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sábado, 18 de diciembre de 2010

Inyección Cíclica De Vapor

 

La inyección cíclica de vapor es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo durante un tiempo determinado, generalmente de 1 a 3 semanas, cerrar el pozo por corto periodo de tiempo, normalmente  de 3 a 5 días, y luego ponerlo de nuevo en producción. El pozo producirá durante una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que generalmente puede ser del orden de los 4 a 6 meses y luego declinara. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor. Aunque se han reportado casos de hasta 22 ciclos, se duda que más de 3 ciclos resulten comercialmente atractivos.

 

Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizados para petróleos pesados (8 – 15 ºAPI), aunque pueden utilizarse para yacimientos de cualquier tipo de crudo.

 

Existe poca duda en cuanto al hecho que la inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción, aunque sea por un corto periodo de tiempo, sin embargo no esta claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación utiliza del yacimiento. Además se cree que la aplicación intensa de este proceso en el yacimiento, podría ser imposible o ineficiente el uso del petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión en situ, desplazamiento miscibles, entre otros.

 

Mecanismos De Recuperación En Inyección Cíclica De Vapor.

 

El mecanismo principal que hace el proceso de inyección cíclica de vapor efectivo, varía de un yacimiento a otro. En general puede considerarse dos casos extremos: yacimientos con presión moderadamente alta y yacimientos con presión inicial cercana a cero, como lo es generalmente, el caso de yacimiento de crudo pesado este es el mecanismo principal que hace que el petróleo se produzca.

 

Una vez lograda la mejora en la movilidad, la fuerza expulsiva que hace que el petróleo fluya hacia el hoyo del pozo puede ser unas de las siguientes:

 

1.      Presión Del Yacimiento En Caso De Que Exista.

2.      Drenaje Por Gravedad.

3.      Compactación De La Roca Yacimiento.

4.      Vapor No Condensado

 

Otros factores que contribuyen a la recuperación del petróleo en inyección cíclica de vapor son, la combustión térmica del petróleo, el efecto de las temperaturas sobre las permeabilidades relativas, efecto del calentamiento mas allá de la zona contactada por el vapor, y la compactación de la roca yacimiento de caso de existir.

 

Calculo De La Recuperación De Petróleo En Inyección Cíclica De Vapor.

 

Existen varios modelos matemáticos para predecir el comportamiento de un pozo sometido a inyección cíclica de vapor. Cada uno de estos modelos se basa en una u otros posibles mecanismos  que hacen que el pozo produzca luego de la inyección. El caso mas frecuente es aquel cuando el pozo se encuentra en un yacimiento con cierta energía (presión) pero que produce a una tasa muy baja debido a la alta viscosidad del petróleo.

 

 La manera mas simple de calculara el recobro del petróleo mediante la estimulación con vapor, consisten calcular el radio calentado para una determinada tasa de inyección, calidad y presión del vapor, espesor de la formación y propiedades de las rocas y de los fluido, utilizando algún modelo matemático para el calentamiento de la formación, el modelo de  marx y langemhein por ejemplo, y luego suponer que ocurre flujo radial a través de un sistema radial compuesto de sus elementos de flujo de serie.

 

El primer elemento de flujo se extiende desde el radio del pozo (rw) hasta el radio calentado por el vapor (rh), y la viscosidad del petróleo (uh), la viscosidad del petróleo a la temperatura del vapor en la zona calentada, el otro elemento de flujo se extiende desde radio calentado hasta el radio del drenaje del pozo, y la viscosidad del petróleo existente en ella es la viscosidad del petróleo y la temperatura original del yacimiento.

 

Luego utilizando el principio de conductividades en serie, la tasa de flujo estimulada puede relacionarse con la tasa de flujo original mediante la ecuación:

 

 

 

La ecuación anterior solo dará la razón ( qh/q), para un instante dado, presión de rh, el radio calentado al igual que la temperatura y por lo tanto la viscosidad del petróleo caliente cambian con el tiempo.

 Desventajas De La Estimulación Con  Vapor 

 

La inyección cíclica de vapor es básicamente un proceso de estimulación y como tal, no conduce a un gran incremento en la recuperación ultima, en general se cree que los yacimientos de crudos pesados, donde la recuperación primaria es del orden del 10Z de petróleo en situ, la recuperación por estimulación con vapor, incluyendo la primaria, será del orden del 15 al 20Z.

 

Tal vez una de las principales desventajas de la estimulación con vapor es que solo una parte (30 – 50Z) del agua inyectada como vapor es producida cuando el pozo se abre a producción. Esto implica que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el yacimiento en la forma de zonas de alta saturación de agua alrededor de los pozos productores. Tales regiones de altas agua pueden hacer que las aplicaciones futuras de procesos de recuperación del tipo de desplazamiento  resulten difíciles o ineficientes, ya que la eficiencia areal del barrido será afectada adversamente.

 la estimulación con vapor puede ser indeseable en áreas donde ocurra un hundimiento activo de la tierra. En algunos yacimientos alrededor del 35Z de petróleo producido ha sido distribuido a la compactación de la roca yacimiento y al hundimiento de la superficie que la acompaña. La compactación de la roca yacimiento se puede prevenir mediante la aplicación  de procesos de recuperación del tipo desplazamiento, donde el yacimiento se mantiene a una alta presión. Además la compactación podría causar cambios en la estructura y propiedades de la roca, los cuales serán desfavorables desde el punto de vista de recuperación.

 Otra consideración en la estimulación con vapor es la expansión con arcillas sensibles al agua fresca, puesto que al ponerse en contacto con el vapor puede dañar la permeabilidad del yacimiento.

 En resumen se puede decir que aunque la inyección cíclica de vapor es económicamente atractiva, es importante estudiar cuidadosamente los diferentes aspectos del proceso, desde el punto de vista de recuperación última. Mientras que en muchos yacimientos la inyección cíclica de vapor puede ser un método de recuperación efectivo, en algunos casos puede ser más ventajoso usar procesos de recuperación del tipo desplazamiento.

 

Criterio De Diseño Para La Estimulación Con Vapor.

 

La mayoría de los criterios de diseño corrientemente conocidos para proyectos de estimulación con vapor, están basados en experiencias ganadas en el campo. Existen pocos casos donde se utilizo la teoría para diseñar el proyecto. 

Se cree comúnmente que el petróleo en situ debe dar en el orden de 1.200 Bbls/acre-pie o más, con la finalidad de que el proyecto resulte económicamente exitoso. La permeabilidad debe ser suficientemente alta para permitir una inyección rápida de vapor y una tasa alta de flujo de petróleo hacia el pozo.

Las temperaturas optimas son 160º a 400º F. presiones de yacimientos mayores a 700 lpc, requerirán temperaturas de 500 ºF o mayores. 

El mayor éxito se obtiene cuando la viscosidad del petróleo es del petróleo es del orden de 4.00 cp a condiciones de yacimiento, aunque existen proyectos exitosos donde la viscosidad es baja, del orden de 200 cp. La gravedad del petróleo es conveniente en rango de 0º a 15º API. 

La máxima profundidad práctica es de 3.000 pies. Valores de profundidad menores son deseables ya que las pérdidas en el pozo son menores a las presiones de inyección requerida serán también menores. 

La tasa de inyección de vapor debe ser tan alta como sea posible, con la finalidad de inyectar el calor requerido del orden de 10 – 50 BTU/pie de espesor por ciclo en el menor tiempo posible. De esta forma se disipa menos el calor. 

El espesor de la arena neta debe ser mayor a 20 pies y es conveniente que la presión del yacimiento sea moderadamente alta, aunque existen procesos exitosos dond e la presión del yacimiento es baja, del orden de 40 lpc. 

El tiempo de remojo es de 1 a 4 días, aunque se han realizado periodos mas largos la producción estimada puede extenderse hasta por 6 meses aunque en algunos casos dura muy poco. El tiempo de inyección dura normalmente 3 semanas y el número de ciclo es normalmente 3, aunque se han reportado caso de hasta 22 ciclos.

 

lunes, 13 de diciembre de 2010

Metodos De Recuperacion Termica


Introducción

 

Se conoce por recuperación térmica a todo proceso donde se inyecta u origina energía térmica en el yacimiento con el fin de aumentar la recuperación de petróleo.

 

El objetivo básico es una aplicación de métodos térmicos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por  lo tanto son especialmente adecuados para petróleos viscosos (5º -20º API), aunque dichos métodos son usados para petróleos de hasta 45  API.

 

Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos además de la reducción de viscosidad del petróleo, son la reducción de la saturación residual del petróleo a consecuencia de la expansión térmica aumento de la eficiencia árela por efecto de la mejora en la razón de movilidad, destilación  con vapor, craqueo térmico, entre otros.

 

Procesos De Recuperación Térmica:

 

Existen diferentes tipos de recuperación térmica, tales como: inyección de fluidos calientes (agua, vapor, otros), combustión en el yacimiento, calentamiento del pozo de inyección, explosiones nucleares, entre otros.

 

Clasificación de los métodos de recuperación térmica:

 

I._Aplicables en la formación:

 

1._Fuente De Calor:

 

1.1_Inyección De Agua Caliente O De Vapor Continuo O Alterado.

1.2_Explosiones Nucleares

1.3_Inyección De Electricidad.

 

2._ Fuente Interna De Calor:

 

2.1_Combustión En El Yacimiento Convencional (Seco Y Húmedo) Y En Reverso.

2.2_Calor Geotérmico.

 

II._Aplicables en la vencidad  del hoyo del pozo:

 

1._Fuente Externa De Calor.

 

1.1_Inyección De Agua Caliente O Vapor.

1.2_Inyección De Aceite Caliente.

1.3_Inyección De Gases Calientes.

1.4- Calentador En Le Fondo De Pozo.

 

2._Fuente Interna De Calor

 

2.1_combustión directa limitada.

 

Iii._Aplicables En El Hoyo Del Pozo

 

1._vapor para remover de parafinas

2._acidificación

 

 

Nota: De estos métodos lo mas comúnmente usados son inyección de vapor, inyección de agua caliente y combustión en el yacimiento.

 

Inyección De Vapor

                                                                                          

Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso puede ser de forma continua o alternada.

 

Los mecanismos principales en inyección continua de vapor son:

 

1.-Expresión térmica del petróleo en el yacimiento

2.-Reducción de viscosidad

3.-Destilación con vapor

 

Nota: Además de estos mecanismos, también se han notado efectos de empuje por gas y extracción por solventes.

 

Unos de los procesos de inyección de vapor más usados es el método de inyección cíclica o alternada, también den ominada remojo con vapor o estimulación con vapor.-“Esta técnica consite en la estimulación con vapor”. Esta técnica consiste en la estimulación individual a cada pozo mediante inyección intermitentemente de vapor.

 

De igual manera podemos definir a la inyección cíclica o alternada  como: un proceso en el cual se inyecta vapor a una formación productora  a través de un pozo producto, por un periodo predeterminado de tiempo luego el pozo es cerrado por cierto tiempo. Después de esto el pozo es nuevamente puesto en producción.

 

Como se sabe, el petróleo fluye hacia los pozos productores debido a que la presión en el fondo del pozo es menor que la presión del yacimiento. En yacimiento de crudos pesados, la mayor caída de presión entre el yacimiento y el fondo del pozo ocurre en una zona muy cercana al hoyo del pozo.

 

La inyección de vapor reduce significativamente esta caída de presión debido al incremento de temperatura a demás reduce la viscosidad del petróleo, lo cual permite que aumente el flujo del mismo hacia el fondo del pozo. De esta forma la taza de producción es aumentada sustancialmente.

 

 

 

Consideraciones de importancia de la inyección cíclica de vapor

 

1.-Cantidad de vapor inyectando por pie de formación

2.-Periodo de tiempo que el pozo debe estar cerrado máximo beneficio ç

3.-Tipo de completacion del pozo para obtener un mejor beneficio del uso del vapor.

 

 

No existe repuesta especifica a cuanto vapor debe ser inyectado, así como tampoco existe a cual es el tiempo  optimo de cierre. Estos aspectos varían ampliamente de yacimiento a yacimiento.

 

La complementación de los pozos debe ser tal que las perdidas de calor a través de la paredes del pozo, sean mínimas al mismo tiempo que permiten una máxima confirmación vertical de la zona sometida a inyección de vapor.

 

 

Inyección  de Agua Caliente:

 

Es probablemente el proceso térmico de recuperación más simple y seguro. En algunos casos, dependiendo de las características del yacimiento, puede ser el mas económico y ventajoso; la decisión  entre inyección de vapor o agua caliente depende de la consideración de varios factores.

 

Si se consideran una inyección de agua caliente y una inyección continua de vapor para un mismo yacimiento y en la misma temperatura de inyección. La expansión térmica y reducción de la viscosidad es la misma para ambos procesos aproximadamente.

 

 Sin embargo los efectos de la destilación por vapor, empuje por gas y extracción por solventes  hacen que la deficiencia de desplazamiento  sea mayor para inyección por vapor. Para algunos yacimientos de cuadros pesados  en lo cuales los efectos de destilación por vapor son pequeños, la inyección de agua caliente puede resultar mas atractiva que la inyección de vapor, a demás, la conforma vertical puede ser mayor para agua caliente que para vapor.

 

En general, la inyección de agua caliente no significa un gran ahorro sobre la inyección de vapor, por  BTU de calor inyectado. Sin embargo, podría resultar mas atractiva en un área donde la inyección de vapor requiera continua supervisión. La decisión de si inyectar agua caliente o vapor debe realizarse en base al proceso representativote una mejor inversión.

 

 

 

 

 

 

 

 

Combustión en el Yacimiento:

 

 

Existen varias versiones del proceso de combustión en el yacimiento, de los cuales posiblemente el mas utilizado es la convencional húmeda.

 

 

Combustión  En El Yacimiento Convencional Seca: es un proceso muy complicado

 

La figura al final mostrada presenta una interpretación idealizada de un proceso de combustión convencional seca. El área mas cercana al pozo de inyección es la zona quemada la cual no contiene líquidos, el aire inyectado pasa a través de esta zona antes de reaccionar.

 

La próxima zona corriente abajo es el área de mayor reacción o la zona de fuego. El fuego se alimenta del coque depositado por el petróleo en la zona inmediata a la de fuego, corriente abajo.

 

La zona a continuación contiene condesados de componentes livianos originados por craqueo térmicos del petróleo,  mezclado con el agua condesada. El banco de agua contiene una saturación de agua mayor que la existente a las condiciones iniciales. Este banco esta formado por desplazamiento de petróleo, agua connata y el agua formada como producto de la combustión.

 

El banco del petróleo localizado a continuación del banco del agua contiene una situación del banco de agua, contiene  una saturación de petróleo mas alta que la original, debido  al petróleo desplazado de las zonas corriente arriba. La ultima zona esta aproximadamente a las condiciones originales, aunque los gases producto de la combustión han pasado a través de ella.

 

En el banco de agua. Fluye petróleo, agua y gases de la combustión. En el banco de petróleo fluye petróleo y gases de combustión. La eficiencia de desplazamiento del frente de combustión normalmente se considera igual a 100Z menos el % del petróleo original en sitio consumido por el fuego. Bajo condiciones favorables el coque consumido es de alrededor de 10Z-15Z del petróleo en situ, este podría resultar en una eficiencia de desplazamiento 85Z-90Z

 

 Combustion Convencional Humeda: es igual al caso de la combustión seca, solo que en ves de inyectar solo aire se inyecta aire y agua bien sea simultáneamente o alternada.

 

El objetivo de inyectar agua es aprovechar el calor existente en la zona quemada, para vaporizar el agua  y transportar el calor hacia la zona delante de frente de combustión, mediante el vapor generado.

 

De no inyectar agua este calor se dispersaría hacia las zonas adyacentes.

 

Combustión En Reverso: este proceso es totalmente recomendable para aquellos yacimientos que contengan petróleo con poca o ninguna movilidad. En este proceso el frente de combustión es creado en el pozo de producción, mientras que el aire se inyecta pozo de inyección. Esto hace que el frente avance del pozo de producción al pozo de inyección.

 

Este método tiene el beneficio que vaporiza la mayor parte del petróleo en el yacimiento que no es quemado, resultando así un producto con gravedad API mucho mayor que la del petróleo originalmente en el yacimiento.

 

martes, 30 de noviembre de 2010

Recuperación Térmica

Recuperación Térmica


La recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos (normalmente crudos pesados) con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos.

Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable.


Calentadores de Fondo


Es el método más antiguo conocido para introducir calor en los yacimientos es el de los calentadores de fondo. 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 durante su movimiento hasta la superficie, y para remover o inhibir la formación y depositación de sólidos orgánicos, tales como parafinas y asfaltenos. Con este metodo 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.


Combustion en SITU


La Combustión In Situ, tal como es conocida en la actualidad, se desarrolló rápidamente en EE.UU, a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch publicados en 1953 y las de Grant y SAS, publicados al año siguiente. Estos investigadores visualizaron una onda de calor móvil (i.e 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. De los últimos artículos, el de Wilson12 introdujo el concepto de zonas secuenciales de petróleo y vapor y el de Dietz y Weijdema13, muestra cómo los aspectos de recuperación de calor de la Combustión In Situ reconocidos por Grant y SAS, podrían ser mejorados significativamente añadiendo agua al aire.


Inyeccion de Vapor


Los primeros proyectos de Inyección Continua de Vapor en gran escala se realizaron en Schoonebeek, Holanda15 y Tía Juana, Estado Zulia, en Venezuela16.

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 Venezuela17. Hoy en día, la Inyección Alternada de Vapor (también conocida como Inyección Cíclica de Vapor, Remojo con Vapor, Estimulación con Vapor) es un método de recuperación térmica muy utilizado.


Clasificacion de los Procesos de Recuperacion 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.


Procesos en SITU


En los Desplazamientos Térmicos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. En consecuencia, el desplazamiento térmico no solamente reduce la resistencia al flujo, sino que además, añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo.

En los Tratamientos de Estimulación Térmica, solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solución y el desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de extracción, una vez que se reduce la resistencia al flujo. En este tipo de tratamientos, la reducción de la resistencia al flujo, también puede resultar en la remoción de sólidos orgánicos o de otro tipo, de los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y aún de poros de la roca que forma el yacimiento.


Inyeccion 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. La inyección alternada de vapor técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente a producción.


Inyeccion de Agua Caliente


Es un proceso de desplazamiento y 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.

La inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría.

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.


Combustion en 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 a 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.

Combustion Comvencional: En este proceso, los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables las cuales se muestran en la siguiente figura.

Combustion Humeda: Esta variante de la Combustión Convencional se genera al inyectar agua, alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignición del crudo in situ

Combustion en Reverso: En este caso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire, induciéndose la ignición del crudo en el pozo productor. La siguiente figura presenta un esquema simplificado de este proceso, indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento.


El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno y los fluidos desplazados atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a través de la zona caliente hacia los pozos productores por drenaje por gravedad y por empuje por gas. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado delante de ella, pero sí parte de los componentes medianos y livianos del petróleo in situ.