la sustancia. De esta
manera, se considera el H20 como vapor, y la energía requerida para vaporizar el
vapor no se considera como parte del valor calorífico.
El valor calorífico puede ser expresado como energía por cada mol, por cada
unidad de masa, o por cada unidad de volumen de combustible.
Propiedades térmicas de las rocas
Tikhomirov publico en su libro Thermal Conductivity of Rock Samples, and Its
Relation to Liquid Saturation, Density, and Temperature (1.968) [8] algunas Tablas
con los valores de las propiedades térmicas de las rocas mas comúnmente encontradas
en yacimientos petrolíferos. Las mismas se presentan en la tabla 5
58
Tipo de Roca Calor
Especifico
Flbs
BTU°.
Conductividad
térmica Fpiehr
BTU°..
Difusividad
térmica
hrpie .2
Arenisca 0,183 0,507 0,0213
Lutita 0,192 0,603 0,0216
Caliza 0,202 0,983 0,0355
Arena (fina) 0,183 0,362 0,0194
Arena (gruesa) 0,183 0,322 0,0161
Tabla 5. Propiedades térmicas de las rocas secas
Tipo de Roca Calor
Especifico
Flbs
BTU°.
Conductividad
térmica Fpiehr
BTU°..
Difusividad
térmica
hrpie .2
Arenisca 0,252 1,592 0,0445
Lutita 0,213 0,975 0,0307
Caliza 0,266 2,050 0,0355
Arena (fina) 0,339 1,590 0,0372
Arena (gruesa) 0,315 1,775 0,0433
Tabla 6. Propiedades térmicas de las rocas con agua
59
2.7. Métodos recuperación mejorada (no térmicos)
2.7.1. Métodos químicos
Son aquéllos que involucran la inyección de sustancias especiales tales como
polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos, para modificar las
propiedades de los fluidos del yacimiento y así mejorar la relación de movilidades y
la eficiencia de barrido del petróleo hacia el pozo productor. De la información
analizada, se observa que los sistemas químicos aplicables a crudos livianos pueden
ser adaptados a crudos pesados y el reto lo constituye el aspecto económico (cantidad
y concentración).
Inyección de polímeros
Es un método de recuperación mejorada que aumenta la eficiencia de barrido del
agua Inyectada, basándose en el aumento de la viscosidad de la misma y en la
disminución de la relación de movilidades agua-petróleo, también aumenta la
permeabilidad del petróleo.
La figura 9 muestra el efecto de los polímeros sobre la curva de flujo fraccional
Figura 9. Efecto de los polímeros en las curvas de flujo de permeabilidades
relativas y de flujo fraccional.
60
Existen ciertos parámetros que influyen notablemente en la eficiencia y
rentabilidad de este método como lo es la adsorción de los polímeros por la roca, la
cantidad de polímeros para lograr la reducción de la relación de las movilidades, la
degradación de los mismos a altas temperaturas y la inyectividad de las arenas.
Este método generalmente se ha aplicado con éxito en crudos medianos y livianos.
Sin embargo, según el “Workshop Veracruz 2007” de la Sociedad de Ingenieros de
Petróleo, Canadá se encuentra evaluando la aplicación de este método EOR en sus
yacimientos de petróleo pesado (14º API y 1000 cp) y para este año planean la
ejecución de un proyecto piloto.
Inyección de soluciones alcalinas/surfactantes/polímeros (ASP)
Es un método de recuperación mejorada que consiste en inyectar una primera
lechada que contenga principalmente surfactantes y soluciones alcalinas que al
contacto con el petróleo, reducen la tensión interfacial agua-petróleo y desplazan las
gotas del mismo con mayor facilidad. Seguidamente, una segunda lechada que
contenga polímeros, con el objetivo de aumentar la viscosidad del agua y desplazar
efectivamente tanto la primera lechada como el petróleo móvil.
Existen algunos proyectos exitosos en crudos livianos y en base a ellos se
consideran algunos parámetros importantes para la aplicación del mismo, como por
ejemplo la existencia de un área barrida por agua (50% aproximadamente), la
cantidad de surfactante en la lechada (entre 5-15% del volumen poroso para altas
concentraciones y de 15-50% del volumen poroso para bajas concentraciones),
concentración de polímeros (entre 500 y 2000 mg/L), concentración de cloruros
(<20.000 ppm), iones de Ca++ y de Mg++ (<500 ppm) y la degradación de las
sustancias químicas por altas temperaturas. Adicionalmente, la eficiencia del mismo
en crudos pesados y extra-pesados, depende estrictamente de pruebas de laboratorio y
de la creación de soluciones ASP específicas para este tipo de crudo.
61
2.7.2. Inyección de gases
Es un método de recuperación mejorada comprendido por los gases de
hidrocarburos, nitrógeno y dióxido de carbono. La selección de los mismos depende
del costo, disponibilidad del gas y del efecto en la recuperación del petróleo. La
inyección de gases se puede realizar bajo condiciones miscibles e inmiscibles. Sin
embargo, experiencias muestran que la primera condición logra recuperar mayor
cantidad de petróleo (aproximadamente un 10% adicional).
La condición de miscibilidad depende de la Presión Mínima de Miscibilidad
(PMM) la cual depende de la profundidad, presión del yacimiento, composición de
los fluidos. La efectividad de desplazamiento es función de la razón de movilidades,
heterogeneidad del yacimiento y la segregación gravitacional. El desplazamiento
miscible se puede lograr de diferentes maneras:
Miscibilidad de Primer Contacto: es aquélla en donde el fluido inyectado y el
petróleo forman una sola fase para todas las proporciones de mezcla. La presión del
yacimiento es mayor que la presión mínima de miscibilidad.
Miscibilidad por Múltiples Contactos: es aquélla en donde se logra después de
múltiples contactos entre ambos fluidos. Se clasifican en:
• Vaporización: El gas se mezcla con los componentes livianos del crudo y
crean una zona miscible de transición que podría mezclarse nuevamente con
los componentes pesados.
• Condensación o enriquecimiento: consiste en la disolución de los
componentes C2-C6 del gas de inyección en el crudo, formando una zona
miscible.
• Inyección de gases licuados de petróleo, GLP (como el propano): al
mezclarse con el petróleo de formación actúa como solvente disminuyendo la
densidad y viscosidad del crudo.
62
2.7.3. Inyección de gases de hidrocarburos
Es un método de recuperación mejorada que emplea hidrocarburos livianos bajo
condiciones de miscibilidad o no, con la finalidad de reducir la viscosidad del
petróleo y mejorar el flujo del mismo hacia los pozos productores. Según las
investigaciones realizadas, es el segundo método de recuperación mejorada empleado
a nivel mundial en crudos livianos.
La presión de miscibilidad necesaria tiende a ser mayor que la requerida por el
CO2, pero menor que la requerida por los gases inertes (nitrógeno). Sin embargo, por
razones de disponibilidad, este método ha sido empleado en Canadá con éxito en
ciertos yacimientos de petróleo mediano.
Inyección de nitrógeno
Es un método de recuperación mejorada que emplea gases inorgánicos económicos y
que puede funcionar de manera miscible o inmiscible dependiendo de las presiones y
composición del petróleo dentro del yacimiento. Desde el punto de vista de la
eficiencia de desplazamiento, no son tan efectivos como el CO2 o los gases de
hidrocarburos en condiciones de miscibilidad, ya que presenta baja viscosidad y
pobre solubilidad en el petróleo, por lo que requiere de presiones más altas.
Generalmente, se aplican en yacimientos de petróleo liviano y no se han encontrado
referencias de su aplicación en crudos pesados o extra-pesados.
63
Inyección de Dióxido de Carbono
La inyección de CO2 es uno de los procesos mas usados. A presiones requeridas para
recuperación miscible, el CO2 dentro del reservorio puede ser líquido (a bajas
temperaturas) o un fluido supercrítico. Aunque el CO2 no es miscible en muchos
petróleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a
medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adicción al desarrollo de la
miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la recuperación de petróleo al
reducir la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del reservorio se hinche.
La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El volumen
de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 Mcf por barril de petróleo recuperado.
La factibilidad económica del proceso está determinada por los precios locales y
disponibilidad de CO2.
Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para diseñar
proyectos de inyección de CO2. El comportamiento de fase de la mezcla de CO2 y
petróleo es bastante complejo.
Cuando altas concentraciones de CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia
de masa de los componentes entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia
de cuatro fluidos separados y fase sólida.
Usualmente dos fases predominan: una fase volátil y rica en CO2 y una fase menos
volátil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca de 120 F° , las dos
fases son líquidas; a medida que la presión se reduce, los vapores se liberan
primariamente de la fase rica en CO2, por encima de 120 F° , el sistema completo
estará en la fase vapor a alta presión y altas concentraciones de CO2; a medida que la
presión se reduce en el sistema, la fase liquida rica en hidrocarburos puede condensar
gas.
El mecanismo por el cual se desarrolla miscibilidad de múltiple contacto entre el
CO2 y el petróleo es controlado por el comportamiento de la fase dependiente de la
temperatura.
La inyección de CO2 ha sido efectuada bajo un rango de condiciones de
reservorio. Ha sido usado para varios tipos de roca, para un amplio rango de
64
viscosidad de petróleo, para formaciones delgadas y de gran espesor y
desplazamiento miscible e inmiscible.
Las desventajas del proceso incluyen problemas de corrosión y la tendencia como
consecuencia de la baja viscosidad del CO2, a canalizar desde el pozo inyector al
pozo productor, reduciendo de esta manera la eficiencia del barrido.
65
2.8. Propiedades del Dióxido de carbono puro
Compresibilidad del gas, Z
La ley de los gases perfectos, la cual expresa la relación entre presión, temperatura, y
volumen de un gas ideal, es una combinación de la ley de Boyle, ley de Charles y ley
de Avogadro:
.nRTPV = (2,13)
Figura 10. Grafico de Compresibilidad del gas (factor Z) como función de la presión
Desde que los gases no reaccionan de manera ideal a todas las temperaturas y
presiones, dos tendencias fueron usadas para modelar el comportamiento de un gas
actual: la ecuación de Van der Waals y la ley de los gases ideales. La ecuación de
Van der Waals para η número de moles de un gas puro está escrita como:
( ) nRTnbVV
anP =−
+
2
2
(2,14)
donde a y b son constantes cuyos valores son diferentes para cada gas (Burcik
1956). La cantidad de a / 2V cuenta para las fuerzas de atracción en las moléculas,
esto es agregado a la presión porque la actual presión necesitaría ser mayor para
producir el mismo volumen que si no existiese atracción.
66
La constante b representa el volumen de las moléculas y es sustraído de V desde
que actual volumen actual de espacios disponibles para el gas es menor que el
volumen total del gas.
La ecuación de Van der Waals no se ajustaba a la mayoría de los cálculos de
ingeniería, y en consecuencia un segundo método, como la ley de los gases reales fue
desarrollada, esta ley en su forma general esta escrita como:
ZnRTPV = (2,15)
donde:
Z es conocida como la compresibilidad del gas, o factor de desviación
determinado experimentalmente, lo que hace a la ecuación en cuestión aplicable a
presiones y temperaturas particulares. A una temperatura dada, el factor Z se expresa
como una función de la presión.
La desviación del CO2 del comportamiento de gas ideal, Z, esta dado como
función de la presión y temperatura expresadas en la figura 11.
Figura 11. Factor de Compresibilidad para el CO2
67
Factor volumétrico del gas de formación, Bg
El factor Volumétrico del gas se refiere al volumen de gas en el yacimiento hasta la
superficie, acondiciones estándar, Psc y Tsc, asumiendo Zsc = 1 y ajustando Vsc =1
scf, entonces Bg está definida como:
TscP
PscZTBg = , (2,16)
si Psc= 14.7 psi y RTsc o520= , para una P y T dada,
( )
( )
( )
( )bblSCFZT
PBg
cuftSCFZT
PBg
SCFbblP
ZTBg
SCFcuftP
ZTBg
/6.198
/37.35
/00504.0
/02827.0
=
=
=
=
Densidad,ρ
El CO2 existe como un gas, y posiblemente como un líquido a presión y temperatura
normal en el yacimiento. Teniendo una temperatura crítica de 87.8F° , el CO2 es
relativamente un gas denso con un 50% más de densidad que el aire a condiciones
atmosféricas y con un factor de compresibilidad mucho menor a condiciones típicas
del yacimiento.
Sobre la temperatura crítica, el CO2 se comporta como vapor, y su densidad
aumenta a medida que la presión aumenta.
La figura 12 muestra que la densidad del fluido es una función continua de la
presión a temperaturas sobre las condiciones críticas, pero que tiene discontinuidades
abruptas a presiones por debajo de la temperatura crítica, también se puede notar que
cerca de la región crítica, las densidades del CO2 alcanzan el desplazamiento del
petróleo, y de hecho, son mas pesadas que los hidrocarburos presentes.
ZRT
PM=ρ , (2,16)
donde:
68
P = presión, psia
M = peso molecular (CO2 = 44.01)
Z = compresibilidad del gas
T = Temperatura, Ro
R = Constante Universal de los gases, 10.73
Viscosidad, gµ
La viscosidad del CO2 es una fuerte función de presión y temperatura, este efecto se
muestra en la figura (Goodrich 1980) se observa que la presión aumenta a una
temperatura constante del yacimiento y la viscosidad del gas aumenta
considerablemente. Este tipo de curvas también están disponibles para otros
gases del sistema, en comparación, la viscosidad del CO2 con otros componentes
puros, viscosidades a baja presión (medidas a temperaturas del yacimiento y 1 atm)
para algunos gases comunes son mostradas en la figura 12.
Figura 12. Viscosidad del CO2 en función de la presión
69
Figura 13. Viscosidad de algunos gases comunes a presión atmosférica
Entalpía, H
La entalpía o calor contentivo de un material, es una cantidad termodinámica igual a
la sumatoria de la energía interna de un sistema más un producto del trabajo de la
presión y volumen realizado en un sistema, por definición:
pvUH += .
El cambio de entalpía esta dado por: pVUH ∆+∆=∆ , los cambios de entalpía en
el sistema están normalmente asociados con el requerimiento de diseño de los
caballos de fuerza para compresores bajo diferentes factores de carga. En la inyección
de CO2, los cambios de entalpía deben ser tomados en cuenta para determinadas
presiones de cabezal y presiones de fondo del pozo, donde los cambios de fases
ocurren en el fondo del pozo.
Los efectos de la presión y temperatura en el contenido de calor, H, de un sistema
de CO2 esta dado en la figura 14
70
Figura 14. Entalpía del CO2 a partir de correlaciones y propiedades termodinámicas
71
2.9. El Dióxido de Carbono como fluido de desplazamiento
El uso del CO2 para aumentar el recobro de petróleo no es una idea nueva. En
1952, Whorton recibió la primera patente para la recuperación de petróleo usando
CO2.
Estos primeros investigadores consideraron el uso de CO2 como solvente para
crudos o como aguas de carbonatos. Desde entonces muchos esquemas de inyección
usando CO2 líquido y gaseoso han sido sugeridos, incluyendo:
• Inyección continúa de CO2
• Inyección de agua carbonatada
• CO2 Gas o líquido seguido por agua
• Píldoras de CO2 Gas o líquido mediante inyección de agua alternada y
CO2 gaseoso (WAG).
Se nota que el CO2 tiene una temperatura crítica de 30oC (87oF). Mientras
concluimos que el CO2 líquido o gaseoso debe ser inyectado en superficie, esta
temperatura crítica usualmente excluye más yacimientos por tener CO2 liquido
presente en la fase de arena.
Para inyección de carbonatos como se muestra en la figura 2,13 el CO2 se difunde
hacia afuera de la mezcla de agua inyectada y CO2 cuando esta entra en contacto con
el petróleo del yacimiento. La difusión es lenta comparada con la inyección, de este
modo, el chance de obtener una concentración efectiva de CO2 en el frente de
desplazamiento aumenta cuando el material es inyectado como una dosis pura.
En la figura 2,13 se muestra el proceso de bombeo de CO2, este es seguido por
inyección continua de agua para manejar la dosificación en el yacimiento. El rastro
de agua inmiscible desplaza al CO2, dejando una saturación residual de CO2 en el
yacimiento.
72
Figura 15. Esquemas de diferentes procesos de inyección de CO2 y agua
73
2.10. Arreglos de pozos
La disposición de los pozos en un campo siguiendo un patrón con espaciamientos
definidos, permite el desarrollo de un proceso de recuperación de mejorada de manera
sistemática y controlada.
La idea principal de un arreglo de pozos es obtener el mayor contacto posible entre
el fluido inyectado y el petróleo.
La selección del tipo de arreglo depende de:
• Heterogeneidad del yacimiento.
• Dirección de la permeabilidad horizontal.
• Disponibilidad de los fluidos inyectados.
• Máximo factor de recobro obtenido.
• Inyectividad, productividad.
• Estructuras geológicas presentes.
Sin embargo, generalmente la selección del tipo de arreglo depende de la
ubicación de los pozos ya existentes, pudiéndose convertir los pozos productores a
inyectores.
74
2.10.1. Tipos de arreglo de pozos
Los pozos normalmente son arreglados de manera regular en grupos de línea
directa,
cuatro normal o invertido, de cinco, de siete normal o invertido, o de nueve normal
o invertido, tal como se muestra a la Fig. 16
a.) Línea recta b.) 4 pozos c.) 5 pozos
d.) 7 pozos e.) 9 pozos
Figura 16. Arreglo de pozos regulares
Por otro lado, otros modelos de arreglos irregulares son implementados en
muchos casos, ya sea por modificación de los pozos ya existentes, o porque las
condiciones del yacimiento así lo requieren. La Fig.17 muestra de este tipo de arreglo.
Figura 17. Arreglo de pozos irregulares.
75
2.11. Simulación de yacimientos
La simulación numérica consiste en la construcción de un modelo de yacimiento que
represente el comportamiento de los fluidos a través del mismo. La simulación tiene
como fundamento las ecuaciones que describen los fenómenos físicos del flujo de
fluidos a través del medio poroso, tales como balance de materiales, ley de
conservación de la masa, ley de Darcy, ley de transferencia de calor, ecuación de
estado, etc.
El modelaje de yacimientos calcula las presiones y saturaciones en función del
tiempo y del espacio, por ello, sus objetivos más comunes son:
• Maximizar el recobro de un yacimiento estudiando su plan de desarrollo.
• Fijar el momento óptimo para la implementación de un proceso de
recuperación mejorada.
• Predecir el comportamiento de un yacimiento bajo un proceso particular
de recuperación y sus variantes.
• Determinar el mejor arreglo de pozos (su ubicación y espaciamiento).
• Desarrollar un mejor esquema de completación acorde con las necesidades
actuales y las futuras del yacimiento.
• Comprender el efecto de las estructuras geológicas presentes en la
recuperación del crudo.
76
2.11.1. Tipos de simuladores numéricos
Simuladores de petróleo negro o blackoil
Son simuladores de tres componentes (agua, petróleo, y gas) en donde no se toma
en cuenta el cambio en la composición de los fluidos. Su fundamento se basa en que
el petróleo en sitio es poco volátil, razón por la cual se considera constante su
composición.
Los simuladores de petróleo negro se usan en la actualidad en la mayoría de los
yacimientos en estudio debido al menor tiempo de cálculo requerido por los mismos
Simuladores composicionales
Los simuladores composicionales, a diferencia de los de petróleo negro, toman en
cuenta las variaciones de la composición de las fases con presión y temperatura,
además del flujo de las fases; el crudo esta caracterizado por una mezcla de n
componentes, cada uno con sus propiedades.
Los simuladores composicionales son comúnmente utilizados en los siguientes
tipos de estudio:
• Inyección de gas.
• Desplazamiento miscible.
• Inyección de dióxido de carbono.
• Yacimientos de gran espesor con gradientes composicionales debido a la
gravedad.
• Yacimientos con alta presión y alta temperatura.
• Yacimientos de petróleo volátil y de condensación retrograda.
Simuladores térmicos
Este tipo de simuladores toma en cuenta el flujo de fluidos y transferencia de calor
y cambios de fases. Son utilizados para el modelaje de procesos de recuperación
mejorada de petróleo por métodos térmicos, en donde la física involucrada en los
cambios de viscosidades y densidades resulta compleja y complicada.
77
Simuladores químicos
Son simuladores que realizan cálculos completos de las reacciones químicas
llevadas a cabo dentro del yacimiento, tales como dispersión, absorción,
fraccionamiento y comportamiento complejos de fases.
Son comúnmente usados para la simulación de procesos de inyección de
surfactantes, polímetros, fluidos alcalinos, acidificaciones entre otros.
2.11.2. Ecuaciones Utilizadas en la Simulación de Yacimientos
Los cálculos desarrollados por un simulador son resultado de la combinación de la
ley de Darcy y la ley de conservación de la masa. Adicionalmente, cuando se trabaja
con procesos térmicos se añade la ecuación de conservación de la energía.
Estas ecuaciones, en conjunto con las ecuaciones constitutivas y definición de las
condiciones de borde, pueden ayudar a predecir el movimiento de los fluidos en un
medio poroso, usualmente mediante técnicas de diferencias finitas.
Ley de Darcy
Es la ley fundamental que describe el movimiento de los fluidos en un medio
poroso. Fue formulada por Henry Darcy en 1.856 como resultado de numerosos
experimentos sobre el flujo del agua a través de paquetes de arena.
La ecuación de Darcy para un sistema lineal y horizontal se expresa de la siguiente
manera:
dx
dpkv
µ−= (2.17)
donde:
v es la velocidad de flujo aparente.
k es la constante de proporcionalidad, conocida posteriormente como permeabilidad.
µ la viscosidad del fluido.
78
Ecuación de balance de masa
La ecuación de balance de masa establece que la masa que entra menos la masa
que sale, es igual a la acumulación de masa en el sistema.
Para su derivación se considera flujo másico en estado monofásico que entra y sale
de un modelo tipo tanque como el mostrado a continuación, en donde el flujo se
mueve en la dirección del eje x.
Siendo el bloque de longitudes yx ∆∆ , y z∆ , entonces el balance de masa puede
escribirse de la siguiente manera:
Figura 18. Representación del flujo de masa
t
tttzy zyxxxxxzyxx ∆
−∆+∆∆ ∆∆∆=∆+∆+−∆∆
)(. )..().()...(
ρρ
φρυρυ (2,18)
Ecuación de balance de energía La ecuación de balance de energía, o primera ley de la termodinámica, establece
que la energía no puede ser creada ni destruida. Como la energía cinética y el trabajo
mecánico realizado por la expansión térmica del yacimiento y sus alrededores son
usualmente despreciables, la primera ley de la termodinámica puede establecerse en
base a un análisis de volumen:
79
Energía neta transferida + Energía agregada al sistema = ganancia de energía interna
Figura 19. Representación del flujo de energía
80
2.11.3. Mallados
La selección de la malla es una de los trabajos que más tiempo requiere a la hora
de armar un modelo para simulación. La malla se sobrepone en el yacimiento con la
finalidad de resolver las ecuaciones de flujo no lineales y así predecir el
comportamiento del yacimiento.
El mallado normalmente se selecciona basado en las siguientes consideraciones:
1. Geología y tamaño del yacimiento.
2. Tipo de fluido desplazante o proceso de agotamiento a ser modelado.
3. Precisión numérica deseada.
4. Disponibilidad programa y capacidad de cómputo.
5. Objetivos del estudio de simulación.
Tipos de mallas
En la actualidad se trabaja con dos tipos de mallas: estructuradas y no
estructuradas.
Las mallas estructuradas son aquellas en donde se alinean las celdas a las
coordenadas ortogonales. Este tipo de malla son las más usadas.
`Block Centered' o Bloque Centrado: Las mallas `Block Centered' poseen celdas en
forma de paralelepípedo, a las cuales se les asigna una dimensión determinada y son
ubicadas espacialmente mediante la definición del tope de la celda. Este tipo de malla
realiza los distintos cálculos referenciados al centro de la celda.
Los resultados producto de este tipo de malla suelen ser más precisos que el
Corner Point en datos relacionados a los términos de acumulación.
Figura 20. Malla Block Centered
81
Definicion de esquinas o `Corner Point': Se construyen definiendo las coordenadas
X, Y, y Z de las esquinas de cada celda.
Las mallas `Corner Point' representan mejor la geometría del yacimiento, ya que
pueden toman en consideración el buzamiento y bordes del yacimiento, por ende, los
resultados producto de este tipo de malla suelen ser mas precisos que el `Block
Centered' en datos relacionados al flujo de fluidos. Sin embargo cuando el mallado es
uniforme, existen poca diferencia entre las mallas `Corner Point' y `Block Centered'.
Figura 21. Malla Corner Point
Radial
Las mallas radiales son comúnmente utilizadas para estudiar el flujo en un solo
pozo vertical, ya que representa mejor el flujo tipo radial. Para su definición se
necesita definir solamente tres (3) parámetros: radio, ángulo de división, y capas en
profundidad.
Figura 22. Malla en coordenadas cilíndrica
82
Perpendicular Bisección (PEBI)
La malla PEBI o Voronoi fue introducida a finales de los anos 90 como alternativa
para representar yacimientos altamente complejos en donde se obtenían grandes
errores producto de la resolución de las ecuaciones de diferencias finitas en esquemas
de 5 o 9 puntos.
La creación de las mallas PEBI esta basada en los diagramas de Voronoi, los
cuales establecen que un conjunto de puntos pueden dividir un plano en varias
regiones, en donde todos los puntos dentro de cada región están mas próximas al
punto generador que a cualquier otro punto del plano.
Figura 23. Malla PEBI
De esta manera, las mallas PEBI permiten distribuir los puntos del mallado
arbitrariamente, pudiéndose adaptar la misma a la geometría del yacimiento y los
patrones de flujo ahí presentes. Es así como las mallas PEBI permiten generar el
mallado en función de una falla, un pozo, y/o cualquier otro elemento no simétrico en
un modelo.
Las mallas PEBI pueden ser generados mediante la utilización de algunos
preprocesadores, tales como OFFICETM, FLOGRIDTM, y WELTESTTM de la
empresa Schlumberger.
83
La generación de este tipo de malla se realiza en 4 etapas
1.- Distribución de puntos: Los puntos se distribuyen de acuerdo al tipo global de
malla seleccionada.
2.- Triangulación y tetraedralizacion: Se realiza la construcción de una triangulación
o una tetraedralizacion valida para un determinado conjunto de puntos (creado en el
paso anterior) del tipo Delaunay.
3.- Generación de las celdas: Consiste en la generación de un mapa de agregación,
que consiste en una lista de triángulos o tetraedros que formaran los vértices de la
malla PEBI. Para considerar cuales triángulos serán agregados se siguen dos reglas
generales:
a) todos los triángulos o tetraedros cuyos nodos sean los más cercanos a una
distribución de puntos estructurada.
b) todos los triángulos o tetraedros con circumcentros cercanos unos con otros. La
cercana esta definida como la distancia entre ellos vista como una fracción y menor a
una tolerancia especificada en el programa.
4.- Cálculo de las propiedades de la celda: Para cada celda se le asigna un valor
constante de propiedad, siendo esta calculada en el centro de cada celda.
Existen diversos tipos de mallas PEBI, estando su selección sujeta a la geometría del
yacimiento en estudio, tales como: hexagonal, cilíndrica, cartesiana, híbridas, entre
otras.
84
Los tipos de mallas PEBI se muestran en la Fig. 24.
a.) Hexagonal b.) Cilíndrica c.) Cartesianas
d.) Híbrida
Figura 24. Tipos de malla PEBI
85
CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
3.1. Tipo de investigación El estudio realizado se clasificó siguiendo diversos criterios establecidos por Nilda
Chávez Alizo (1.992) [4] tal como se muestra a continuación.
Según el propósito o grado de abstracción de la investigación es de tipo aplicada, ya
que recolecta datos empíricos para formular, evaluar, y dar solución a un problema en
un período de tiempo determinado (tiempo que tardara la recolección y análisis de los
datos).
Según la evolución del estudio se clasificó como transversal, debido a que las
variables objeto de estudio se medirán en una sola oportunidad. El propósito de este
método es describir variables y analizar su incidencia e interrelación en un momento
dado.
Según la comparación de las muestras el estudio se catalogo como experimental,
ya que se modifican las variables consideradas como causa dentro de la relación
causa-efecto en un proceso de inyección continua de vapor. La investigación presenta
la manipulación de una variable no comprobada, en condiciones rigurosamente
controladas, con el fin de escribir de que modo y que causa tal parámetro.
Según el método de investigación, el estudio es explicativo estando dirigido a
responder las causas de los eventos físicos involucrados, yendo más allá de la
descripción de conceptos o el establecimiento de las relaciones entre ellos.
86
3.2. Población y muestra Población se define como la totalidad del fenómeno a estudiar, donde las unidades
de población poseen una característica común, la que se estudia y la que da origen a
los datos de la investigación. En el caso del presente estudio, la población está
definida por los yacimientos de petróleo pesado en donde es factible la aplicabilidad
de la Inyección de CO2 como método de recobro adicional de petróleo después de
haber agotado el límite económico con procesos térmicos en dichos yacimientos. La
muestra es un conjunto de ese universo o población total.
El estudio no tiene una muestra real, ya que el mismo se realizó en un modelo de
yacimiento ideal, cuya principal característica es que posee propiedades distribuidas
uniformemente a lo largo de los tres ejes, y en yacimientos con propiedades
anisotrópicas. Este tipo de yacimientos permiten representar un proceso particular, y
así evaluar su comportamiento.
El criterio para la elaboración del modelo conceptual estuvo basado en las
propiedades típicas encontradas en los yacimientos de la Faja del Orinoco en
Venezuela, información adquirida a través de distintas publicaciones y artículos
científicos.
Los resultados obtenidos en este estudio no pueden ser extrapolados estadísticamente.
3.3. Instrumentos y técnicas Los instrumentos de investigación son los medios que se utilizaron para medir el
comportamiento o atributos de las variables. Para ello se utilización la simulación
numérica computarizada a través de distintos programas.
Las técnicas de recolección de datos son las distintas formas o maneras de obtener
la información. Para la presente investigación se utilizo la observación directa.
En lo referente al análisis, se utilizaron técnicas lógicas (inducción, deducción,
análisis, y síntesis) para la interpretación de los resultados.
87
3.4. Recursos Recursos materiales
Se hizo uso de computadoras, materiales de oficina, y programas.
Entre los programas utilizados se encuentran: PVTi, ECLIPSE 300TM,
FLOWVIZTM y ECLIPSE OFFICETM, de la empresa Schlumberger, y EXCELTM
y WORDTM de la empresa Microsoft.
Recursos humanos
Se contó con el apoyo técnico de los asesores industriales de FAJA Regional
Technology
Center y personal docente de la división de postgrado de la Universidad del Zulia.
Recursos financieros
La investigación fue financiada en su totalidad por Schlumberger de Venezuela
S.A.
3.5. Documentación bibliográfica Para la realización de la documentación bibliográfica se utilizó información
procedente de diversas fuentes, entre ellas:
1- . Enciclopedias y libros relacionados a la ingeniería de yacimientos, procesos de
recuperación mejorada, procesos de recuperación térmica, inyección continua
de vapor, Simulación de yacimientos, entre otros.
2.- Información digital consultada a través de las redes de información interna de
Schlumberger.
3.- Trabajos de investigación relacionados al tema, desarrollados en diversas
universidades del país.
88
4.- Publicaciones relacionadas al tema a través del portal Web de la Society of
Petroleum Engineers (SPE).
5.- Manuales de las herramientas de los programas utilizados. De igual forma se contó con información obtenida a través de entrevistas a
personas con alta experiencia en procesos de inyección de vapor y/o simulación
numérica.
3.6. Selección del área de estudio Geográficamente el área de estudio es la Faja Petrolífera del Orinoco de
Venezuela, la cual es un extensa zona rica en petróleo, ubicada en la margen
izquierda del río Orinoco, que tiene aproximadamente 650 km de este a oeste y unos
70 km de norte a sur, para un área total de 55.314 km². Estos territorios comprenden
parte de los estados venezolanos Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro.
Las acumulaciones de hidrocaburos van desde el sureste de la ciudad de Calabozo, en
Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico.
Figura 25. Ubicación del área de estudio
89
3.7. Selección del fluido Se utilizó un modelo de fluido y propiedades roca-fluido previamente validado
proveniente de la Faja del Orinoco, el cual se considera representativo para el área en
estudio. Este fluido fue necesario caracterizarlo
3.8. Ajuste de la ecuación de estado del fluido Se caracterizó un petróleo extrapesado de 8.2º API, representativo de la Faja
Petrolífera del Orinoco, mediante una Ecuación de Estado, para representar la
variación de composición, comportamiento de fase y propiedades volumétricas que
sufre el fluido del yacimiento a partir de los cambios de presión y temperatura que se
llevan a cabo en un proceso de recuperación térmica como la inyección de vapor y
seguido por un método de recuperación terciario como la inyección de CO2.
Se empleó el módulo PVTi de ECLIPSE, para efectuar el proceso de ajuste de la
Ecuación de Estado (EDE).
El diagrama mostrado en la Figura 26, muestra las etapas que implica el proceso
de ajuste.
90
Figura 26. Etapas del ajuste de la Ecuación de Estado (EDE) del fluido del yacimiento
FLUIDO A CARACTERIZAR CARGA DE DATOS
(COMPOSICIÓN –N COMPONENTES-, PRUEBAS CCE, PRUEBA DE L IBERACIÓN
DIFERENCIAL )
AGRUPAMIENTO DE LOS N-1+ M COMPONENTES EN X
PSEUDOCOMPONENTES (X<<N)
REGRESIÓN
SELECCIÓN DE VARIABLES DE
REGRESIÓN SELECCIÓN DE PARÁMETROS PVT
REPRESENTATIVOS A AJUSTAR
AJUSTE: PROCESO DE ENSAYO-ERROR
ASIGNACIÓN DE VALORES A
VARIABLES DE REGRESION
COMPARACIÓN: VALORES OBSERVADOS VS
VALORES CALCULADOS/ TENDENCIAS
VARIACIÓN DE PESOS GLOBALES PARÁMETROS REPRESENTATIVOS
91
Los pasos para realizar el ajuste de la ecuación de estado en PVTi fueron los
siguientes:
a) Carga de Datos del Fluido: a partir del informe PVT disponible, específicamente
una muestra de fluido de cabezal, se cargó en el programa la siguiente información:
Composición del fluido del yacimiento: sus componentes y fracciones molares,
• Peso molecular de la fracción Plus
• Temperatura inicial del yacimiento.
• Presión de saturación o presión de burbuja del yacimiento
• Prueba de expansión a composición constante y la prueba de liberación
diferencial corregida por condiciones optimas de separador.
Se seleccionó como ecuación de estado la Ecuación de Peng-Robinson de tres
parámetros.
b) Agrupamiento en seudocomponentes: para este caso se efectuó el ajuste de la
EDE con 5 seudo componentes, y se bebió dejar el CO2 como componente puro.
c) Se efectuaron agrupamientos de los componentes según el comportamiento de las
curvas de los valores K o constantes de equilibrio de fase en función de la presión. Se
agruparon los componentes según la semejanza del comportamiento de sus curvas de
K con presión, verificando la tendencia a estar dentro de una u otra fase en el rango
de presiones del yacimiento y del rango posible en el cual éste se encontrará durante
el proceso de recuperación mejorada.
Ver en la tabla 7 algunas de las propiedades antes mencionadas en los 5
pseudocomponentes
92
Propiedad CO2 N2+C1 C2+ C8+ C30+
Peso Molecular 44.01 16.056 76.704 268.85 821.8
Composición Inicial (%) 1.18 17.852 2.3102 38.984 39.674
Grav. Especifica 0.777 0.42542 0.65934 0.85296 0.94446
Fracción en Peso (%) 0.11912 0.65741 0.40643 24.038 74.779
Volatilidad Vivo- Gas Vivo Vivo Vivo Muerto
Tabla 7. Propiedades de los seudo componentes del fluido
Figura 27. Envolvente de Fase
93
La constante de equilibrio de fase para un componente i define la distribución
en equilibrio de este componente entre la fase líquida y la fase de vapor, a través de
una relación sencilla entre las fracciones molares en el vapor (y) y en el liquido (x) a
una presión dada, es decir
i
ii x
yk = (3,1)
Se agruparon entre si preferencialmente aquellos que se mantengan en el rango
de presión de interés dentro de una misma fase. La Figura 28 muestra el
comportamiento típico de las curvas de valores K para un sistema multicomponente.
En el presente trabajo se definieron 5 seudocomponentes, el primero que
representa el CO2 como componente puro, el segundo que representa la fracción
volátil de C1 y Nitrógeno, el tercero que representa las fraccionas del C2 al C7, el
cuarto que representa las fracciones del C8 al C29 y el quinto que representa las
fracciones mas pesadas y con mayor grado de incertidumbre, el C30+.
Figura 28. Curvas de valores K para un sistema multicomponente
94
d) Regresión: La etapa de regresión se basa en seleccionar el juego de variables
principales (parámetros de la EDE: Ωa, Ωb, temperatura, presión, volumen crítico,
factor acéntrico, etc.) y asignar “pesos” o valores a estas variables, que permitan en
principio representar el comportamiento volumétrico del fluido, es decir el factor
volumétrico del petróleo. La densidad de líquido y la relación Gas/Petróleo en
solución, con el mínimo porcentaje de error posible entre los valores medidos
(obtenidos a partir del informe PVT) y los valores calculados por el programa y en
función de este ajuste al comportamiento real se represente de la mejor forma posible
el comportamiento de equilibrio de fases del petróleo. Esto se efectuó a partir de
procesos iterativos de ensayo y error en función de las variables y pesos asignados a
las variables. Fue necesario observar el comportamiento de los valores calculados
ante cada modificación de una variable y analizar las tendencias de las curvas
calculadas y el porcentaje de error (generalmente son aceptables errores relativos
inferiores al 5%).
e) Finalmente después de tener ajustadas las propiedades del fluido se hace la
generación del archivo de salida para la simulación térmica: una vez alcanzado el
ajuste de las propiedades volumétricas y de fase del fluido, se exportó esta
información en un archivo que debe ser incluido en la fase de simulación dinámica.
Se trata de un archivo de extensión .PVO, el cual contiene las especificaciones de las
variables que permiten construir la ecuación de estado y representar el
comportamiento del fluido ante los cambios de presión, temperatura y composición
95
3.9. Definición del modelo de yacimiento Para llevar a cabo este análisis se utilizó un yacimiento homogéneo en todas sus
propiedades y sin buzamiento, esto con la finalidad de establecer un ambiente ideal en
donde se pudiese evaluar correctamente las leyes físicas involucradas en el
desplazamiento de fluidos.
Se selecciono la malla cartesiana resuelta bajo un esquema de 5 puntos, en la cual
se definió un solo pozo inyector de vapor en el centro de la malla, con el propósito de
observar el desplazamiento del vapor y posterior el desplazamiento con CO2.
Se procedió a construir el mallado, empleando los horizontes de tope y base como
superficies conformables. Se definió el tamaño de las celdas en “x” e “y” o el
incremento, para cada caso 25 pies. Posteriormente se efectuó la discretización
vertical o definición del número de capas y celdas en la dirección “z” asignadas al
modelo, para este caso, 20 capas o celdas, distribuidas proporcionalmente de 5 pies
cada una. La malla generada se observa en la figura 29.
3.9.1. Características de la malla
Malla Cartesiana - Esquema de 5 puntos
Tipo de malla: Cartesiana
Esquema de cálculo: 5 puntos
dx = dy = 25'; dz = 20'
Celdas: 61x61x20
Total: 74420 celdas
Esta malla fue obtenida del pre-procesador PETRELTM, y vista en Floviz
96
Figura 29. Malla Cartesiana
Como última fase de la construcción de este modelo se tiene la asignación de las
propiedades al mallado. La primera es una propiedad de espesor, que permite
visualizar el mallado en sus tres dimensiones y verificar si se respetan las
discretizaciones asignadas, tanto vertical como arealmente. Luego se asignaron
valores constantes a las propiedades de porosidad, permeabilidad horizontal, relación
Kv/Kh y relación arena neta/arena bruta y corresponden a valores promedios de la
“Faja Petrolífera del Orinoco”.
Las principales características estructurales y los valores petrofísicos asignados al
modelo “Homogéneo” que se muestran a continuación:
97
3.9.2. Propiedades de la roca
• Porosidad = 28%
• Conductividad térmica de la roca = 24 Fdiapie
BTUο.*
• Capacidad calorífica de la roca = 35 Fpie
BTU°.3
• Temperatura inicial = 118 Fο
• Profundidad del tope de la arena = 2,500 pies
• Profundidad de la base de la arena = 2,600 pies
• Espesor de la arena = 100 pies
• Kv/Kh = 0.15
• NTG = 80 %
• Compresibilidad de la roca = 1510*3.2 −− lpc (obtenida a través de
mediciones de núcleo del bloque Junín )
3.9.3 Propiedades de las rocas adyacentes
• Conexiones en todo el tope y toda la base del yacimiento
• Conductividad térmica de la roca = 23 Fdiapie
BTUο.*
• Capacidad calorífica de la roca = 42 Fpie
BTU°.3
98
3.9.4. Propiedades de los fluidos
El modelo de fluido se construyó a partir del ajuste de la ecuación de estado del
fluido original del yacimiento. La información relacionada a propiedades criticas,
condiciones y propiedades de referencia, pesos moleculares, calores específicos,
compresibilidades, coeficientes de expansión térmica y factores de compresibilidad
para cada pseudocomponente, y datos requeridos para la construcción de las curvas
de valores K se suministran al simulador mediante el archivo de salida del programa
PVTi.
Fases presentes: Agua, gas y petróleo
• Saturación de petróleo = 0,83525
• Saturación de gas = 0
• Saturación de agua = 0,16475
Curvas de valores K
Para la estimación de los valores de K para cada pseudocomponente con presión y
temperatura, se emplea la correlación dada por la Ecuación 3.2.
( )
−+
= T
TA
crit
critc
eP
PTPK
1*1*372697.5
),( (3.2)
Donde T es la temperatura absoluta (ºR), P es la presión (psia), Ac es el factor
acéntrico (para cada pseudocomponente), Tcrit es la temperatura crítica de cada
pseudocomponente, Pcrit es la presión critica de cada pseudocomponente.
99
Curvas de permeabilidad relativa
Las curvas de permeabilidad relativa empleadas son representativas del área de
San Diego. Los valores de la permeabilidad relativa al agua se presentan en la Tabla
3.2, y de forma grafica en la Figura 3.7. Por su parte, los valores de la permeabilidad
relativa al gas se presentan en la Tabla 3.3, y gráficamente en la Figura 3.8.
Se establece presión capilar igual a cero en los contactos, tanto para el
agua/petróleo como para el gas/petróleo, ya que las altas permeabilidades y
porosidades de las formaciones así lo justifican.
Tabla 8. Permeabilidad relativa al agua
Sw Krw Krow Pc, psia0.20 0.000 1.000 0 0.21 0.000 0.930 0 0.25 0.003 0.627 0 0.30 0.007 0.430 0 0.35 0.012 0.320 0 0.40 0.020 0.252 0 0.45 0.035 0.194 0 0.50 0.065 0.146 0 0.55 0.110 0.106 0 0.60 0.190 0.075 0 0.65 0.288 0.050 0 0.70 0.410 0.031 0 0.75 0.558 0.018 0 0.80 0.748 0.000 0
100
Figura 30. Curvas de permeabilidad relativa al agua
Tabla 9. Permeabilidad relativa del gas
Sg Krg Krog Pc, psia 0.00 0 1 0 0.10 0 0.716 0 0.15 0.0005 0.597 0 0.20 0.0015 0.492 0 0.25 0.0030 0.400 0 0.30 0.0050 0.320 0 0.35 0.0120 0.252 0 0.40 0.0250 0.194 0 0.45 0.0500 0.146 0 0.50 0.0950 0.106 0 0.55 0.1500 0.075 0 0.60 0.2100 0.050 0 0.65 0.2900 0.031 0 0.70 0.4350 0.018 0 0.75 0.6400 0.009 0 0.80 1 0 0
0.000
0.200
0.400
0.600
0.800
1.000
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90
Sw
Kr
Krw Krow
101
Figura 31. Curvas de permeabilidad relativa del gas
Viscosidad del crudo con temperatura
Se suministran al simulador las tablas de viscosidad con temperatura para cada
fase: liviana y pesada (petróleo) de la mezcla, tablas 10 y 11 respectivamente.
La viscosidad con temperatura en la fase gas de los pseudocomponentes en estado
gaseosos se estimó a través de la correlación de Lee-González-Eakin .
El comportamiento de la viscosidad con temperatura en la fracción mas pesada, es
muy similar al de la viscosidad de la mezcla, la cual se calculo a partir de dos puntos
de viscosidad vs. temperatura medida en laboratorio y que fue extrapolada hasta
temperaturas mayores mediante la ecuación de Andrade
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90Sg
Kr
Krg krog
102
CO2 N2+C1
Temp (F) Visc (cp) Temp (F) Visc (cp)
86 0.01737 86 0.0124
140 0.01852 140 0.01324
200 0.02007 200 0.01416
300 0.02288 300 0.01562
400 0.02578 400 0.01699
500 0.02867 500 0.01829
600 0.03153 600 0.01954
Tabla 10. Viscosidad del gas vs. Temperatura
Viscosidad del Gas vs Temperatura
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (F)
Vis
cosi
dad
(cp
)
CO2
N2+C1
Figura 32. Comportamiento viscosidad del gas vs. temperatura
103
Temp (F) Viscosidad (cp)
109 6045.697
118 3657.402
120 3277.837
140 1140.728
160 424.963
180 168.392
200 70.576
220 31.132
240 14.39
260 6.943
280 3.485
300 1.813
340 0.542
360 0.309
380 0.182
400 0.109
440 0.042
460 0.027
480 0.018
500 0.012
540 0.005
560 0.004
580 0.003
600 0.002
Tabla 11. Viscosidad de la mezcla vs. temperatura
104
Viscosidad vs Temperatura
-500.000
500.000
1500.000
2500.000
3500.000
4500.000
5500.000
6500.000
0 100 200 300 400 500 600 700
Temperatura (F)
Vis
cosi
dad
(cp
)
Series1
Figura 33. Comportamiento viscosidad de la mezcla vs. temperatura
3.9.5. Presiones
• Presión Inicial del Yacimiento: 676 lpca
• Presión de saturación: 589 lpca
• Presión de Fondo Fluyente (Pozo): 350 lpca
Posteriormente se exportó la información del modelo “Homogéneo”, como dos
archivos que pueden ser incluidos en el archivo de datos principal que requiere la
herramienta de simulación dinámica, el primero, un archivo de extensión .GRDECL,
el cual contiene la información relativa a la geometría y dimensiones del mallado, y el
segundo, un archivo de texto, que contiene las propiedades del mallado.
105
3.10. Definición de las propiedades de inyección
3.10.1 Presión de inyección de vapor
Para el proceso de inyección se estableció la presión de inyección como condición
constante para todas las corridas.
Para la determinación de la presión de inyección se consideró que la misma debe
ser suficiente para permitir al vapor penetrar dentro de la formación y poder desplazar
los fluidos allí presentes.
A mayor presión, y con las demás condiciones termodinámicas constantes, la
entalpía disminuye y por ende, disminuye la cantidad de calor que transporta ese
vapor.
Considerando que la presión inicial del yacimiento es 676 lpca, se escogió una
presión de inyección de 1200 lpca (P∆ =524 lpc). A esta presión de inyección, el
vapor posee una temperatura de saturación que puede ser soportada por los cementos
y los revestidores comúnmente utilizados en la industria para los procesos térmicos.
La presión de inyección se consideró constante a lo largo de todo el proceso de
inyección de vapor.
3.10.2 Calidad del vapor en la cara de la arena
La calidad con la cual el vapor llega a la cara de la arena depende de la calidad en la
boca del pozo, las pérdidas en el pozo, la tasa de inyección, la presión de inyección y
el diámetro de la tubería. Mientras mayor sea la calidad del vapor, mayor será la
entalpía que está transportando y por ende mayor calor se estará inyectando al
yacimiento.
La calidad de vapor se escogió en base a estudios previos de inyección de vapor
continua realizados en el área de interés, en los cuales se hicieron diferentes
sensibilidades de tasas de inyección, a partir de la cual se obtuvo un valor de
calidad óptimo de 0.75, razón por la cual se considere este valor de calidad apropiado
para nuestro estudio.
106
3.10.3. Tasa de inyección
La tasa inyección es uno de los parámetros mas importantes en un estudio de
inyección de vapor, ya que determina la cantidad de vapor que deberá ser generada
para lograr un buen barrido del área. La misma se estableció en 2000 barriles de agua
por día.
107
3.11. Estudio de la Inyección Continua de Vapor con pozos horizontales
3.11.1. Arreglo de Pozos
Esta parte del estudio consiste en evaluar un proceso de inyección continua de
vapor bajo un arreglo de 5 pozos horizontales invertidos (punta-talón), y el pozo
inyector vertical ubicado en el centro del arreglo de 53 acres, con un POES de
7.600.000 barriles normales de petróleo. Cada pozo horizontal tiene una longitud de
825 pies aproximadamente con un espaciamiento entre pozo y pozo de 75 pies. La
figura 34 muestra el esquema del arreglo
La inyección de vapor se realizó a través del pozo vertical completado en toda la
sección del estrato (de la capa 1 a la capa 20), a su vez, los pozos horizontales fueron
completados en la capa 18 del eje z, correspondiente a una profundidad de 2590 pies.
Como el arreglo es geométrico la distribución de propiedades es homogénea y no
posee buzamiento, entonces el vapor se distribuye simétricamente en dicho arreglo.
Figura 34. Modelo de Inyección con 4 Pozos productores horizontales y un pozo inyector
central (5 pozos)
108
Tomadas estas consideraciones, se definió dentro del modelo una región de fluidos
en el área dentro del cuadrado (elemento de simetría) con las mismas características
del resto del modelo. Posteriormente se obtuvieron del simulador los datos referentes
al petróleo en sitio promedio de la región y así determinar adecuadamente el efecto
del desplazamiento en la recuperación de petróleo dentro del arreglo.
El estudio se realizó dentro de una malla de 53 acres de modo de no limitar el flujo
normal del pozo y considerar que el arreglo se implementará en un campo bajo un
esquema masivo con los arreglos dispuestos al lado del otro, tal como lo muestra la
Fig. 35
Figura 35. Esquema masivo de arreglos de 5 pozos
Los principales parámetros utilizados para cuantificar la efectividad del proceso
fueron: el tiempo, la relación vapor-petróleo y el factor de recobro, siendo estos los de
mayor relevancia para la comparación de proyectos de inyección de vapor.
109
3.11.2. Parámetros utilizados para el análisis del proceso
Tiempo de estudio
El caso de inyección de vapor fue evaluado en un periodo de 5110 días (14 años),
y el mismo se considero en base a la relación vapor petróleo.
Relación Vapor-Petróleo o Steam Oil Ratio (SOR)
La relación de vapor - petróleo igual a cuatro (4), valor comúnmente utilizado en
las operaciones de inyección de vapor dentro del país. Se tomará como límite
económico del proceso de inyección de vapor.
Factor de recobro
Para la determinación del factor de recobro se calcularon los cambios de
volúmenes de petróleo en la región utilizando la siguiente ecuación:
Voi
VofVoiFr
−= (3,2)
Donde:
Fr es el factor de recobro
Voi es el volumen de petróleo al tiempo inicial
Vof es el volumen de petróleo al tiempo final
Petróleo neto para la venta
El petróleo neto para la venta es el petróleo producido menos el petróleo utilizado
como combustible para la generación del vapor.
Para el cálculo del petróleo neto se realizan los siguientes pasos:
1. Cálculo de la entalpía de entrada al generador: Calculado mediante la ecuación 3.3:
)32( −= TCwHw (3.3)
Donde:
110
Hw es el calor sensible al agua
Cw es el calor específico del agua
T es la temperatura del agua
2. Cálculo de la entalpía a la salida del generador: Para el cálculo de la entalpía en la
salida se estima un vapor húmedo con calidad de 90%. Esta consideración se realiza
ya que en las operaciones de generación de vapor en la industria del petróleo rara vez
el vapor que sale de la caldera se encuentra en estado sobrecalentado. Esto se debe a
que en la mayoría de las calderas utilizadas para la generación de vapor en campo se
utiliza agua con pequeñas concentraciones de sales, y si las sales se dejan precipitar
se forman incrustaciones. Por el contrario, si se deja una cantidad de agua libre en la
generación del vapor, esta llevara consigo las sales y evitará las incrustaciones.
Para el cálculo de la entalpía a la salida se utiliza las ecuaciones 3.4 y 3.5:
LvXHwHws .== (3.4)
LvXTsCwHws .)32( +−= (3.5)
Donde:
Hws es el calor total o la entalpía del vapor húmedo.
Hw es el calor sensible del agua saturada.
X es la calidad del vapor húmedo.
Lv es el calor del vapor o calor latente de vaporización.
Ts es la temperatura de saturación del agua.
Cw es el calor específico del agua.
3. Energía necesaria para calentar el agua hasta las condiciones deseadas: Calculado
mediante la ecuación 3.6:
ENTRADASALIDA EntalpiaEntalpiaHw −= (3.6)
111
4. Petróleo utilizado como combustible para generar vapor:
El valor calorífico bruto del petróleo pesado es aproximadamente 18.500
lbBTU / [14]. Con el valor calorífico, y la densidad del petróleo, es posible la
determinación de la energía por cada barril de crudo que es liberada en un proceso de
combustión.
De esta manera, con el valor calorífico es posible determinar la cantidad de
petróleo que debe ser quemada para proporcionar una cantidad de energía a un
sistema.
3.12. Cantidad de CO2 producida a partir del proceso de combustión de la planta de generación de vapor
3.12.1. Capacidad de la planta generadora de vapor
De acuerdo al número de pozos, distancia entre pozos, inyectividad, presión de
yacimiento, etc., las plantas de vapor se diseñan para producir vapor saturado a las
presiones requeridas. Desde la planta de generación, el vapor es transportado a los
pozos mediante líneas de distribución.
En principio se envía agua hacia la plantas de generación de vapor, la cual pasa a
través de un sistema de tratamiento constituido por filtros de grava y suavizadores
para con ello reducir las impurezas no deseadas (Fig. 3.13). Dentro de los elementos
no deseados se mencionan: materia orgánica, sólidos en suspensión los cuales son
retenidos en los filtros de grava. De igual forma, la dureza a la cual es eliminado, en
los suavizadores de intercambio iónico.
Los generadores de vapor son todos en su mayoría de tipo serpentín y funcionan
según el principio de circulación forzada de un solo paso. El diseño incluye
generalmente un economizador integral y superficies de calentamiento dispuestos en
forma de un nido de serpentines de tubos helicoidales concéntricos dentro de un casco
de aire de doble pared.
La capacidad de generación es transportada a través de las redes de distribución de
vapor a los distintos pozos.
112
Figura 36. Esquema típico de una planta de generación de vapor
Específicamente para el proceso de inyección de vapor se considero una planta
generadora de vapor con capacidad a 10,000 dia
Ton, destinada para la inyección en el
arreglo de 5 pozos del modelo anteriormente definido.
Para establecer la capacidad de la planta antes mencionada, se visito y se tomo
como referencia la planta generadora de vapor Tía Juana E-4 perteneciente a la
unidad de explotación Tía Juana Tierra, perteneciente a la Gerencia de PDVSA
Tecnológica Occidente.
113
3.12.2. Proceso de combustión
El vapor o el agua caliente se producen mediante la transferencia de calor en el
proceso de combustión que ocurre en el interior de la caldera, elevando de esta
manera, su presión y temperatura. El fenómeno químico que ocurre en la combustión
se expresa mediante la siguiente ecuación:
OHCOCOCH
AguaCOOxigenooMe
2224
2
22
)tan(
+→++→+
(3.7)
El metano es el combustible que al estar en contacto con el oxígeno genera el
proceso de combustión, y de donde finalmente se generan las cantidades de CO2 a
utilizar en el presente estudio.
De igual manera para cuantificar las cantidades de CO2 generadas en el proceso de
combustión, se tomo como referencia el artículo SPE Nro 117600 [5], basado en el
estudio de una planta piloto con capacidad de generación de vapor 960 dia
Ton , y que
en su proceso de combustión interna genera aproximadamente 60,000dia
Ton de CO2.
Extendiendo estos cálculos al presente estudio, se tiene entonces que en una
planta con capacidad de 10,000 dia
Ton de vapor se generan por combustión un
equivalente a 1713 dia
Tonde CO2.
Realizando las conversiones respectivas, se obtiene entonces que:
2/000.000.2930
4,2244
/1713000000diaCOpcn
ltr
pcnx
grmol
ltrx
grmol
grdiagr =
Siendo esta la cantidad de CO2 generada durante el proceso de combustión en
nuestra planta de vapor y que extrapolado a todo el periodo de inyección de vapor
se multiplicara por el número de años correspondientes. Tal efecto hace énfasis en
una emisión de CO2 considerable si asumimos que para el momento existirá mas de
una planta generadora de vapor en el área y por tal motivo nos vemos obligados (y es
la razón principal de este estudio) a buscar una alternativa para manejar tales
emisiones de CO2. Por esta razón se hará énfasis en las regulaciones ambientales y su
114
importancia en la toma de decisiones en futuros proyectos, tales como la utilización
mediante secuestro de este gas de efecto invernadero tanto para procesos de
recuperación terciaria o mejorada, así como para almacenamiento para usos futuros.
115
3.13. Regulaciones ambientales internacionales sobre las emisiones de CO2 Esta parte del proyecto es de suma importancia y forma parte del alcance del
mismo, en base a cálculos obtenidos previamente sobre las emisiones de CO2 que se
arrojan a la atmósfera y que son altamente perjudiciales. Para explicar esto se puede
comenzar informando que el calentamiento global es un fenómeno inducido por las
emisiones de gases que se almacenan por un tiempo muy prolongado en la parte alta
de la atmósfera, la cual tiene la propiedad de absorber la radiación de tipo infrarroja y
eso hace que se caliente el planeta en general. Algunos lo confunden con el llamado
"efecto invernadero" lo cual es un error, ya que este efecto es natural del planeta y se
debe a la presencia del vapor de agua en la atmósfera, y que permite una temperatura
aceptable para la subsistencia de los ecosistemas. El problema del calentamiento
global surge a raíz de la revolución industrial cuando comienza a hacerse un uso cada
vez mayor de los llamados combustibles fósiles generadores de dióxido de carbono
(CO2), metano y óxido nitroso, intensificando el efecto invernadero. El cambio
climático se deriva entonces de toda la alteración de los fenómenos atmosféricos
derivados del calentamiento global, como los son el exceso de precipitaciones, los
huracanes, la sequía de los suelos, y muchos más.
En 1992, la preocupación de la comunidad internacional por el cambio climático
dio lugar a la creación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el
Cambio Climático (CMCC). El objetivo fundamental de la Convención es la
“estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera
a un nivel que impida una interferencia antropógena peligrosa en el sistema
climático”. Desde esa perspectiva, reconsidera un mundo con emisiones de CO2
limitadas, de conformidad con la meta internacional de estabilizar las concentraciones
atmosféricas de gases de efecto invernadero mediante la captura y almacenamiento de
CO2 (CAC).
La mayor parte de los escenarios del uso de energía mundial prevé un aumento
sustancial de las emisiones de CO2 a lo largo de este siglo si no se adoptan medidas
específicas para mitigar el cambio climático. Asimismo, sugieren que el suministro de
116
energía primaria seguirá estando dominado por los combustibles fósiles hasta, al
menos, mediados de siglo La magnitud de la reducción de emisiones necesaria para
estabilizar la concentración atmosférica de CO2 dependerá tanto del nivel de las
emisiones futuras, como del objetivo perseguido para la concentración de CO2 a largo
plazo: cuanto más bajo sea el objetivo de estabilización y más altas sean las emisiones
de la línea de base, mayor será la reducción necesaria de emisiones de CO2. El tercer
informe de evaluación (TIE) del IPCC establece que, según el escenario que se
considere, a lo largo de este siglo habría que evitar las emisiones acumulativas de
cientos, o incluso miles, de gigatoneladas de CO2 para estabilizar la concentración de
CO2 a un nivel de entre 450 y 750 ppm. A raíz de ello ya desde hace un tiempo se
están estudiando y de hecho aplicando los modelos donde las opciones tecnológicas
conocidas podrían permitir alcanzar muy diversos niveles de estabilización del CO2
atmosférico”, pero que “ninguna opción tecnológica podrá lograr por sí sola las
reducciones necesarias de emisiones”. Más bien, se necesitará una combinación de
medidas de mitigación para lograr la estabilización. Para que estas opciones
tecnológicas puedan aplicarse para no sólo la estabilización del CO2 en la atmósfera
sino para el negocio en si, “se deberán introducir cambios socioeconómicos e
institucionales conexos”.
3.13.1. Protocolo de Kyoto
A raíz de la preocupación mundial por las alteraciones climáticas debido al
calentamiento global, los gobiernos acordaron en 1997 el Protocolo de Kyoto del
Convenio Marco sobre Cambio Climático de la ONU (UNFCCC). El acuerdo entró
en vigor el pasado 16 de febrero de 2005, sólo después de que 55 naciones que suman
el 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero lo han ratificado. En la
actualidad 166 países, lo han ratificado.
El objetivo del Protocolo de Kyoto es conseguir reducir un 5,2% las emisiones de
gases de efecto invernadero globales para el período 2008-2012. Este es el único
mecanismo internacional para empezar a hacer frente al cambio climático y
minimizar sus impactos. Para ello contiene objetivos legalmente obligatorios para que
los países industrializados reduzcan las emisiones de los 6 gases de efecto
117
invernadero de origen humano. Dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido
nitroso (N2O), además de tres gases industriales fluorados: hidrofluorocarbonos
(HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6).
Figura 37. Emisiones de CO2 provenientes de la industria energética
3.13.2. Papel de Venezuela en el control de las emisiones de CO2
Debido a que Venezuela es uno de los países con mayor actividad en la industria
del petróleo y el gas desde hace más 80 años, también es uno de los países de
Latinoamérica con mayor emisión de gases tales como el CO2 proveniente de la
actividad petrolera y gasífera, igualmente con las mayores reservas de crudos
pesados y extrapesados del mundo, en un futuro no muy lejano se implementaran en
forma masiva proyectos como el que se evalúa actualmente. Esto ha creado gran
conciencia ambiental, por lo que en Noviembre del 2004 Venezuela decidió
adherirse al Protocolo de Kyoto. Para combatir los efectos de cambio climático y
para reducir el impacto ecológico que generan las distintas actividades económicas
del país y lograr un cambio favorable en el patrón de consumo de la población, es
imperativo emprender una campaña que genere conciencia acerca del uso racional de
los recursos y la materia prima.
118
Figura 38. Emisiones de CO2 en países de Latinoamérica (hasta 2005)
En este orden se plantean soluciones concretas en la industria tales como:
Secuestro o captación del CO2
Almacenamiento de CO2 ya sea en yacimientos de petróleo o gas depletados
Inyección de CO2 como método de recuperación mejorada de petróleo y gas.
Específicamente la Faja Petrolífera del Orinoco es la mayor reserva en el mundo
(conocida) de crudos pesados y extrapesados, y para su explotación se necesitará
implementar métodos de recuperación en su mayoría térmicos, los cuales generarán
mayores emisiones de contaminantes a la atmósfera. En esta premisa se basa el
presente estudio, donde se plantea una opción que además de prevenir la
contaminación generada por procesos típicos de la industria, ayuda a la recuperación
adicional de petróleo en nuestros yacimientos.
119
Figura 39. Métodos para almacenar CO2 en formaciones geológicas subterráneas
En la figura anterior se muestran diferentes formas de utilizar el CO2 para
almacenamiento geológico e inyección en yacimientos de petróleo y gas.
120
3.14. Premisas establecidas en la aplicación de cambio de método de recuperación Luego de realizar el proceso de inyección de vapor durante el periodo establecido
hasta alcanzar la Relación Vapor Petróleo de 4, se procedió a comenzar el proceso de
Inyección de CO2 bajo las siguientes premisas:
1. La inyección de CO2 se realizará en el mismo esquema de arreglo utilizado para la
inyección de vapor, por lo que el pozo inyector y los pozos productores desde el
inicio están completado especialmente y adaptados a ambientes hostiles (altas
temperaturas, corrosión- CO2).
2. Previo al comienzo de la inyección de CO2, se cerrarán los pozos productores y el
pozo inyector de vapor por un período correspondiente al tiempo de preparación para
aplicar el nuevo método.
3. Debido a que se está trabajando en un arreglo perteneciente a sistema masivo, ya
se tienen en situ las facilidades de superficie tales como:
Plantas generadoras de vapor con capacidad aproximada de 10000 toneladas
por día, de donde provendrá el vapor/día necesario para nuestro estudio.
Planta de separación para el manejo del CO2 que se producirá junto con el
petróleo producido mediante este proceso y que será reinyectado al yacimiento.
Facilidades adaptadas para la compresión e inyección del CO2.
4. El CO2 a inyectar es puro totalmente (no hay contenido de contaminantes, sales,
ni hidrocarburo presentes en el mismo).
5. El CO2 es proveniente del proceso de combustión llevado a cabo durante la
generación de vapor de la planta generadora de vapor colocada en sitio.
121
3.15. Estudio de la Inyección de CO2 en pozos horizontales después de un proceso de Inyección Continua de Vapor Antes de definir las propiedades de inyección de CO2, es importante señalar que se
tomarán como condiciones base para este proceso las condiciones finales del proceso
de inyección de vapor, entre las cuales se tienen:
Condiciones de yacimiento
Presión del yacimiento: 355 lpc
Temperatura del yacimiento: 400 F°
Condiciones de los fluidos
Saturación de petróleo: 0.42
Saturación de agua: 0.23
Saturación de gas: 0.35
Viscosidad: 2.19 cp
Composición del fluido:
Este parámetro es de vital importancia ya que a partir de la composición que tiene el
fluido al momento de finalizar el proceso de inyección continua de vapor, y a
condiciones de presión y temperatura, se estudiará mediante las envolventes de fases
si existe solubilidad del CO2 en el fluido a tales condiciones. Esto se realizará
comparando las envolventes de fase del caso base con las envolventes de fase
sumando distintos porcentajes de CO2 a la mezcla.
Propiedad CO2 N2+C1 C2-7 C8-29 C37+
Peso Molecular 44.01 16.056 76.704 268.85 821.8
Composición (Final ICV) (%) 0 7.777 1.731 30.501 59.999
Tabla 12. Composición del fluido al final del proceso de inyección de vapor
122
3.16. Determinación de la miscibilidad del CO2 a partir de las condiciones finales del proceso de inyección de vapor.
Dependiendo de la composición y condiciones del fluido y del yacimiento, el
proceso es miscible o inmiscible. Aunque el CO2 no es miscible con muchos
petróleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a
medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adición al desarrollo de la
miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la recuperación de petróleo al reducir
la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del reservorio se hinche.
Generalmente la mínima presión de miscibilidad (MMP) es el punto de referencia
para conocer si el CO2 será miscible en el petróleo o no.
Por debajo de la MMP no existe miscibilidad del CO2 en el petróleo y por arriba
de la presión de miscibilidad si existirá miscibilidad del CO2 en el petróleo.
Existen diversas formas de calcular la MMP: correlaciones, modelos matemáticos,
entre otros, pero la mejor y mas exacta forma para su determinación es mediante la
prueba de laboratorio “Slim-Tube Tests” donde en un tubo de ¼ de plg (OD) y 40 cm
de longitud generalmente de acero inoxidable a la que se le coloca una muestra de
arena saturada con crudo a temperatura constante y a la cual se inyecta CO2 a
diferentes presiones (controladas por un regulador) y el cual se mide el
desplazamiento del petróleo, siendo MMP el punto de presión donde el
desplazamiento llega a ser constante.
Para este estudio en particular se calculó la MMP a las condiciones finales del
proceso de inyección de vapor con la herramienta PVTi, donde se ingreso la
composición del fluido, y la temperatura de referencia.
A partir de ello, se obtuvo entonces un reporte con e valor de la MMP a cada
punto de temperatura; en base a estos resultados se determino que las condiciones a la
que se efectuó el presente estudio estaban muy por debajo de la MMP, por lo que se
valido entonces que se estaba trabajando con un desplazamiento no miscible del CO2,
123
3.17. Definición de las propiedades de inyección de CO2
3.17.1 Presión inicial de inyección del CO2
Es importante señalar que antes de establecer el valor inicial tanto de la presión de
inyección de CO2, así como de los demás parámetros durante este proceso, se hizo
una revisión bibliográfica de diferentes estudios de inyección de CO2 llevados a cabo
en otras partes del mundo. Particularmente se tomo como referencia el proyecto San
Andrés, Denver Unit, en su artículo de la SPE [6].
Considerando que la presión del yacimiento para el momento de iniciar la
inyección era muy baja debido al largo periodo de producción, se escogió una presión
de inyección inicial de 600 lpca, manteniendo un diferencial de presión (P∆ ) de 145
lpca.
3.17.2. Condiciones del CO2 a la salida de la planta de compresión
Para efecto de la inyección, el CO2 a la salida de la planta de compresión será
inyectado con las siguientes características:
• Temperatura de inyección: 120 F°
• Presión a la salida de la planta compresora: 800 lpc
• Entalpía: 400 lbBTU /
3.17.3. Tasa de inyección del CO2
La tasa de inyección de CO2 fue establecida en 2millones de diapcn/ , siendo esta
cantidad constante a lo largo de todo el proceso de inyección. Esta cantidad resulta
proveniente de la planta de generación de vapor instalada en el campo al cual
pertenece nuestro arreglo.
124
3.18. Sensibilidad de los parámetros
Para entender cuáles son los efectos más importantes de la inyección de CO2 es
necesario identificar y entender el efecto de ciertos parámetros durante este proceso.
Los principales parámetros considerados para sensibilizar en este proceso fueron los
siguientes:
Caso 1: con presión de inyección de 600 lpc (caso base)
1. Inyectando CO2 inmediatamente al culminar el proceso de inyección de
vapor.
2. Presurizando el yacimiento con CO2 y abriendo pozos a producción después
de 6 meses.
3. Presurizando el yacimiento con CO2 y abrir pozos a producción después de
12 meses.
Caso 2: con presión de inyección de 800 lpc
1. Inyectando CO2 inmediatamente al culminar el proceso de inyección de
vapor.
2. Presurizando el yacimiento con CO2 y abriendo pozos a producción después
de 6 meses.
3. Presurizando el yacimiento con CO2 y abrir pozos a producción después de
12 meses.
Caso 3: con presión de inyección de 1000 lpc
1. Inyectando CO2 inmediatamente al culminar el proceso de inyección de
vapor.
2. Presurizando el yacimiento con CO2 y abriendo pozos a producción después
de 6 meses.
3. Presurizando el yacimiento con CO2 y abrir pozos a producción después de
12 meses.
125
Cada sensibilidad se realizó igualmente en el simulador ECLIPSE 300, para un
período de 6 años con el objetivo de determinar el mejor caso basado en el mayor
factor de recobro obtenido.
Una vez conocido el mejor caso, para el mismo se verificó si había evidencia de
algún porcentaje de solubilidad del CO2 en el crudo mediante:
1. Verificación de la composición de dicho caso
2. Inclusión de diferentes porcentajes de CO2 al caso base (composición al final
de la inyección de vapor) verificando su variación con cada porcentaje.
3. Evaluando la variación de las envolventes de fases a diferentes etapas de
inyección de CO2
3.19. Análisis de efectividad del proceso
Después de hacer el análisis para saber si existe o no algún tipo de solubilidad en el
presente proceso, se procedió a realizar la comparación de los factores de recobro e
incremento de producción tanto con el proceso de inyección de vapor así como con la
producción en frío y poder hacer obtener una idea general de la efectividad de este
proceso.
3.20. Descripción de las herramientas utilizadas
PETREL: esta es una herramienta computacional integrada que combina a través de
módulos, los campos de la geofísica, la geología y la ingeniería de yacimientos. El
flujo de trabajo dentro de PETREL ® constituye la solución completa desde la
sísmica hasta la simulación, disminuyendo las limitaciones de flujo de información
que existían entre las distintas disciplinas técnicas.
En general, PETREL® es una solución computacional para: interpretación sísmica
2D y 3D, generación y extracción de volúmenes sísmicos, generación de mapas de
atributos sísmicos, modelado estructural, conversión de escalas de tiempo a
profundidad, modelaje de velocidad, correlación de pozos, construcción de mapas y
graficación de datos, escalado de registros de pozos, análisis de datos, modelado de
facies, modelado petrofísico, cálculos de volumen, análisis de sellos por fallas, diseño
126
de mallas de simulación, escalamiento, pre y post-procesamiento de simulaciones de
yacimiento, manejo de casos y simulación de yacimientos, ajuste de la historia de
producción, diseño de pozos y análisis de incertidumbre.
PVTi: es un programa composicional basado en Ecuaciones de Estado, usado para
caracterizar mezclas de fluidos a ser empleadas en el simulador ECLIPSE para
generar y analizar datos basados en medidas de presión, volumen y temperatura
realizadas sobre mezclas de hidrocarburos en el laboratorio. Permite obtener un
modelo físico realista del fluido del yacimiento, para simulaciones composicionales y
térmicas. Puede ser utilizado para simular experimentos que han sido realizados en el
laboratorio sobre muestras de fluidos. En líneas generales, permite caracterizar el
fluido para la descripción de fase y volumétrica. Incorpora automáticamente una
amplia gama de modelos de EDE y facilidades de agrupamiento del fluido en
pseudocomponentes y posterior proceso de ajuste mediante regresión (la selección de
los parámetros de influencia es hecha por el usuario), conservando las propiedades
del fluido del yacimiento. Permite visualizar gráficamente los diferentes pasos del
proceso, y las progresivas iteraciones en el proceso de regresión y genera archivos de
entrada para los simuladores de ECLIPSE [36].
ECLIPSE 300: es un simulador composicional con ecuaciones de estado cúbicas.
Dentro de las opciones de este simulador se encuentra la opción térmica. Usando la
opción térmica del simulador ECLIPSE 300 se pueden simular varios tipos de
procesos de recuperación térmica: procesos que involucren la inyección de vapor,
inyección de fluidos calientes o gas, calentadores de fondo, combustión, entre otros.
El simulador ha sido diseñado para manejar altas presiones (1-1000 bar) y altas
temperaturas (1-1500 ºF).
127
CAPITULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
4.1. Ajuste de la Ecuación de Estado del Fluido Se caracterizó un petróleo extrapesado del área de San Diego. Se seleccionó la
Ecuación de Estado de Peng-Robinson de tres parámetros, pues la inclusión del
Coeficiente de Traslación de Volumen (tercer parámetro) permite mejores
estimaciones del comportamiento de líquido en el ajuste.
Se llevó a cabo un agrupamiento de los componentes del fluido, de un total inicial
de 35 componentes a cinco seudocomponentes, empleando el criterio de los valores
de K o Constantes de Equilibrio (Sección 3). En la figura 40 se muestra la
caracterización de los dos seudocomponentes resultantes del agrupamiento.
128
Figura 40. Caracterización de los seudocomponentes de la mezcla
El primer seudocomponente CO2 es puro, el segundo pseudocomponente es
N2+C1, siendo ambos seudocomponentes considerados como la fracción liviana de la
mezcla mientras que los seudocomponentes C2-C7+, C8-C29+ y C30+ agrupan tanto las
fracciones medianas como pesadas, incluyendo la fracción plus. El número de
seudocomponentes finales estuvo determinado por el tiempo de cómputo y estabilidad
numérica mostrada en simulaciones efectuadas en estudios previos.
Los resultados del proceso de regresión y ajuste de la EDE a partir de cinco
seudocomponentes se muestran a continuación.
Se logró un ajuste de la presión de burbuja del fluido del yacimiento, con un error
porcentual de solo un 0.009 por ciento y se observó su ajuste en la envolvente de
fases, tal como se muestra en la figura 41.
Tal como puede verse en la Figura la curva experimental presenta una
concavidad hacia abajo en las cercanías del punto de burbuja, lo que sugiere un
comportamiento de crudo espumante
129
Figura 41. Envolvente de fase composición inicial de la mezcla
Se logró un porcentaje de error promedio de 0.4 para la densidad de líquido.
Para el factor volumétrico del petróleo se obtuvo 0.75 por ciento de error promedio,
con mayor desviación de tendencia para presiones menores a la presión de burbuja.
Para la relación Gas/Petróleo en solución el porcentaje de error fue de sólo 0.35 por
ciento para presiones mayores o iguales a la presión de burbuja.
130
Figura 42. Ajuste de la densidad de líquido del fluido
De igual forma, la densidad medida es inferior a la calculada para presiones
menores a la de burbuja. Se nota así que la liberación del gas o los componentes
volátiles determinan el incremento de densidad para presiones menores que la presión
de burbuja y el factor volumétrico del petróleo muestra una convexidad algo
pronunciada en este rango de presiones, haciendo que el encogimiento del crudo por
liberación del gas en solución sea mas “lento” o menos pronunciado que en un crudo
convencional.
Se plantea entonces un fenómeno de retención del gas que debería salir de
solución, y esto sólo puede ser explicado hasta ahora a través del fenómeno de crudo
pesado espumante o “foamy oil” el cual se fundamenta en que el petróleo atrapa el
gas liberado de solución a la presión de burbujeo, ya que los efectos de las fuerzas
viscosas son significativos en el control del crecimiento y evolución de las burbujas,
porque la expansión de la fase gaseosa por difusión dentro de las burbujas existentes
de gas no logra superar la resistencia causada por el petróleo viscoso alrededor.
131
Figura 43. Ajuste del factor volumétrico del petróleo
Figura 44. Ajuste de la Relación Gas-Petróleo en solución
132
Se observa que las mayores desviaciones o diferencias entre los valores medidos y
calculados surgen a presiones menores que la presión de burbuja del yacimiento. Y es
importante para la compresión de este comportamiento en la relación Gas/ Petróleo en
Solución: donde la curva calculada se encuentra por debajo de todos los puntos
experimentales, el estimado prevé que un mayor volumen de gas salga de solución
para cada paso o caída de presión, que el que muestra el crudo a partir de la prueba de
liberación corregida a condiciones de separador
Figura 45. Ajuste de la viscosidad del líquido por presión
En cuanto al ajuste de la viscosidad del líquido por presión, se logró un porcentaje
de error bastante bajo (0.25 %) y nuevamente fue mejor ajustado en presiones
mayores a la presión de burbuja.
133
Figura 46. Ajuste de la Viscosidad del gas por presión
En cuanto a la viscosidad del gas para la prueba no se contó con suficientes
valores medidos para poder comparar valores sobre la presión de burbuja
134
4.2. Creación del modelo homogéneo Luego de ajustar la ecuación de estado, se procedió exportar el archivo (.pvo)
desde la aplicación PVTi con las propiedades del fluido. De igual manera se exportó
desde PETREL el archivo (.grdecl) con las propiedades del yacimiento. Ambos casos
se exportaron a la aplicación ECLIPSE 300 parea crear el modelo térmico con todas
las condiciones ajustadas tanto para el fluido como para el yacimiento. De igual
manera se realizo el arreglo de los pozos en la misma aplicación ECLIPSE 300.
Figura 47. Malla homogénea
135
Figura 48. Arreglo de Pozos
Figura 49. Sección transversal del modelo con pozos
136
En la sección transversal de la figura 49, se puede observar como varía la
profundidad del yacimiento a lo largo de sus diez capas.
Para definir el mallado que se utilizó en el estudio, se analizaron cualitativamente
los resultados del desplazamiento del vapor a través de un yacimiento homogéneo, a
las mejores condiciones obtenidas en estudios previos de inyección continua de vapor
realizadas en yacimientos con características similares.
4.3 Simulación Dinámica
Petróleo Original En Situ (POES)
A partir de la inicialización del modelo de simulación se determinó que el Petróleo
Original En Sitio (POES) del modelo de yacimiento homogéneo de 53 acres es de
7.600.000 barriles.
Condiciones del yacimiento
Tabla 13. . Condiciones del yacimiento durante la inyección de vapor
Es importante mencionar que todo el proceso de inyección de vapor se realizó
bajo las condiciones anteriormente mencionadas
Tasa de Inyección de Vapor, BN agua/día 2000 Profundidad de la sección horizontal de los pozos (sobre la base de la arena), pies
10
Longitud de la sección horizontal de los pozos, pies 825
Presión de fondo fluyente, lpca 300
137
4.3.1. Desplazamientos y saturaciones de los fluidos durante el periodo de inyección
de vapor
Se pudo observar como dentro del modelo homogéneo el vapor se desplazó
preferencialmente en las direcciones `x' y `y’. De igual manera la zona de vapor
representa el vapor que está siendo inyectado a la formación. En las inmediaciones
del pozo inyector la saturación de vapor es máxima. Sin embargo por efecto de
densidades el vapor trata de subir al tope de la formación, pero una vez que la
presión de yacimiento alcanza la presión de burbuja a la temperatura incrementada
por el vapor, el gas comienza a liberarse y debido a la diferencia de densidades entre
el vapor y gas liberado, el gas se posicionará por encima del vapor formando la zona
de gas liberado.
Figura 50. Saturación inicial de gas
138
Figura 51. Saturación final de gas
La figura 51 muestra en color naranja las zonas de mayor saturación de gas y
vapor. El gas es liberado por el aumento de la temperatura, la disminución de la
presión, y por efecto del equilibrio termodinámico. El mismo se desplaza hasta la
parte superior de la formación.
Debajo de la zona de vapor se encuentra el petróleo que ha sido calentado y el
agua caliente que ha condensado por efecto del cambio de temperatura. Al final del
proceso la saturación de gas llega a alcanzar un 50%.
139
Figura 52. Saturación inicial de agua
Figura 53.. Saturación final de agua
140
En la Fig. 53 se observa en azul oscuro las zonas con mayor saturación de agua, en
donde se puede apreciar la zona de agua caliente condensada. De esta manera, por
efecto
de diferencias de densidades el vapor se ubica por debajo del gas liberado.
La saturación inicial de agua es 16 %, y al final de la inyección de vapor alcanza
un valor aproximado de 30% al final del proceso de inyección de vapor.
Figura 54. Saturación inicial de petróleo
La saturación inicial de petróleo en el yacimiento es de 80%, y al finalizar la
inyección de vapor se observó una saturación de petróleo de 20 %, debido al efecto
de disminución de viscosidad y por el desplazamiento del petróleo originado por el
frente de vapor
141
Figura 55. Saturación final de petróleo
Finalmente se encuentra la zona de petróleo que no ha sido influenciada por el
vapor, debido a que el mismo tiende a subir. Esta zona puede ser visualizada en la
Fig 55 en donde se puede observar una saturación de petróleo no influenciada por el
vapor.
4.3.2. Mecanismos Los mecanismos involucrados en el proceso de inyección continua de vapor con
pozos horizontales son prácticamente los mismos que en la inyección continua de
vapor convencional. Los mecanismos predominantes en el proceso son los siguientes:
1. Disminución de la viscosidad con el aumento de temperatura del fluido
2. Desplazamiento del frente de vapor y agua condensada
3. Gas en solución: El gas que se ha liberado sube al tope de la formación por
diferencial de densidades.
Como los pozos horizontales están ubicados en la base del yacimiento, el gas
permanece dentro del mismo actuando como una capa de gas que ayuda al
mantenimiento de presión y además ayudando al drenaje del petróleo hacia abajo,
142
donde están los pozos productores. De igual manera, el vapor que se está inyectando
se ubica por debajo del gas, ocasionando que se incremente el contacto del vapor con
el petróleo.
4. Cambio de los puntos críticos del vapor.
La liberación de gas en solución provoca una mezcla entre el mismo gas y el
vapor, tomando en consideración los puntos críticos de ambas sustancias, la mezcla
produce una disminución de los puntos críticos y por ende baja la curva de saturación.
Figura 56. Temperatura inicial durante la inyección de vapor
143
Figura 57. Temperatura final durante la inyección de vapor
La inyección de vapor inició con una temperatura de yacimiento de 118 F° y al
finalizar el proceso, la temperatura del yacimiento se encuentra aproximadamente en
400 F° debido al efecto del calor del frente de vapor.
En cuanto a la viscosidad, para el momento que inicia la inyección de vapor el
yacimiento tiene una viscosidad promedio de 3700 cp, pero a medida que avanza el
frente de vapor, las viscosidades en las zonas barridas llegan a bajar hasta 2.10 cp
aproximadamente.
144
Figura 58. Viscosidad inicial durante la inyección de vapor
Figura 59. Viscosidad final durante la inyección de vapor
145
4.3.3. Relación Vapor Petróleo (SOR)
Es la relación entre el volumen de agua convertida a vapor utilizada para producir
una cantidad dada de petróleo, dividido entre la producción neta de petróleo.
El límite del SOR lo fija la empresa operadora que este llevando a cabo el
proyecto, en función del costo de extracción del petróleo y del precio actual del crudo
y el esperado para el futuro.
El límite económico para el proceso de inyección de vapor fue basado en la
relación vapor petróleo igual a 4. Esta relación se alcanzó a los 14 años de producción
como puede verse en la figura 60, siendo este el tiempo estimado para el proceso de
inyección de vapor.
Figura 60. Relación vapor petróleo durante el periodo de inyección de vapor
146
4.4. Análisis de efectividad del proceso de inyección de vapor
Para cuantificar la ganancia, en términos de factor de recobro, que se obtiene al
implementar la inyección continua de vapor, el proceso fue comparado con la
producción sin estimulación térmica (en frío) para el periodo establecido en 14 años.
Figura 61. Factor de recobro de producción en frío y con inyección de vapor vs. tiempo
Como lo muestra la figura 61 durante la producción en frío se llegó a obtener un
factor de recobro máximo de 7.5 %.
Por otra parte con la inyección continua de vapor se logró un factor de recobro
del 50 %, obviamente muy por encima del resultado obtenido con la producción en
frío, concluyendo entonces que la inyección continua de vapor representa una
solución a lo que refiere a la producción de crudos pesados gracias a sus grandes
ventajas en:
1. Disminución de la viscosidad con el aumento de temperatura del fluido
2. Desplazamiento del frente de vapor y agua condensada
3. Gas en solución: El gas que se ha liberado sube al tope de la formación por
diferencial de densidades.
Factor de Recobro - Comparacion Produccion en Frio vs Inyeccion de Vapor
0
10
20
30
40
50
60
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Tiempo (años)
Fac
tor
de R
ecob
ro (
%)
FR Produccion en Frio FR Inyeccion de Vapor
147
Para el momento en el cual terminó el proceso de inyección de vapor, se tenía una
producción acumulada de 3.857.242 barriles de petróleo, quedando aun en el
yacimiento un petróleo remanente en el orden de los 3.800.000 barriles.
4.5. Proceso de inyección de CO2
Para el momento inicial del proceso de inyección de CO2, las condiciones del
fluido y del yacimiento al final del proceso de inyección de vapor fueron las
siguientes:
Presión del yacimiento: 350 lpca
Temperatura del Yacimiento: 400 )( F°
Propiedad CO2 N2+C1 C2-7 C8-29 C30+
Peso Molecular 44.01 16.056 76.704 268.85 821.8
Composición
(Final ICV) (%) 0 7.777 1.731 30.501 59.999
Tabla 14. Composición de la mezcla al final de la inyección de vapor
Como puede observarse en la composición ya para el momento en el cual culmina
la inyección de vapor los componentes más volátiles del crudo han sido liberados
durante el proceso y se observa un mayor porcentaje de componentes pesados, por lo
que para este momento es aún más difícil lograr movilizar el petróleo remanente en el
yacimiento.
148
Figura 62. Envolvente de fase al final del periodo de inyección de vapor
Para este momento el crudo presenta una composición en su mayoría de la
fracción pesada del crudo, con baja presión del yacimiento y además en presencia de
altas temperaturas, por lo que se deduce entonces que no hay condiciones necesarias
para que exista miscibilidad.
En la envolvente de fase se puede observar el punto a las condiciones actuales,
donde se evidencia que la mayor parte del gas ha sido liberado y estamos en presencia
de un crudo con una composición casi completa de líquido.
149
Calculo de la MMP (mínima presión de miscibilidad)
MMP vs Temperatura
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Temperatura (F)
Pre
sio
n (
lpc)
Figura 63. Presión Mínima de Miscibilidad (MMP) vs. Temperatura
Para validar esta información se calculó la mínima presión de miscibilidad para las
condiciones actuales con la aplicación PVTi, donde se introdujeron los datos de la
composición a la temperatura establecida y se genero un reporte con el valor de la
MMP (mínima presión de miscibilidad), la cual a las condiciones finales de la
inyección de vapor es de 7884 lpc.
Se tomaron entonces diferentes valores d temperatura para observar como varia la
MMP respecto a la temperatura, observando que a mayor temperatura la miscibilidad
del CO2 con el petróleo es menos probable.
Es importante señalar que la prueba de miscibilidad se realizo en base a
miscibilidad de primer contacto ya que a las condiciones establecidas no esta definida
la miscibilidad de múltiples contacto.
150
Para comprobar que no existe solubilidad del CO2 a las condiciones finales de
inyección de vapor, se graficó la envolvente de fase para el caso base (condiciones al
final de la inyección de vapor) y se comparó con envolventes a diferentes
concentraciones de CO2, en la cual, como muestra la figura 64, a cada una de estas
concentraciones el CO2 no entro en solución con el crudo.
se
Figura 64. Envolvente de fase (caso base) a diferentes concentraciones de CO2
151
Condiciones del CO2 puro para inyectar
Para el presente estudio el CO2 se inyectó a unas condiciones de salida del
compresor de 800 lpc y 120 F° , por lo que en todo momento y para efecto de la
simulación este fluido siempre estuvo en fase gaseosa debido a las altas temperaturas
que se manejaron en el yacimiento, ver figura 65.
Figura 65. Diagrama Presión – Entalpía del CO2 puro
152
4.5.1 Sensibilidades en el proceso de inyección de CO2
Todas las sensibilidades para la inyección de CO2 se realizaron para un período de 6
años, con la finalidad de completar el período total de producción del campo a 20
años.
Las mismas se realizaron con la finalidad de observar como la presión y
temperatura podían afectar la recuperación de petróleo “a pesar de ser un proceso no
miscible”
Caso 1: con presión de inyección de 600 lpc (caso base)
Para este caso las condiciones constantes para los tres escenarios fueron las
siguientes:
Presión de inyección: 600 lpca
Tasa de inyección: 2MM dianormalespie /3 .
Tabla 4.23 Factores de recobro a diferentes escenarios con una Piny de 600 lpc
Figura 66. Factor de recobro con inyección de CO2 a una Piny de 600 lpc
Factor de Recobro @ P iny de 600 lpc (Caso Base)
50
51
52
53
54
55
56
0 5 10 15 20 25Tiempo (años)
Fac
tor
de R
ecob
ro (
%)
FR Iny CO2 despues de Inyeccion de Vapor FR 6 Meses de Presurizacion con CO2 FR 12 Meses de Presurizacion con CO2
153
Para este caso se obtuvieron los siguientes resultados:
Caso Temp. )( F° Pres Yac (lpc) F.Recobro (%)
Iny CO2 después de ICV 400 350 55.1
Presurizando 6 meses con CO2 370 600 55.2
Presurizando 12 meses con CO2 355 605 55.3
Tabla 15. Condiciones del fluido al inyectar CO2 @ 600 lpc
Caso 2: con presión de inyección de 800 lpc
Para este caso las condiciones constantes para los tres escenarios fueron las
siguientes:
Presión de inyección: 800 lpca
Tasa de inyección: 2MM dianormalespie /3 .
Figura 67. Factor de recobro con inyección de CO2 a una Piny de 800 lpc
Factor de Recobro @ Piny de 800 lpc
50
51
52
53
54
55
56
0 5 10 15 20 25
Tiempo (años)
Fact
or d
e R
eco
bro
(%)
FR Iny CO2 despues de Inyeccion de vapor FR 6 Meses Presurizacion con CO2 FR 12 Meses Presurizacion con CO2
154
Tabla 16. Condiciones del fluido al inyectar CO2 @ 800 lpc
Caso 3: con presión de inyección de 1000 lpc
Para este caso las condiciones constantes para los tres escenarios fueron las
siguientes:
Presión de inyección: 1000 lpca
Tasa de inyección: 2MM dianormalespie /3 .
Figura 68. Factor de recobro con inyección de CO2 a una Piny de 1000 lpc
Caso Temp.
)( F°
Pres. Yac
(lpc)
F. Recobro
(%)
Iny CO2 después de ICV 400 350 55.2
Presurizando 6 meses con CO2 365 700 55.25
Presurizando 12 meses con CO2 360 800 55.30
Factor de Recobro @ Piny de 1000 lpc
50
51
52
53
54
55
56
0 5 10 15 20 25Tiempo (anos)
Fac
tor
d eR
ecob
ro (
%)
FR Iny CO2 despues de Inyeccion de Vapor FR 6 Meses de Presurizacion con CO2 FR 12 Meses de Presurizacion de CO2
n
155
Tabla 17. Condiciones al inyectar CO2 @ 1000 lpc
Como puede observarse en los resultados mostrados, para los casos en el cual
hubo mayor tiempo de presurización y por ende mayor presión y menos temperatura
debido al enfriamiento con CO2, hubo un mayor factor de recobro, sin embargo, como
todas las presiones manejadas en cada caso estaban muy por debajo de la presión de
miscibilidad, obviamente el factor de recobro logrado fue debido a un desplazamiento
inmiscible en el cual, como lo indica la figura 4.30 involucra propiedades de barrido
por desplazamiento, donde el CO2 actúa por empuje como capa de gas y la baja
viscosidad que en este caso se mantiene muy baja gracias también por el efecto de
las altas temperaturas.
Caso Temp.
)( F°
Pres. Yac (lpc) F. Recobro
(%)
Iny CO2 después de ICV 400 380 55.22
Presurizando 6 meses con CO2 363 710 55.20
Presurizando 12 meses con CO2 355 1000 55.30
156
Figura 69. Efecto de la presión y temperatura en los mecanismos de desplazamiento del
CO2
Este barrido puede causar que parte del petróleo residual sea movible y
recuperable, y combinado con la baja viscosidad permite que el CO2 recupere o
aumente el recobro en crudos pesados mas de lo que puede hacerlo cualquier método
no térmico, incluso cuando el CO2 no vaporice en los componentes del hidrocarburo,
tal y como ocurrió en este estudio.
En base a los números obtenidos de los factores de recobro en las diferentes
sensibilidades se pudo observar los mejores casos fueron al presurizar el yacimiento,
esto nos hace deducir que obviamente la presión y la temperatura juega un papel muy
importante en el proceso de desplazamiento. Posteriormente comparando los factores
de recobro se llegó a la siguiente conclusión:
A pesar de que el factor de recobro fue relativamente mayor al presurizar el
yacimiento por un período de 12 meses para todos los casos, la diferencia entre los
factores de recobro entre la inyección de CO2 a 1000 lpc inmediatamente después del
proceso térmico y la presurización del yacimiento con CO2 a una presión de 600 lpc
es muy baja y que para efectos económicos no es rentable cerrar el yacimiento por 12
meses si se obtiene prácticamente el mismo factor de recobro, por esta razón se
157
selecciono entonces como el mejor caso inyectar CO2 inmediatamente después del
proceso de inyección de vapor a una presión de inyección de 1000 lpc.
Al final de la producción con inyección de CO2 (6 años de producción) se
obtuvieron las siguientes condiciones de saturación, temperatura y viscosidades del
fluido en el yacimiento:
Figura 70. Saturación de petróleo al final del proceso de inyección de CO2
Para el momento en que finaliza la inyección de CO2 se ha reducido la saturación
de petróleo desde un 20 % que había al final de la inyección de vapor hasta un 16 %,
esto gracias al barrido producido por el CO2, el cual a condiciones inmiscibles logro
desplazar un porcentaje importante de petróleo.
158
Figura 71. Saturación de gas al final del proceso de inyección de CO2
La saturación de gas al final del periodo de inyección de CO2 se incremento de
50% al final de la inyección de vapor hasta a un 85 % y más aun hacia el tope del
yacimiento esto debido a que el gas por ser menos denso sube al tope del yacimiento.
También el CO2 tiende a canalizarse gracias a su baja densidad comparada con la del
crudo. Prácticamente todo el gas en el yacimiento es CO2, pudiéndose observar una
menor saturación de gas en las cercanías del pozo inyector debido a que allí la
presencia de petróleo y agua no movible a grandes viscosidades no permiten que el
CO2 se expanda.
159
Figura 72. Saturación de agua al final del proceso de inyección de CO2
En cuanto a la saturación de agua, se pudo observar que el agua caliente producto
de la inyección de vapor fue desplazada por el frente de CO2, bajando de una
saturación de 25% existentes al final de la inyección de vapor a una saturación de
10% aproximadamente. Hacia los bordes el yacimiento tiene una saturación mayor
debido a que no ha sido desplazada por completo, de igual manera en las cercanías
del pozo inyector debido al afecto del agua residual la saturación es mayor que el
resto del yacimiento, con un valor de 25% aproximadamente.
160
Figura 73. Temperatura al final del proceso de inyección de CO2
Para cuando finalizó la inyección de CO2 el yacimiento tuvo una disminución te
temperatura considerable, la misma bajo hasta 300 F° . Este descenso en la
temperatura no fue determinante para lograr un aumento importante en la viscosidad.
Se pudo observar como en las cercanías del pozo inyector la temperatura es mucho
menor debido al CO2 que entra al yacimiento a una temperatura de 120 F° además
de ser un gas con gran capacidad de enfriamiento.
161
Figura 74. Viscosidad al final del proceso de inyección de CO2
Pudo observarse que aunque la viscosidad en la mayor parte del yacimiento se
mantiene a niveles relativamente bajos, aproximadamente de 37 cp, esto debido a que
a pesar del enfriamiento paulatino que sufrió el yacimiento con la inyección de CO2,
se siguen manteniendo las altas temperaturas, pero en la vecindad del pozo inyector
los rangos de viscosidad fueron considerablemente altos debido a que también el CO2
que penetró a una temperatura de 120 F° , debido a este efecto las celdas en las
cercanías del pozo están dentro del rango considerablemente alto de viscosidades,
produjo enfriamiento del petróleo no movible presente en la vecindad del pozo
inyector que ha sido considerablemente enfriado por el CO2
162
Figura 75. Comparación de envolventes de fase al final del proceso de inyección de vapor e
inyección de CO2
Figura 76. Incremento de producción con inyección de CO2 sobre el petróleo remanente
Incremento de produccion en base al petroleo remanente @ Piny 1000 lpc
0
2
4
6
8
10
12
0 5 10 15 20 25
Tiempo (anhos)
Incr
em
ento
de P
roducc
ion (%
)
Incremento de produccion con CO2 despues de inyeccion de vapor
163
Finalmente, tal y como se muestra en la figura 76, el incremento de producción fue
de un 10.3 % con inyección de CO2 en base al petróleo remanente existente en el
yacimiento para el momento en el cual finalizó la inyección de vapor.
Esto es un resultado alentador ya que este estudio se trabajó a las condiciones
más adversas para desplazar CO2, debido a bajas presiones, altas temperaturas, poca o
ninguna solubilidad y además en un crudo extrapesado de 8.6 API° .
Finalmente, y la conclusión mas importante es que, si se toma en cuenta que se
inyectaron 2.000.000,00 de pcn/día de CO2 durante 6 años solamente para el arreglo
de pozos del presente estudio, se dejaron de emitir a la atmósfera 4,380 millones de
pcn/día de CO2, siendo este el mayor valor agregado obtenido en el presente estudio.
164
CONCLUSIONES
1 La ICV demostró ser un proceso exitoso aumentando el factor de recobro a un 50
% del POES.
1. A las condiciones finales del proceso de ICV para este tipo de crudo no existen
condiciones de miscibilidad para el proceso de inyección de CO2.
2. De todas las sensibilidades durante la inyección de CO2 la que obtuvo con un
mayor factor de recobro fue presurizando el yacimiento a 12 meses.
3. La temperatura juega un papel muy importante para alcanzar la miscibilidad.
4. En yacimientos de crudos pesados a altas temperaturas y bajas presiones, la
inyección de CO2 logró un incremento de producción de 10.3 % sobre el petróleo
remanente.
5. Este estudio se considera exitoso desde el punto de vista ambiental, ya que su
implantación permitiría dejar de emitir cantidades importantes de CO2 a la atmósfera
165
RECOMENDACIONES
1 Realizar el análisis económico para este estudio.
2 Efectuar un estudio en un modelo heterogéneo de yacimiento
3 Extender estudios de inyección de CO2 similares a este para crudos livianos,
medianos o pesados pertenecientes a otros yacimientos de Venezuela
4 Tratar en lo posible de implementar un proyecto piloto donde se evalúe
realmente el valor del CO2 en la recuperación adicional de petróleo además del
valor agregado de la reducción al impacto ambiental.
166
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