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INTRODUCCIÓN
En el pasado, la explotación de crudos pesados resultaba no beneficiosa;
La mayor parte de petróleo consumido en décadas ha sido convencional,
debido a que la extracción del crudo pesado y del bitumen exige alta
tecnología que, inclusive hoy en día, no se tiene. Sin embargo, las múltiples
investigaciones y adelantos científicos de compañías petroleras para obtener
nuevas tecnologías, ha permitido que el petróleo pesado, y el bitumen,
puedan extraerse de tal manera que sometiéndolos a un proceso térmico se
convierta en petróleo de baja viscosidad y su producción sea fácil y rentable.
Para tal fin, se han creado métodos que tienen como propósito obtener el
máximo factor de recobro en los Yacimientos petrolíferos como lo es la
combustion in situ.
El objetivo básico de este método de recuperación térmica es introducir
calor al yacimiento para disminuir la viscosidad del petróleo en sitio, con la
finalidad mejorar su movilidad y hacer que fluya hasta la superficie. No
obstante los problemas energéticos a nivel mundial han traído como
consecuencia el desarrollo de nuevas técnicas para la recuperación de
crudos pesados, siendo la técnica Thai/Capri la que mejores resultados ha
producido durante los últimos años.
Marzuola, (2003), plantea que la tecnología Thai, Toe to Heel Air Injection,
(Inyección de Aire Punta Talón), consiste en inyectar aire con una
concentración de oxígeno para inducir la ignición en presencia de crudo
dentro del yacimiento y permitir la combustión a un régimen controlado. A
medida que la combustión avanza a través del yacimiento, se genera
suficiente calor y gas de combustión para reducir la viscosidad del crudo
pesado y aumentar la movilidad del aceite que se encuentra delante del
frente de combustión
Adicional al sistema como tal, se ha integrado a una variante denominada
Capri, Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion, (Infusión de resina
1
controlada a presión atmosférica) que consiste en agregar un catalizador
sólido en el espacio anular del pozo horizontal productor. El crudo
craqueado térmicamente producido por este sistema pasa a través del
revestimiento del catalizador en su trayectoria al pozo horizontal productor,
en donde se genera una reacción química que baja aún más la viscosidad
del crudo, transformando prácticamente en un crudo ligero.
Es por ello que el estudio se enfoca en comparar los procesos de
recuperación térmica Combustion in situ y Thai/Capri para obtener el máximo
factor de recobro en yacimientos petrolíferos y se estructura de la siguiente
manera:
Capítulo I, el problema donde se presenta la contextualización del
problema que originó la investigación, los objetivos por alcanzar, y su
justificación.
Capítulo II, comprende una breve descripción de los antecedentes de
estudio, se definen bases teóricas con la finalidad de sustentar la
investigación especificando los procesos estudiados, así como también se
definen términos básicos de interés.
Capítulo III, llamado Marco Metodológico, hace mención al tipo y
modalidad de investigación, población y muestra, las técnicas de recolección
de datos, las técnicas de análisis de datos y los procedimientos para llevar a
cabo la investigación.
Capítulo IV, que se encuentra enmarcado por los resultados de la
investigación así como sus conclusiones y recomendaciones.
2
Capítulo I:
El Problema
3
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Contextualización de la Investigación
Según Izarra, (2011), en los últimos años se han descubierto Yacimientos
de Petróleo pesado y extra-pesado con gran cantidad de Hidrocarburos,
como es el caso de los campos del norte de Alberta en Canadá y de la Faja
Petrolífera de la cuenca del río Orinoco en Venezuela. Para extraer estos
crudos, se tienen los procesos de recuperación térmica que consiste en
introducir calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos
orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos.
Para tal fin, se crean métodos que tienen como propósito obtener el
máximo factor de recobro en los yacimientos petrolíferos. Según Alvarado,
(2002), dentro de estos procesos se cuenta con la inyección de vapor, el
cual se suministra energía térmica al fondo de los pozos inyectando vapor de
agua, a su vez la inyección de agua caliente es un método de
desplazamiento que consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto
número de pozos y producir petróleo por otro, también la combustion in situ
que 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.
A su vez, la combustion in situ ofrece gran variedad de beneficios como el
uso del aire en todo momento, cambios extremos en calidad y viscosidad del
crudo, sin embargo este proceso exige cuidados especiales, ya que el
principal problema es que los operadores no pueden controlar el movimiento
4
del frente de combustión, según Cabrera, (2011), este método se está
implementado desde 1920 en la ciudad de Ohio con la finalidad de reducir al
mínimo la deposición de la parafina y de aumentar la recuperación del aceite.
Izarra (2011), demuestra que en Venezuela en Mayo 2007 se realizó una
prueba piloto a larga distancia, aplicando la combustión in situ desarrollada
en el campo Bare en San Tome, Estado Anzoátegui que contempla un
arreglo geométrico de un pozo inyector vertical, dos pozos productores
horizontal y cuatro pozos verticales observadores. Con el fin de obtener el
máximo porcentaje de petróleo de la base de recursos de la faja petrolífera
de la cuenca del rio Orinoco.
Según Marzuola, (2003) se ha demostrado en las experiencias realizadas
con los métodos inyección de vapor, inyección de agua caliente y combustion
in situ han dado como resultados un 30% de recuperación de crudo, debido a
esto se están implementando nuevas tecnologías de recuperación térmica,
entre estas están THAI/CAPRI. Donde THAI, Toe to Heel Air Injection,
(Inyección de Aire Punta Talón), combina una configuración especial de pozo
vertical y horizontal con combustión in situ y CAPRI es simplemente THAI
más un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de
producción, que al unirse inician un fuego subterráneo y hacen fluir el
bitumen o el crudo pesado y al mismo tiempo convertirlo en un crudo de
mayor gravedad API.
Aplicando esta tecnología en las reserva de crudo pesado, extra-pesado y
bitumen se obtendría una disminución de viscosidad, se podría mejorar la
gravedad API de 11º hasta 26º, para Marzuola, (2003), esta técnica no crea
impacto ambiental y se ha demostrado que simulaciones computarizadas de
este proceso estiman una de recuperación del crudo hasta un 80%. Por otra
parte, el proceso requiere menos energía en la superficie para hacer que
fluya el bitumen y controla el frente de combustión, También podría funcionar
en los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde se
han utilizado métodos tradicionales para incrementar la producción.
5
La presente investigación busca comparar los procesos de recuperación
térmica Combustión in situ y Thai/Capri con el fin de determinar cuál es más
factible y económicamente rentable para lograr un máximo factor de recobro
en yacimientos petrolíferos. Se llevo a cabo en el Estado Zulia, en el Instituto
Universitario Politécnico “Santiago Mariño”, en un período de tiempo
comprendido desde Marzo 2.013 hasta Julio 2.013. Dicha investigación se
encuentra enmarcada dentro de la línea de investigación matriz Yacimientos
específicamente en la línea potencial recuperación.
Hechas las consideraciones anteriores se plantea la siguiente
interrogante. ¿Qué proceso de recuperación térmica en estudio da mayor
factor de recobro en yacimientos de crudos pesados?
Objetivos de la Investigación
Objetivo General
Comparar los Procesos de Recuperación Térmica Combustion in situ y
THAI/CAPRI para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos
Petrolíferos.
Objetivos Específicos
Describir el método de recuperación térmica Combustion in situ para
obtener el máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos.
Identificar la técnica de recuperación térmica THAI/CAPRI para obtener el
máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos.
Caracterizar los criterios de diseño en los cuales pueden ser aplicados
los procesos de recuperación térmica Combustion in situ y THAI/CAPRI
para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolíferos
Establecer comparaciones entre los procesos de recuperación térmica
Combustion in situ y THAI/CAPRI.
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Justificación de la Investigación
La extracción de crudo pesado y extra-pesado en la industria petrolera,
presenta problemas operacionales para su producción debido a su alta
viscosidad, al igual que la gran demanda de este producto a nivel mundial, se
ha conseguido que la explotación de crudos con baja gravedad API aumente
de forma considerable, como los encontrados en la Faja Petrolífera de la
cuenca del río Orinoco. Es vital el tratar de recuperar estos crudos, ya que
las proporciones de volumen comparándolas con las reservas de crudo
liviano son muy superiores.
Esta investigación se justifica en lo teórico puesto que sirve de soporte a
otras investigaciones y crea una base de conocimientos sobre cómo actúan
los procesos de recuperación térmica Combustión in situ y Thai/Capri. En el
aspecto práctico se busca que empresas Venezolanas utilicen estos
procesos térmicos para obtener un mayor factor de recobro tanto en
Yacimientos de crudos pesados como en reservas de crudo liviano ya
agotado.
En tal sentido desde el ámbito metodológico se pretende seleccionar cual
de los procesos de recuperación térmica a estudiar resulta ser más eficiente
y aplicable en yacimientos de crudo pesado y extra-pesado. Se debe
enfatizar que la importancia del proyecto para mejorar los crudos pesados,
extra-pesado y bitumen radica en el efecto multiplicador que tienen en el
desarrollo de la economía de la región y del país.
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Capítulo II:
Marco Referencial
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CAPÍTULO II
MARCO REFERENCIAL
Este capítulo se estructura con el propósito de incluir todos aquellos
aspectos que se requieren tratar para alcanzar un nivel de conocimientos de
los contenidos que serán manejados para el cumplimiento de los objetivos
trazados. Incluye los antecedentes de la investigación, bases teóricas,
legales y sistemas de variables, conceptual y operacional, definición de
términos básicos.
Antecedentes de la investigación
En primer lugar se hace referencia a Suárez, D. (2011), realizó una
investigación titulada “Análisis del método de recobro adicional del petróleo
mediante la inyección de Álcali, Surfactante, Polímero (ASP) en yacimientos
de hidrocarburos, realizada en el Instituto Universitario Politécnico Santiago
Mariño. El propósito de ésta investigación fue analizar el método ASP, la cual
consiste en inyectar al yacimiento una mezcla de ASP con el objetivo de
modificar las fuerzas capilares y viscosas así como mejorar el radio de
movilidad entre la fase, y de esta manera obtener una reducción de
saturación residual del petróleo.
La investigación quedó enmarcada metodológicamente bajo una
modalidad documental de tipo descriptiva, analítica. Por su parte la población
y la muestra quedaron comprendidas por el método de recobro adicional del
petróleo mediante la inyección de ASP, además de utilizaron como técnica
de análisis a recopilación y validación de la información; tales como d
9
ocumentos, entrevistas, revistas técnicas, libros, tesis de grado, manuales
y búsqueda especializada de información en internet.
Como resultado se obtuvo que mediante le metodología para la selección
de yacimientos candidatos, se exponen de manera sistemática, los
parámetros que deben cumplirse para la exitosa aplicación de la tecnología
de ASP. En conclusión, es necesario el diseño de una prueba piloto, con el
propósito de cotejar el proyecto a nivel micro para aminorar los costos, así
como también se recomienda utilizar data representativa para la simulación,
lo cual permita representar lo más realmente posible la prueba piloto. El
presente estudio se consideró importante para la investigación dado a que
aporta información sobre cómo obtener un factor de recobro mediante una
técnica aplicada, en este caso llamada ASP.
Por otra parte El kontar, Y. y Janbaih, R. (2010), quienes desarrollaron un
trabajo denominado “Sistema de inyección de aire punta talón (Thai) en
pozos productores de crudo pesado” realizado en la Universidad del Zulia,
Núcleo Costa Oriental del Lago, su objetivo principal fue analizar el sistema
de aire punta talón (Thai toe to heel air Injection) como técnica de
recuperación mejorada de crudo pesado.
Dicho análisis fue de tipo descriptivo por presentar los fenómenos tal cual
cómo ocurrieron tanto en pruebas de laboratorio como en la realidad,
logrando la familiaridad con el tema partiendo del hecho de llevar a cabo una
investigación más completa, en tanto a la modalidad fue documental. La
población y la muestra no aplicaron, ya que no se trabajo directamente con el
fenómeno de estudio sino que se presento el mismo tal cual como ocurrió en
la realidad sin manipular las variables u objetos involucrados. Las técnicas de
recolección de datos utilizadas fueron de tipo secundaria, ya que se manejo
observación documental o bibliográfica.
Como técnica de análisis de datos se utilizaron tablas, datos reales de
campo e imágenes. El análisis e interpretación de los datos obtenidos arrojo
como resultado que el proceso de Thai puede ser considerado como variante
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combustión in situ pero la disposición horizontal de sus pozos proporciona
una geometría exclusiva de extracción por gravedad y por presión. También
puede realizar una mejora in situ mediante el craqueo catalítico. El aporte de
esta investigación fue la metodología utilizada al igual que las técnicas de
recolección de datos.
Finalmente se hace referencia a Suarez, Y. Quevedo, A. Quevedo, M.
(2009) desarrollaron una investigación titulada “Nuevas Tecnologías para la
Extracción de Crudo en Petróleos de Venezuela, S.A.(PDVSA) división
Oriente” realizada en el Instituto Universitario de Tecnología de Cabimas
para optar al título de técnico Superior. El propósito de la investigación fue
analizar la propuesta de uso de nuevas tecnologías para la extracción de
crudo en PDVSA Oriente Planta José y sus Fíliale. Al mismo tiempo se
señala que la investigación fue de tipo descriptiva puesto que comprende la
descripción, registros, análisis e interpretación de la naturaleza actual y la
composición o proceso de los fenómenos a investigar.
Las técnicas de recolección de datos fueron entrevista estructurada donde
se realizaron preguntas referentes al comportamiento, seguridad, impacto
ambiental, facilidad de operación, entre otras de tecnologías existentes para
la extracción de crudo, a profesionales de PDVSA gas y a la empresa
TIVENCA y una fuente secundaria conformada por libros de textos, trabajos
de grado, libros especializados, artículos de revistas y páginas web
relacionadas al tema ya mencionado. El diseño de la investigación fue no
experimental ya que la variable de estudio, así como las dimensiones e
indicadores, fueron analizados en su estado natural, sin la intervención del
investigador.
Como población de estudio se tomo la cuenca petrolífera del oriente del
país, además de todos los documentos archivados, papeles y libros
consultados con el objetivo de generar los datos acerca de manuales de
perforación, nuevas tecnologías, métodos de producción. Y como muestra se
11
tomo el complejo industrial José Antonio Anzoátegui, planta de
fraccionamiento y despacho José, del Estado Anzoátegui, en Venezuela.
Cabe mencionar que la investigación de estudio ya mencionada tuvo
como resultado que una vez estimada la tecnología para la inversión y
adquisición de los equipos la que posee mayor beneficio en base a los
criterios es la opción Thai/Capri. Se consideró importante para la
investigación dado que aporta información sobre cómo elegir una buena
técnica para la recuperación de crudo.
Bases teóricas
Para un apropiado desarrollo de la investigación, se considera necesario
indagar en los fundamentos teóricos que aporten información relevante en la
medición de la variable: procesos de recuperación térmica, haciendo
referencia a los aspectos más importantes.
Recuperación térmica
Según Alvarado, (2002), la recuperación térmica se define como el
proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las
acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de
producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones se
utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el
caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés
para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la
eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad
del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo
que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de
movilidad más favorable.
12
Procesos de recuperación térmica
Según Alvarado, (2002), 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. También se pueden clasificar:
En los Desplazamientos Térmicos, donde el fluido se inyecta
continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo
y obtener producción por otros pozos. En los tratamientos de estimulación
térmica, la cual 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.
Combustion In Situ
Para Cabrera, (2011), El primer método de la combustion in situ fue la
utilización de los calentadores de fondo. Su función era mejorar y acelerar la
extracción de petróleo en los yacimientos de grupo pesado. Su propósito
primario era reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de
producción de crudos pesado. Esto ocurrió en los proyectos de inyección del
aire realizados en Ohio del sudeste durante la primera parte del siglo XX.
Luego en 1916 Lewis contempla la posibilidad de usar la combustión en
los proyectos donde se inyectaba aire caliente en la formación para combatir
problemas de deposición de parafina. El primer proyecto exitoso de la
combustion in situ fue realizado por Mills, en Estados Unidos cerca de la
ciudad de Mariette en Ohio Meridional en octubre de 1920 donde la técnica
usada fue un proceso cíclico de combustión para derretir la parafina y
aumentar la producción.
13
Según Alvarado, (2002), la Combustion In Situ es un método
convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento
para seguir la recuperación de hidrocarburo una vez culminada la producción
con los métodos primario o secundarios, este método 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.
Proceso de la Combustion in situ
Según la comunidad petrolera (2009), el proceso de la combustión in situ,
se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector,
posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha
el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del
pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire
para mantener el avance del frente de combustión.
Figura 1. Proceso de la combustion in situ. Tomado de la revista en linea combustión in situ. Izarra, G (2011).
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Pozo inyector
Según la comunidad petrolera (2009), los pozos inyectores son aquellos
pozos que permiten inyectar fluidos en las formaciones atravesadas durante
la perforación, el fluido inyectado puede ser gas, agua, vapor de agua o
productos químicos. El proceso de inyección se realiza principalmente con
dos objetivos: mantener la presión del yacimiento y desplazar los fluidos que
se encuentran en la formación hacia los pozos productores.
Zona o Frente de combustión
Según Agamez, (2013), el frente de combustión es conocido también
como evaporación y es un proceso físico que consiste en el paso lento y
gradual de un estado líquido hacia un estado gaseoso, tras haber adquirido
suficiente energía para vencer la tensión superficial y se produce a cualquier
temperatura. No es necesario que toda masa alcance un punto de ebullición.
Cuando existe un espacio libre encima de un líquido, una parte de sus
moléculas está en forma gaseosa, al equilibrase, la cantidad de materia
gaseosa define la presión de vapor saturante, la cual no depende
del volumen, pero varía según la naturaleza del líquido y la temperatura.
Zona de coque
Para Araujo, (2011), el coque de petróleo es un sub-producto que se
obtiene en los procesos de refinación del crudo y constituye esencialmente el
llamado fondo del barril. Al extraer la totalidad de líquidos que contiene el
crudo mediante procesos físicos con el fin de producir la mayor cantidad de
combustibles de alto valor, se obtiene un producto sólido que en una base
seca consiste de aproximadamente 85 por ciento carbón, 10 por ciento
volátiles y 5 por ciento azufre. Dado su alto contenido de carbón, el coque de
petróleo es una excelente fuente de calor. Sin embargo, como tal, las
propiedades del coque de petróleo varían de acuerdo a la corriente de crudo
utilizada en el proceso de refinación y está cobrando importancia como
15
combustible industrial, ya que resulta atractivo como sustituto de gas natural
y de combustible por los ahorros que se pueden generar.
Pozo productor
Según la comunidad petrolera (2009), son aquellos que permiten extraer
los fluidos de las formaciones productoras, son pozos perforados
horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación de un yacimiento
con la finalidad de tener mayor área de producción. También se le
denominan pozos horizontales y son aquellos con un ángulo de inclinación
no menor de 86º respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal
depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo.
A su vez es un hoyo que ofrece un cambio radical en la condiciones de
flujo de los fluidos, ya que crea un área de forma elipsoidal mientras que la
de un pozo vertical es de forma cilíndrica. La productividad de un pozo
horizontal depende de la longitud y ésta a su vez, depende de las técnicas de
perforación; otra consideración importante para la productividad es el
esquema de terminación, que dependerá de las necesidades locales y de la
experiencia que se tenga en el área.
Ventajas de la Combustion in situ
Según Cabrera, (2011), las ventajas de la combustion in situ son:
Disponibilidad de aire en todo momento, debido a esto puede inyectarse
aire en zonas de difícil acceso para otros fluidos.
Facilidad para mantener equilibrada la presión.
Recupera hasta un 30% del crudo in situ según cálculos computarizados.
Aumento considerable en la gravedad API lo que disminuye la viscosidad
del crudo que se encuentra en el yacimiento.
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En comparación con el drenaje por gravedad asistido por vapor se
reduce un 22% de la emisión de dióxido de carbono debido a que no se
quema gas natural en superficie para generar vapor.
El crudo que se consume es el económicamente menos importante.
Desventajas de la Combustion in situ.
Según Cabrera, (2011), y Marzuola, (2003), las desventajas de la
combustion in situ son:
No se puede controlar el movimiento del frente de combustión, lo que
dificulta el control sobre la trayectoria de flujo del aire dentro del pozo.
Falta de confianza en el proceso, esto es debido a la relación entre
proyectos exitosos y fallidos.
Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gastos de
mantenimiento.
El calor que se almacena fuera de la zona quemada no es usado
eficientemente ya que el aire inyectado no es capaz de transportar
efectivamente el calor hacia adelante.
Tipos de combustion in situ.
Combustión Convencional.
Según Cabrera, (2011), en la combustión convencional o combustión seca
el petróleo es producido por una gran variedad de mecanismos incluyendo
vaporización, condensación, empuje por gas en solución, desplazamientos
miscibles, empuje por vapor, craqueo térmico, entre otros. En cualquier
instante, existe una zona de combustión alrededor del pozo de inyección,
donde las temperaturas son del orden de 700°F a 1200°F. La siguiente zona
se caracteriza por evaporación y craqueo del petróleo, más adelante, se
encuentra la zona de condensación donde las temperaturas son menores y
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ocurre la condensación del vapor y de las fracciones más livianas del
petróleo. Luego se encuentra el banco de agua, el banco de petróleo y
finalmente la zona virgen hasta los pozos productores.
Figura 2. Diferentes zonas formadas durante la Combustión Convencional. Tomado del manual Combustion In- Situ o combustión en el yacimiento. Cabrera, (2011). Pag. 4.
La aplicación del proceso de combustión convencional está limitada por el
hecho que los productos de la combustión, el petróleo y el agua, deben fluir
en una zona relativamente fría. Por lo tanto existe un límite superior para la
viscosidad del petróleo que puede ser recuperado económicamente por este
proceso. En términos de gravedad del petróleo, la combustión convencional
es aplicable a yacimientos con crudos en el rango de 10° a 40° API, y la
recuperación del petróleo varía entre 60% y 90% del petróleo en el
yacimiento en el momento de iniciar el proceso, dependiendo, del tipo de
arreglo, propiedades del petróleo y petróleo en sitio. Ver cuadro 1. Durante la
combustión en el yacimiento ocurren simultáneamente tres procesos físicos;
reacción química, transferencia de calor y flujo de fluidos. Estos procesos
tienen lugar en forma dependiente y su entendimiento es básico para la
evaluación de los parámetros básicos envueltos en combustión
convencional.
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Pozo Inyector
Pozo Productor
Frente de Combustión
Zona Quemada
Zona de Vapor Banco de Petroleo
inyección de agua caliente de un banco de petróleo ligero
aceite, agua, un gas de combustiónun banco de petróleo ligero
Maseta de vapor
Cuadro Nº 1
La aplicación del proceso de combustión convencional
Gravedad API 10° a 40°
Recuperación del Petróleo 60% y 90%
Tomado del manual de combustion in situ o en el yacimiento, Cabreras (2011).
Combustión en Reverso
Según Cabrera, (2011), en la combustión en reverso el frente de
combustión se origina en los pozos productores y se propaga hacia los
inyectores. En este tipo de proceso el petróleo vaporizado, el agua y los
productos de la combustión se mueven en una zona del yacimiento que ha
sido calentada. Luego, debido a que la arena está caliente la saturación
movible de líquido es eliminada en esta parte del yacimiento. Lo cual significa
que no existe límite superior en la viscosidad del petróleo. Sin embargo, el
combustible para el proceso es una fracción intermedia del petróleo original y
la fracción más indeseable del crudo permanece sobre la superficie de la
arena como un depósito sustancial de coque, el cual representa energía
disponible no utilizada en la producción de petróleo.
Este tipo de combustión es particularmente adecuado para yacimientos
con crudos muy pesados y para arenas bituminosas. En términos de
gravedad del petróleo, es aplicable en el rango de 5° a 15°API y la
recuperación puede alcanzar de un 50% a 65% de petróleo en sitio en el
momento de iniciar el proceso. Bajo ciertas circunstancias, el frente de
combustión se mueve suficientemente rápido, de tal forma que solo una
fracción del petróleo en sitio es consumida. Sin embargo, en algunos casos
esta fracción puede alcanzar un 50% del petróleo en sitio. Una característica
importante del proceso de combustión en reverso es el mejoramiento del
petróleo pesado en sitio.
Cuadro Nº 2.
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Aplicación del proceso de combustión en
reverso
Gravedad API 5° a 15°
Recuperación del Petróleo 50% a 65%
Tomado del manual de combustion in situ o en el yacimiento, Cabrera (2011).
Bajo ciertas circunstancias, el frente de combustión se mueve
suficientemente rápido, de tal forma que solo una fracción del petróleo en
sitio es consumida. Sin embargo, en algunos casos esta fracción puede
alcanzar un 50% del petróleo en sitio. Una característica importante del
proceso de combustión en reverso es el mejoramiento del petróleo pesado
en sitio. Por ejemplo es posible que se obtenga crudo de 25°API y de 15cp
de viscosidad, de un yacimiento que contiene petróleo de 8°API y alta
viscosidad.
Figura 3. Diferentes zonas formadas durante la Combustión en Reverso y perfil de temperaturas. Tomado del manual Combustion In- Situ o combustión en el yacimiento Cabreras, S. (2011). Pag. 6.
Combustión Húmeda.
Para Cabrera, (2011), es un proceso diseñado con la finalidad de
aprovechar la gran cantidad de calor dejada detrás del frente de combustión,
en un proceso convencional, que de otra forma se perdería hacia las
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formaciones adyacentes. La recuperación del calor se logra mediante
inyección de agua en forma simultánea o alternada con el aire. La
combustión húmeda es semejante a la combustión seca lo cual genera altas
temperaturas. La capacidad de la corriente de aire inyectado para transportar
el calor es baja y por lo tanto la mayor parte del calor generado por la
oxidación del combustible es retenida en la arena. El combustible disponible
determina el requerimiento de aire y la temperatura obtenida. Para el caso
normal de requerimiento de aire 400 bbls/ft3 de formación barrida, la
temperatura en la arena barrida es del orden de los 2200°F.
Si se inyecta agua con el aire a una tasa moderada, esta se convertirá en
vapor súper-calentado al ponerse en contacto con la arena caliente. Un pie
cúbico de arena caliente evaporará aproximadamente 0.5 pies cúbicos de
agua (suponiendo una porosidad del 30% y una saturación del 80%) y
almacenará 0.3 pies cúbicos de agua fría. Mientras se inyecte menos de 400
ft3 de aire, el frente de enfriamiento (inicio de la zona de evaporación) no
pasará el frente de combustión.
El vapor súper-calentado se mezcla con el aire y fluye a través del frente
de combustión sin afectar la reacción, tal como pasa con el nitrógeno del
aire. Más adelante del frente de combustión, la mezcla gaseosa de vapor,
nitrógeno, dióxido de carbono, entre otros., se enfría rápidamente al ponerse
en contacto con la formación que está más fría. Una vez que la mezcla se
condensa provee un empuje por vapor diluido. La temperatura de la zona de
vapor está determinada por la presión parcial del vapor; pero en el rango de
presiones de campo, esta es del orden de 400°F .La longitud de la zona de
vapor está determinada por el porcentaje de vapor recuperado corriente
arriba.
En el caso límite de combustión normal húmeda, todo el calor detrás del
frente de combustión se recupera, excepto en una región delgada de alta
temperatura. La combustión es normal en el sentido en que se consume todo
el combustible disponible por donde pasa el frente de combustión a través de
21
la formación. El frente de combustión viaja solo una parte de la distancia de
la cual el petróleo es barrido, de acuerdo a esto solo se necesita una tercera
parte del aire requerido en la combustión seca.
El mantenimiento de la zona de alta temperatura se considera esencial la
continuidad de la combustión, hasta que se midió la tasa de oxidación en
función de la temperatura. Se encontró entonces que a temperaturas del
orden de los 400°F, el oxígeno podría ser consumido dentro de una distancia
de 0.39in a 3.28 ft. La oxidación del petróleo se produce en varias etapas y a
diferentes tasas de reacción. En la primera etapa el hidrógeno se quema
rápidamente a bajas temperaturas, y en la última etapa se produce la
combustión bastante rápida del residuo del carbón puro, la cual requiere
temperatura al menos de 750°F.
Figura 4. Diferentes zonas formadas durante la Combustión Húmeda y perfil de temperaturas. Tomado de la revista en línea Combustion In Situ.
Toe To Heel Air Injection/ Controlled Atmospheric Pressure Resin
Infusion (THAI/CAPRI)
Según Marzuola, (2003), THAI (Toe To Heel Air Injection), fué
desarrollado al tratar de estabilizar la gravedad del proceso combustión in
situ, según estudios realizados en 1993 por Ostapovich y Pebdani, quienes
demostraron experimentalmente que al realizar una inyección de aire a alta
22
presión (mayor a 1600 psi) en el yacimiento a través de un pozo vertical y
combinándola con la producción de un pozo horizontal, disminuía el frente de
combustión debido a la baja presión generada por la producción del pozo
horizontal.
El mismo autor señala que CAPRI (Controlled Atmospheric Pressure
Resin Infusion) es THAI más un catalizador similar a los que se usan en las
refinerías del mundo que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de
productor, Cuando el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el
pozo y ocurre la reacción química. Los productos no deseados como azufre,
asfáltenos y metales pesados se separan del crudo. Lo que sustenta al unir
estos dos procesos es lograr una ignición subterránea para mejor barrido del
crudo y lograr cambiar con más efectividad la gravedad del petróleo antes de
que salga del subsuelo.
Figura 5. Proceso de THAI/CAPRI. Tomado de revista en línea tecnología de combustion in situ (2011). Disponible: http://solocombustioninsitu. blogspot.com /2011/01/ tecnologias-de-combustion-in-situ.html. Consultado 3-Diciembre de 2012.
Proceso de THAI/CAPRI
23
Para Marzuola, (2003), el proceso consiste en primer lugar, en iniciar un
fuego que se alimenta junto con aire y se bombea hacia abajo en un pozo
vertical. En el fondo del pozo vertical se encuentra el extremo o punta (Toe)
de un pozo horizontal de 1.000 metros. Al bombear aire, crece la cámara de
combustión y se desarrolla un calor extremo dentro del yacimiento. Este
calor reduce la viscosidad del crudo pesado, frío, cuya gravedad entonces
hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. El gas producido a
partir de la combustión hace fluir el crudo hasta la superficie.
En el proceso THAI/CAPRI los pozos horizontales de producción, se
localizan en la parte baja del yacimiento, mientras que el o los pozos
verticales de inyección se encuentran en la parte superior del yacimiento. El
aire enriquecido con oxígeno es inyectado a través del pozo vertical,
llevándose a cabo la ignición en la parte superior del yacimiento para crear
una zona de combustión y reducir la viscosidad del aceite pesado, para
después por drene gravitacional producir el aceite por el pozo horizontal.
Según Marzuola, (2003), Malcolm Greaves fue quien desarrolló por
primera vez la tecnología THAI/CAPRI a principios de los 90. Desde
entonces, se ha seguido desarrollando y fue patentada en Canadá, Estados
Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad intelectual
y sigue trabajando con Greaves y otros expertos para adelantar la
tecnología.
Características de THAI/CAPRI
Usa catalizadores que es una sustancia (compuesto o elemento) capaz
de acelerar (catalizador positivo) o retardar (catalizador negativo o
inhibidor) una reacción química, permaneciendo éste mismo inalterado
(no se consume durante la reacción). Un catalizador interviene en una
reacción pero sin llegar a formar parte de los resultados de esta. Los
catalizadores no alteran el balance energético final de la reacción
24
química, sino que sólo permiten que se alcance el equilibrio con mayor o
menor velocidad.
Genera calor en sitio en vez de inyectarlo desde la superficie. Se habla de
dejar atrás la tecnología con vapor, y probablemente elimine el uso de
vapor en estos yacimientos.
Usa una combinación de pozos verticales y horizontales, y solo requiere
los fluidos más económicos: el aire y el agua.
Ventajas y desventajas de THAI/CAPRI
Según Marzuola, (2003), las ventajas de la técnica THAI/CAPRI son:
Reduce un 22% de emisiones de dióxido de carbono, al no quemar gas
natural en la superficie, lo que hace que no deteriore el medio ambiente.
Disminuye la viscosidad del crudo, cambiando la gravedad API desde 11º
hasta 26º API.
Puede controlar el movimiento de la cámara de combustión, lo que
implica que la combustión se mueva hacia el principio (Heel o Talón) del
pozo horizontal, y no se propague en cualquier dirección.
Recupera hasta un 80% de crudo obtienen derivados beneficiosos como
gases, calor y agua. Donde gases como el nitrógeno llegan a la superficie
junto con el crudo y es separado y comercializado.
En comparación a otros métodos de recuperación térmica, el proceso
requiere menos energía en la superficie para hacer fluir el bitumen.
Funciona en los campos agotados de Venezuela y un menor tiempo de
ejecución del proceso.
Se puede operar con un solo pozo horizontal de producción, con un
mínimo de vapor y de instalaciones de procesamiento de agua.
Desventajas de THAI/CAPRI
25
Según Marzuola, (2003), las desventajas de la técnica THAI/CAPRI son:
Quema el coque no deseado en el subsuelo, generalmente los eliminan
en la superficie. Los remanentes del coque sellan el pozo horizontal
mientras avanza el frente de combustión, pero como resultado se obtiene
que el aire no puede ir directamente hasta el pozo ni pasar por encima del
yacimiento, lo que dificulta la producción.
Tiene problemas con altas temperaturas lo cual podría achicar todo el
yacimiento, por esa razón se sugiere usar la combustión húmeda o el
bombeo del agua junto con el aire en el pozo vertical para controlar el
calor y además equipos como revestidor, cubiertas y cabezales que
resistan el calor.
El proceso podría cambiar la composición del crudo producido, y
características importantes lo que haría más difícil la refinación.
Criterios de Diseño
Para Izarra, (2011) y Cabrera, (2011), los criterios de selección para
juzgar la adecuación de un proyecto de combustion in situ o en el yacimiento
son:
Yacimiento
Según Rodríguez, (2007). Un yacimiento de hidrocarburos básicamente
consiste en un depósito que contiene a esos hidrocarburos almacenados. En
forma general, puede afirmarse que los fluidos presentes en un yacimiento
son petróleo, gas y agua. A medida que estos fluidos son producidos, sus
propiedades varían lo cual conlleva a un cambio en las características del
yacimiento y su comportamiento.
Permeabilidad
26
Según Escobar, (2004), la permeabilidad es la capacidad que tiene el
medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy
dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es
proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente
proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los
poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo y laminar ocurra.
Cuadro N° 3
Tabla de Rangos de Permeabilidad.
Calidad de la roca Permeabilidad (mD)
Pobre K < 1
Regular 1< K <10
Moderada 10 < K < 50
Buena 50 < K < 250
Muy Buena K > 250
Tomado del Proyecto de Grado, análisis de las relaciones porosidad y permeabilidad en sedimentos no consolidados. Da Silva, (2011). Pág. 26.
Espesor
Para Carrillo, (2006) Las formaciones que contienen hidrocarburo,
consiste en varia capas arenosas, estas capas están definidas como
unidades geológicas y están caracterizadas por variaciones en porosidad,
permeabilidad y saturación de los fluidos. Por otra parte la comunidad
petrolera (2012), expone que los yacimientos se encuentran confinados
entre ciertos límites geológicos y de fluidos, los cuales deben ser
determinados con bastante precisión. Dentro de estos límites geológicos, el
petróleo se encuentra contenido en lo que comúnmente se conoce como
espesor bruto. El espesor neto de arena petrolífera es la parte del espesor
bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define
mediante los siguientes criterios: Límite más bajo de porosidad y de
permeabilidad y Límite más alto de saturación de agua.
27
Porosidad
La comunidad petrolera, (2012), expone que La porosidad s una medida
de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se
define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a
espacios que pueden almacenar fluidos Según Escobar, (2004), la porosidad
se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la
roca: De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se
define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva (la propiedad inversa a
la porosidad es la compacidad). Matemáticamente
φ =Vp / Vt
Vp = volumen poroso
Vt = volumen total
Cuadro N° 4
Tabla de Rangos de Porosidad
Calidad Porosidad (%)
Muy Buena >20
Buena 15 – 20
Moderada 10 – 15
Pobre 5 – 10
Muy Pobre < 5
Tomado del Proyecto de Grado, análisis de las relaciones porosidad y permeabilidad
en sedimentos no consolidados. Da Silva, (2011). Pág. 14
Saturación de fluidos
Para Escobar, (2004), es la relación que expresa la cantidad de fluido que
satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen
poroso se puede volumétricamente determina cuanto fluido existe en una
roca. Según Buenas tareas (2010), en los poros de la roca reservorio quedan
28
atrapados fluidos que consisten en hidrocarburos: petróleo y gas y agua. De
acuerdo a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento, y a la
posición estructural, en el sistema de poros pueden estar presentes las tres
fases en forma separada, o el gas puede estar disuelto completamente. La
cantidad de volumen de un determinado fluido en el sistema de poros o
espacio poral, con relación al volumen total, expresado en fracción o en
porcentaje es lo que se llama saturación.
Presión
Según el Manual de Well Control (2003), es la fuerza que se ejerce sobre
una unidad de área, tal como libra sobre pulgada (PSI). Las presiones con
las que se trata a diario en la industria petrolera incluye la de los fluidos,
formación, fricción y mecánica; cuando se exceden ciertos límites de presión
puede resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y pérdidas
de vida. Cuando los fluidos ejercen presión es el resultado de la densidad del
fluido y la altura de la columna del fluido, la densidad es normalmente
medida en libras por galón (LPG) o kilogramos por metros cúbicos (Kg/m3);
jun fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor.
Características del petróleo
Viscosidad
Según Rodríguez, (2007), se define como viscosidad de fluido a la fricción
interna o resistencia ofrecida por el fluido al movimiento relativo de sus
partes. Es una de las características más importantes de los hidrocarburos
en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y
petroquímica. La viscosidad de los crudos representa su característica de
fluidez, disminuye con aumento de temperatura y con aumento de la razón
gas disuelto – petróleo, pero aumenta en presión. Por debajo del punto de
burbujeo, la viscosidad disminuye con aumento de presión debido al efecto
29
del gas que entra en solución. Otro índice de apreciación de la fluidez de los
crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más fluidez.
Gravedad ºAPI
Según Rodríguez, (2007), la densidad, la gravedad específica o los
grados API (American Petroleum Institute) denota la relación correspondiente
de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua. La
clasificación de los crudos por rangos de gravedad ºAPI utilizado en la
industria venezolana de los hidrocarburos a condiciones normales son las
siguientes:
Cuadro N° 5
Tabla de Rangos de los °API
Condensados >42 °API
Livianos >30 °API
Medianos >22, <29 °API
Pesados >10, <21 °API
Extra-pesados <10 °API
Tomado del Manual de Ingeniería básica de Yacimientos, Rodriguez, (2007)
Composición
La página electrónica Buenas Tareas, (2013) señala que, todos los tipos
de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener
unos pocos compuestos de azufre y de oxigeno; el contenido de azufre varia
entre un 0,1 y un 5%. Dichos hidrocarburos pueden separarse por destilación
fraccionada de la que se obtienen aceites ligeros (gasolina), vaselina,
parafina, asfalto y aceites pesados. El petróleo contiene elementos
gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia varía desde un líquido tan poco
viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por
30
lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en
el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el
yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural. La
composición elemental del petróleo normalmente está comprendida dentro
de los siguientes intervalos:
Cuadro N° 6
Composición elemental del petróleo
Carbono 84 - 87
Hidrogeno 11 - 14
Azufre 0 - 2
Nitrógeno 0.2
Tomado de la pagina electrónica Buenas Tareas (2013)
Litología
Según la Revista en línea la guía (2007), la Litología es la parte de la
Geología que trata de las rocas, el tamaño de grano, de las partículas y sus
características físicas y químicas. La litología es fundamental para entender
cómo es el relieve, ya que dependiendo de la naturaleza de las rocas se
comportarán de una manera concreta ante los empujes tectónicos, los
agentes de erosión y transporte, y los diferentes climas de la Tierra.
Factores favorables y desfavorables
Según Izarra, (2011), los factores favorables son alta temperatura del
yacimiento, alto buzamiento, espesor neto alto en relación con el total, baja
permeabilidad y alta porosidad. Mientras que en los factores desfavorables
se tienen fracturas extensivas, grande capa de gas, fuerte empuje de agua,
31
fluidos producidos altamente constantes y problemas serios con emulsiones
pre-existente.
Sistema de Variables
Tamayo y Tamayo (2002), denomina variable a un aspecto o dimensión
de un fenómeno que tiene como características la capacidad de asumir
distintos valores, ya sea cuantitativa o cualitativamente.la validez de una
variable depende sistemáticamente del marco teórico que fundamenta el
problema y del cual se ha desprendido de su relación directa con la hipótesis
que la respalda. En el presente estudio la variable quedará representada por
los procesos de recuperación térmica, la misma se desarrollará conceptual y
operacionalmente de la siguiente manera:
Variable: Procesos de recuperación térmica
Definición Conceptual
Oroscoira, (2011) define los métodos de recuperación térmica, como el
proceso de introducir calor al yacimiento, de tal manera que se genere un
aumento en la temperatura promedio de la zona de interés disminuyendo la
viscosidad del fluido, lo cual se refleja en la disminución de la resistencia
al flujo de fluidos en el medio poroso, a su vez es considerada como la
tercera o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo.
Definición Operacional
Operacionalmente, los procesos de recuperación térmica se orientará
mediante la comparación de un método convencional y una nueva técnica de
aplicación para campos petroleros, ambos se refieren a procesos calurosos.
De igual forma se identificara cada uno de los parámetros que se requiere
tener en un yacimiento para que puedan ser aplicados, donde se analizara
con cual proceso se obtiene mayor factor de recobro de los depósitos te
crudos pesados.
Definición de Términos Básicos.
32
Absorción: Un proceso para separar mezclas en sus constituyentes,
aprovechando la ventaja de que algunos componentes son más fácilmente
absorbidos que otros. Un ejemplo es la extracción de los componentes más
pesados del gas natural. (Manual de Well Control 2003)
Adsorción: Consiste en la separación de uno o más componentes de una
mezcla gaseosa con la ayuda de un solvente líquido con el cual forma
solución. (Manual de Well Control 2003)
API: Siglas del Instituto Americano del Petróleo. (Rodríguez 2007)
Arenas: Roca sedimentaria, formada por granos principalmente de cuarzo,
consolidada en areniscas, en las cuales se encuentran la mayoría de los
yacimientos venezolanos. (Manual de Well Control 2003)
Asfáltenos: son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular
con un rango de 1000 a 50000 kg/kgmol, que se encuentran en dispersión
coloidal en algunos crudos. Se definen como fracciones que se encuentran
en el crudo, solubles en solventes aromáticos como el benceno, tolueno y
xileno, pero insoluble en n-alcanos de cadena corta (bajo peso molecular)
como por ejemplo el n-pentano, y pueden ser derivados del petróleo y/o
carbón. Los asfaltenos son partículas sólidas semicristalinas de color café o
negro que contienen anillos condensados de hidrocarburos aromáticos.
(Borges Oswaldo 2013)
Bitumen: Hidrocarburo sólido o semi-sólido, inmóvil en las condiciones de
presión y temperatura del yacimiento debido a su alta viscosidad. Además
tiene una gravedad menor de 8,3 ºAPI y un punto de fluidez superior a 60 ºC.
(PDVSA 2005)
33
Catalizador La idea de catalizador proviene de la de catálisis, un proceso
que supone la aceleración de un evento o reacción natural. Así, la catálisis
implica la alteración (tanto natural como artificial) de un proceso y la
aplicación de velocidad sobre el mismo para llegar a su resolución más
rápidamente. El proceso de catálisis puede darse en muchos aspectos en la
naturaleza y ser el resultado natural de la acción de diferentes entes o
elementos. (Definiciones ABC 2007)
Coquización: Un proceso de desintegración térmica para romper las
moléculas grandes en otras más pequeñas con la generación de coque de
petróleo. (Manual de Well Control 2003)
Hidrocarburo: Los hidrocarburos son compuestos orgánicos que contienen
diferentes combinaciones de carbono e hidrógeno, presentándose en la
naturaleza como gases, líquidos, grasas y, a veces, sólidos. (Sociedad
Nacional de Minería, Petróleo y Energía 2012)
Medio Poroso: es un sólido impregnado por una red interconectada de
poros vacíos llenados de un líquido (líquido o gas). Generalmente la matriz
sólida y la red del poro (también sabida como el espacio de poro) se asumen
para ser continuas, para formar dos series continuas de interpenetración
tales como adentro una esponja. (Manual de Well Control 2003)
Petróleo: es una sustancia orgánica compuesta básicamente de
hidrocarburos extraídos desde el interior de la Tierra, hidrocarburos que se
obtienen a partir de la fosilización de restos orgánicos. (Importancia del
petróleo 2002)
Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a
efecto de explorar o para extraer aceite o gas. (Manual de Well Control 2003)
34
Presión: El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por
peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre
área. (Manual de Well Control 2003)
Viscosidad: La viscosidad es la principal característica de la mayoría de
los productos lubricantes. Es la medida de la fluidez a determinadas
temperaturas. (Rodríguez 2007)
Yacimiento: Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como
arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos aceite,
gas y agua. (Manual de Schlumberger 2002)
35
Capítulo III:
Marco Metodológico
36
CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
Toda investigación científica debe tener un marco metodológico, el cual
establece las pautas y procedimiento que el investigador lleva a cabo para
recabar la información que requiere, así como los procedimientos
estadísticos y analíticos que permitan plantear los resultados obtenidos y las
conclusiones a la problemática que ha planteado.
Modalidad de la investigación
Para Chávez, (2004), toda investigación documental depende
esencialmente de todo material de carácter permanente, es decir; que se
pueda acudir como fuente o referencia en cualquier momento o lugar sin que
se altere su contexto y sentido. Afirma que la finalidad de los estudios
documentales recolectar información de documentos escritos y no escritos
susceptibles de ser analizados. En tanto que Arias, (2006), describe una
investigación Documental, como un proceso basado en la búsqueda,
recuperación, análisis, critica e interpretación de datos secundarios. Esta
investigación se basa en lo documental debido a que permite un
conocimiento previo de los datos obtenidos y registrados por otros
investigadores en fuentes documentales, impresas, audiovisuales, o
electrónicas.
Tipo de investigación
Tamayo, (2003) define la investigación descriptiva como el estudio que
busca únicamente describir situaciones o acontecimientos; básicamente no
37
está interesado en comprobar explicaciones, ni en probar determinadas
hipótesis, ni en hacer predicciones. Con mucha frecuencia las descripciones
se hacen por encuestas (estudios por encuestas), aunque éstas también
pueden servir para probar hipótesis específicas y poner a prueba
explicaciones.
Esta investigación se cataloga como descriptiva, porque proporciona
mayor información sobre el problema; es decir, se define clara y
profundamente la situación del problema, identificando las variables de
mayor importancia que afecten directa e indirectamente al desarrollo de la
investigación logrando la familiaridad con el tema partiendo del hecho de
llevar a cabo una investigación más completa.
Hernández, (2002) indica que: “la investigación analítica correlacional
tiene como propósito medir el grado de relación que exista entre dos o más
conceptos. Miden dos o más variables que se pretende ver, si están o no
relacionadas en los mismos sujetos y después se analiza la correlación.
Saber cómo se puede comportar un concepto o variable conociendo el
comportamiento de otras variables relacionadas. La correlación puede ser
positiva o negativa. Si es positiva, significa que sujetos con altos valores de
variable tenderán a mostrar altos valores en la otra variable. Si no hay
correlación indica que las variables varían sin seguir un patrón sistemático
entre sí”.
Tamayo y Tamayo (2002), define lo que es una investigación descriptiva
donde el énfasis se aplica al análisis de los datos con los cuales se
presentan los fenómenos o hechos de la realidad que, dada su similitud, es
necesario describir sistemáticamente a fin de evitar un posible error en su
manejo. Según los objetivos perseguidos esta investigación es correlacional
ya que busca relacionar la técnica thai/capri con el método de recuperación
térmica combustion in situ, también la de comparar el comportamiento de
cada método a partir de porcentajes de recobro, ventajas y desventajas y
complejidad de aplicaciones operacionales.
38
Esta investigación a su vez es comparativa ya tiene como objeto lograr la
identificación de diferencias o semejanzas con respecto a la aparición de un
evento en dos o más contextos, grupos o situaciones diferentes. Según
Hernández, (2002), la comparación es la actividad de la razón que pone en
correspondencia unas realidades con otras para ver sus semejanzas y
diferencias. La comparación es posible porque existe una relación de
analogía entre las diversas realidades.
Operacionalización de la variable
Para Chávez, (2004), consiste en definir las operaciones que permiten
medirlas, es decir; los indicadores observables por medio de los cuales se
manifiesta, de manera que una definición operacional puede señalar el
instrumento por medio del cual se hará la medición de la variable. Por otra
parte Tamayo y Tamayo (2002), expresa que es un conjunto de operaciones
secuenciales para la conversión de una variable en datos. Es llevar una
variable que está en términos abstractos a un nivel operacional, empírico.
Ver cuadro 1.
39
40
Cuadro 7Operacionalización de la Variable.Objetivo General: Comparar los Procesos de Recuperación Térmica Combustión in situ y Thai/Capri para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolíferos.
Variable Objetivos Específicos Dimensiones IndicadoresTécnicas de Recolección
de Datos
Técnicas de Análisis de
DatosProcesos
de recuperación
térmica
Describir el método de recuperación térmica Combustión in situ para obtener el máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos
Método Combustion in
situ
Pozo inyector/Vertical. Zona de combustión. Zona de coque. Pozo productor/Horizontal.
Entrevista no estructurada
Revisión documental
Análisis Cualitativo o de contenido
Identificar la técnica de recuperación térmica THAI/CAPRI para obtener el máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos
Técnica THAI/CAPRI
Thai/Capri. Proceso Thai/Capri. Características del Thai/Capri.
Caracterizar los criterios de diseños en los cuales pueden ser aplicados los procesos de recuperación térmica Combustión in situ y THAI/CAPRI para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolíferos
Criterios de diseño
Yacimiento: Permeabilidad, Espesor, Porosidad, Saturación de los fluidos, Presión.
Características de petróleo: Viscosidad, Gravedad API, Composición.
Litología. Factores favorables y
Desfavorables.
Establecer comparaciones entre los procesos de recuperación térmica Combustion in situ y THAI/CAPRI
Comparación entre los procesos
Combustion in situ y
THAI/CAPRI
Eficiencia. Porcentaje de producción. Aplicación. Económico.
40
Población y Muestra
Población
Se puede definir como el conjunto de todos los entes que contiene una
serie de características similares, establecen patrones de un modelo o
estudio a seguir en una investigación. Para Tamayo y Tamayo (2002) la
población es la totalidad del fenómeno a estudiar, donde las unidades
poseen una característica común la cual se analiza y da origen a los datos de
la investigación, es decir, son las personas o elementos cuya situación se
está investigando.
Para Arias, (2004) La población es el conjunto de elementos con
características comunes que son objetos de análisis y para las cuales serán
validadas la conclusión de la investigación. Por naturaleza de éste estudio es
un caso único, el cual se concentra en uno o pocos elementos no como un
conjunto sino como una sola unidad, donde la población no aplica ya que no
se trabajó directamente con el fenómeno de estudio. Para esta investigación
la unidad de análisis estuvo conformada por los procesos térmicos
Combustión In Situ y Thai Capri para obtener un factor de recobro en
yacimientos petrolíferos.
Muestra
La muestra descansa en el principio en que las partes representan al todo
y por tal refleja las características que definen la población de la cual, fue
extraída, lo cual nos indica que es representativa, es decir, que para ser una
generalización exacta de una población es necesaria tomar una muestra
representativa y por lo tanto la validez de la generalización depende de la
validez y tamaño de la muestra” (Tamayo, 2003)
41
La muestra es un grupo seleccionado por el investigador, con el objeto de
verificar un hecho, idea o cosa, es decir, para demostrar a lo que se refiere
estableciendo diferentes criterios de allí pues, Tamayo, (2003), define la
muestra como “Una reducida parte de un todo, de lo cual sirve para describir
las principales características de aquel”. Según Hernández, (2002), señala
que: “La muestra es, en esencia, un subgrupo de la población. Es un
subconjunto de elementos que pertenecen a ese conjunto definido en sus
características al que se llama población”. Al igual que la población la
muestra no es aplicable, por anteriormente expuesto.
Técnica e instrumentos de recolección de datos
Arias (2006), una investigación no tiene sentido o significado sin las
técnicas de recolección de datos, pues es cualquier recurso, dispositivo,
formato (en papel o digital) que se utiliza para obtener, registrar, o almacenar
información. Según Bavaresco (2006), estas técnicas conducen a la
verificación del problema planteado, cada tipo de investigación determinara
las técnicas a utilizar y cada técnica establece sus herramientas,
instrumentos, o medios que serán empleados. En la presente investigación
se aplicaran diversas técnicas que permitirán establecer los parámetros para
la definición de la variable. Las fuentes de recolección de datos utilizados en
esta investigación pueden clasificarse según su procedencia en:
Entrevistas no estructuradas
Fuentelzas, (2006), señala que en la entrevista no estructurada las
preguntas y su orden así como las respuestas, no están prefijadas, es una
entrevista muy flexible en la que el entrevistador estará atento al curso de la
entrevista, el cual surgirán nuevas preguntas. Por otra parte Sabino (2002),
define la entrevista no estructurada como aquélla en que existe un margen
42
más o menos grande de libertad para formular las preguntas y las
respuestas. No se guían por lo tanto por un cuestionario o modelo rígido,
sino que discurren con cierto grado de espontaneidad, mayor o menor según
el tipo concreto de entrevista que se realice. La misma se aplicará a
especialistas del área.
Revisión documental
Para Arias, (2006), los datos secundarios constituyen el fundamento
esencial en el desarrollo metodológico de la investigación, por ser registros
escritos que han sido recogidos y muchas veces procesados, por otros
investigadores. La técnica de recolección de datos utilizada en esta
investigación también fue de tipo secundaria, ya que se manejo la
observación documental o bibliográfica. El material consultado en: Textos
bibliográficos, Tesis de grado, Consultas en Internet. En la investigación se
utilizaron las técnicas antes mencionadas. Estas brindan al investigador el
soporte de la investigación permitiendo la elaboración de bases teóricas
referidas al tema en estudio.
Técnica de análisis de datos
Arias, (2006), las técnicas de análisis de datos representan un análisis
cualitativo que utiliza la recolección de datos sin medición numérica para
descubrir o afinar preguntas de investigación en el proceso de interpretación.
El análisis cualitativo, a veces referido como investigación naturalista,
fenomenológica, interpretativa o etnográfica, es una especie de paraguas en
el cual se incluye una variedad de concepciones, visiones, técnicas y
estudios no cualitativos.
Los datos obtenidos a través de la utilización de las técnicas de
recolección de datos antes mencionadas fueron analizados, mediante la
43
aplicación combinada de una serie de objetos explicativos como lo son:
Tablas, en las cuales se expresan datos numéricos producto de
experimentos de laboratorio y registros comparativos de producción, entre
otros. Datos reales de campo, pertenecientes a los primeros reportes de
producción del pozo bajo estudio. Imágenes, que proporcionan un
conocimiento visual y representativo del sistema completo.
Procedimiento de la investigación
Sabino, (2002), Se refiere a los pasos que se deben seguir para lograr la
demostración que se pretende. Los pasos a seguir en la aplicación de la
metodología seleccionada, su descripción debe ser completa y sirven para
poner en claro, la conexión lógica que se da entre el juicio que se pretende
demostrar y los fundamentos que se toman como base. La investigación se
desarrolló de la siguiente manera:
Se comenzó describiendo el método combustión in situ sus tipos,
proceso, ventajas y desventajas.
Seguidamente se identificó la técnica Thai/Capri definiendo su proceso,
características, ventajas y desventajas.
Una vez explicado los dos procesos térmicos en estudio se caracterizaron
los criterios de diseños en las cuales pueden ser aplicados.
Finalmente se analizará si la técnica Thai/Capri da un mayor factor de
recobro en yacimientos petrolíferos que el método combustión in situ.
44
Capítulo IV:
Resultados
45
CAPITULO IV
RESULTADOS
En este capítulo se describen y analizan los resultados obtenidos de la
información recopilada de un carácter permanente, a través de la aplicación
de técnicas e instrumentos, tales como la entrevista no estructurada, la
revisión documental y técnicas de análisis de datos, que nos permite
describir, identificar, caracterizar y establecer cada uno de los objetivos
planteados en esta investigación.
En el presente capitulo se encierran parámetros relevantes que son el
resultado de la operacionalización de la variable, luego de haber
implementados los instrumentos que ofrecen un sustento técnico al estudio,
un determinado número de formas que ceden a la comprensión de las
situaciones y fenómenos referentes a la investigación, además que parten de
un análisis integral de los factores involucrados que afectan a la variable a
objetivo de estudio.
En esta etapa, se estructura y organiza los datos obtenidos en un
esquema que le permita el desarrollo del trabajo sobre el tema tratado. Para
ello se procede a evaluar los datos a fin de determinar su validez interna y
externa para precisar su consistencia dentro del estudio la cual una vez
identificada para cada dato o información conducirá a la selección pre
definitivo de la información a utilizar en el desarrollo de la investigación. A
continuación se muestran los resultados obtenidos por cada objetivo de
investigación establecidos así como una comparación entre los procesos de
recuperación térmica Combustion In Situ y Thai/Capri para obtener el
máximo factor de recobro en yacimientos petrolíferos.
46
Descripción del método de recuperación térmica Combustion in situ
La combustión es una reacción química de oxidación, en la cual se
desprende una gran cantidad de energía, en forma de calor y luz,
manifestándose visualmente como fuego. En toda combustión existe un
elemento combustible y otro que produce la ignición (comburente). Es un
método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca
del 10 %) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia
térmica.
El principio de la combustion in situ consiste en la realización de un
proceso de ignición en una formación impregnada de crudo, ya que el crudo
presenta la propiedad de oxidarse fácilmente da lugar a una serie de
reacciones exotérmicas, inyectando aire, se quemar dicha parte del crudo y
generar energía calorífica suficiente para facilitar la producción de las
fracciones no quemadas.
Este proceso se inicia bajando un calentador por el pozo inyector y luego
se inyecta aire hacia el fondo del pozo para colocar en marcha el calentador,
una porción del petróleo en el yacimiento se quema para generar el calor,
hasta lograr el encendido. Después de calentar la roca circundante, el
calentador se retira, pero la inyección de aire continúa para mantener el
frente de combustión.
Según Alvarado (2002), el calor generado por el calentador y el crudo
alrededor de pozo inyector oscila entre 460 y 650 ºC, dicho calor se
distribuye a lo largo del yacimiento mediante el bombeo constante del aire, la
cámara de combustión se expande e invade al yacimiento a medida que esto
sucede formando el frente de combustión, se debe destacar que dicho frente
de combustión por diferencial de presión se desplaza a lo largo de todo el
yacimiento, hasta llegar a formar la zona de coque, que es la encargada de
proveer el combustible necesario para que continúe la combustión.
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Los productos formados llámese gas, vapor o petróleo se mueven hacia el
pozo horizontal por una zona que se llama zona de petróleo movible. Durante
este proceso se tiene un pozo productor horizontal, que permite extraer los
fluidos de las formaciones productoras, este pozo se encuentra lo más cerca
posible del fondo de la capa de petróleo que se denomina petróleo frio. El
máximo factor de recobro extraído durante este método es de un 30 %,
debido a sus principales problemas que es no saber controlar el frente de
combustión y la gran falta de confianza en este método, debido a la relación
entre proyectos exitosos y fallidos.
Figura 6. Proceso de la combustion in situ. Tomado de la revista en linea combustión in situ. Izarra, G (2011).
Técnica de recuperación térmica THAI/CAPRI
La técnica de recuperación térmica THAI (Toe To Heel Air Injection),
inyección de aire punta talón, es un nuevo proceso que propone solucionar
los problemas asociados con los métodos convencionales de combustión in
situ, debido a la desestabilización de los frentes de inundación. El objetivo
principal de THAI, es prevenir la segregación gravitacional de los líquidos
inyectados y desplazados in situ con el fin de generar un mejor frente de
barrido para desplazar los fluidos en el yacimiento.
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THAI, combina una configuración especial de pozo vertical y horizontal
con combustion in situ, este proceso realiza un mejor barrido de los fluidos
del yacimiento y permite controlar el frente de combustión. Puede ser
utilizado en cualquier zona con crudo pesado o en yacimientos donde
previamente se realizaron extracciones de crudo por medio de métodos
convencionales como inyección de vapor, inyección de agua caliente y
combustión in situ.
La técnica CAPRI (Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion),
infusión de resina controlada a presión atmosférica; es una versión catalítica
del proceso THAI que emplea una película externa de catalizador en el pozo
productor horizontal para mejorar la calidad de los hidrocarburos donde al
llevarse a cabo, existiría un gran potencial para mejorar el crudos pesados de
8 – 10 °API hasta 24 – 26 °API. La idea que sustenta a THAI/CAPRI
consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo
pesado y al mismo tiempo, mejorar el crudo antes de que salga del subsuelo.
El proceso de la técnica THAI/CAPRI consiste en lo siguiente:
Se inicia el fuego que alimenta la compresión de aire del pozo vertical de
inyección en cuya extremo se encuentra la punta del pozo horizontal.
La cámara de combustión se expande a medida que se bombea aire, y
esto provoca calor dentro del yacimiento.
El crudo, inicialmente frío, es calentado debido al calor generado por la
cámara de combustión. Esto provoca la disminución de la viscosidad del
crudo, haciendo más fácil el flujo de fluidos hacia el pozo horizontal de
producción.
En vez de propagarse en cualquier dirección, el frente de combustión por
diferencial de presión se mueve por el pozo horizontal desde la punta
hasta el talón.
La primera etapa del proceso THAI/CAPRI (fase inicial o
precalentamiento) es una fase en la que se inyecta aire a través del pozo
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vertical para calentar el yacimiento y favorecer la movilidad del aceite; su
aplicación depende de las condiciones de viscosidad del aceite y de la
temperatura del yacimiento; puede variarse el grado en el que el aire fluye
hacia la formación durante la operación. El inyectar aire en el yacimiento
aumenta la región quemada, un flujo de aire alto puede emplearse para
mantener la oxidación a alta temperatura y una tasa de producción de
petróleo alta.
La otra etapa o estado estacionario, es en la que el frente de combustión
se forma debajo del pozo vertical, estabiliza el desplazamiento a lo largo del
yacimiento, y regulariza el ritmo de producción de hidrocarburos, es decir,
que permite el drene por gravedad del aceite caliente hacia el pozo productor
y es el momento en el cual se inicia la producción del aceite. La reacción
creada por el frente de combustión provoca que los fluidos desciendan al
pozo productor (horizontal) y entren en contacto con el catalizador, el crudo
caliente drena a través del catalizador hasta el pozo y es aquí donde ocurre
la reacción química. El mejoramiento del aceite se produce al activarse la
conversión catalítica, ya que el aceite movilizado pasa a través de la capa del
catalizador.
Este proceso es similar al método de Combustion In Situ, lo que lo
diferencia es que CAPRI es un catalizador (sustancia), capaz de acelerar o
retardar la reacción química que ejercerá sobre el crudo, los catalizadores
no altera el balance energético final de la reacción química, sino que sólo
permite que se alcance el equilibrio con mayor o menor velocidad del
catalizador, dicha sustancia se encuentra ubicado alrededor del relleno de grava
del pozo productor y es colocado durante la completación del mismo, los
productos no deseados como azufre, asfáltenos y metales pesados se separan
del crudo durante este proceso.
Con la utilización de la técnica THAI/CAPRI se puede conseguir hasta un
80% de recuperación máxima de los yacimientos petrolíferos, el objetivo de
manejar este proceso en depósitos de crudo pesado o extra-pesado es de
50
eliminar los problemas de conificación del gas, facilitar el flujo de fluidos por
drene gravitacional, minimizar los problemas generados por la
heterogeneidad del yacimiento, controlar el movimiento de la cámara de
combustión, lo que implica que la ignición se mueva hacia el principio (Heel o
Talon) del pozo horizontal y que no se propague en cualquier dirección y por
ultimo modificar las fracciones del petróleo para la obtención de productos en
cantidad y calidad acorde con los requisitos del mercado.
Caracterizar los criterios de diseño en los cuales pueden ser
aplicados los procesos de recuperación térmica
Combustion in situ y THAI/CAPRI
Basados en proyectos de campo, estudios teóricos y de laboratorio, se
pueden establecer una serie de condiciones deseables que un yacimiento
debe tener para ser considerado técnicamente atractivo para un proyecto de
combustión in situ. En el cuadro Nº 4, se pueden observar los parámetros
necesarios para la aplicación de los procesos térmicos con el objetivo de
obtener el máximo factor de recobro de los yacimientos petrolíferos.
Para poder manejar los métodos in situ en estudios se debe tener una
relación entre permeabilidad y espesor, y debe ser mayor de 10.0 md-pie.
Una saturación de petróleo del orden de 500 bbls acre/pie o mayor, esto
implica una porosidad del orden del 20% y saturación porcentual de petróleo
del orden del 50%. La saturación inicial de gas debe ser lo suficiente para
hacer la operación económicamente atractiva.
La saturación de agua no es critica pero debe ser menor de 40%, La
profundidad puede ser cualquier valor pero es recomendable sea mayor de
700 pies. La gravedad del petróleo debe estar en el rango de 0° a 35° API.
Para ambos procesos la composición, litología, factores favorables y
desfavorables son propios y precisos a los yacimientos.
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Cuadro Nº 4
Parámetros para la aplicación de los procesos térmicos en estudio
Criterios de diseño Combustion In Situ Thai/Capri
Yacimiento Recomendado
Permeabilidad >10 md >50 md
Espesor >15 ft >30 ft
Porosidad >20 %
Saturación de petróleo >500 bl.acre/ft; >50 %
Saturación de agua No es critica pero no debe ser >40%
Saturación de gas Debe ser mayor o igual a 30%
Presión No afecta.
Profundidad >700 ft 3400 m
Características del petróleo Recomendado
Viscosidad >100, <500 cp >400 cp
Gravedad ºAPI <40 ºAPI 10 – 27 ºAPI
Composición Componentes asfáltenos.
Litología Bajo contenido de arcilla.
Tipo de formación Arena con alta porosidad.
Factores favorable
Temperatura del yacimiento alta, espesor
neto alto en relación con el total, baja
permeabilidad y alta porosidad.
Factores desfavorable
Capa grandes de gas, producción
constante de fluidos, problemas con
emulsiones.
Comparaciones entre los procesos de recuperación térmica
Combustion in situ y THAI/CAPRI
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Una manera de producir calor, es mediante una reacción química de
combustión, En este caso de estudio en ambos métodos térmicos se obtiene
quemando una porción de petróleo combinándola con el oxigeno del aire. En
el cuadro N° 5, se observan las comparaciones entre los procesos de
recuperación térmica Combustion in situ y Thai/Capri.
Los yacimientos de crudos pesados y extra-pesados por excelencia se
encuentran en la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente en la Faja
Petrolífera del Orinoco. En la explotación de estos yacimientos es necesario
utilizar métodos de recuperación secundaria o terciaria a fin de aumentar la
movilidad del crudo y así facilitar su extracción. Debido a su alta viscosidad,
se han visto limitada su explotación, siendo la inyección alternada de vapor el
método de recuperación más usado actualmente en Venezuela.
No obstante, en el pasado se han llevado a cabo varios proyectos de
Combustion In Situ, la cual ha probado ser un metodo aplicable en estos
yacimientos. Una de las razones por las que este proceso no se ha
mantenido operativo es debido a su alto grado de complejidad. Es por ello
que se hace necesario mantener un desarrollo e investigaciones continuas
en esta área, estos estudios sumados a la obtención de un modelo detallado
de yacimientos, son la clave para el éxito de estas metodologías
convencionales.
De acuerdo a la complejidad de la Combustion In Situ, surge una variante
del proceso In Situ, llamada THAI/CAPRI, lo cual ha contrariado al método
convencional en los aspectos de eficiencia, aplicación y porcentaje de
petróleo recuperable,; aunque hay un semblante muy importante, es que
ambos procesos no crean impacto ambiental ya que reduce un 22% de
emisiones de dióxido de carbono, al no quemar gas natural en la superficie,
caso inverso de otros métodos de recuperación.
53
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Cuadro N° 5
Comparación entre los procesos térmicos combustion in situ y THAI/CAPRI
Parámetros Combustion In Situ THAI/CAPRI
Eficiencia.No se puede controlar el movimiento del
frente de combustión, lo que dificulta el
control sobre la trayectoria de flujo del
aire dentro del pozo.
Puede controlar el movimiento de la cámara de
combustión, lo que implica que la combustión
se mueva hacia el principio del pozo horizontal,
y no se propague en cualquier dirección.
Factor de Recobro
Recupera hasta un 30% del crudo in situ
según cálculos computarizados.
Recupera hasta un 80% de crudo según
proyectos realizados.
Aplicación
Su aplicación resulta ineficiente y se bebe
a la relación entre proyectos
exitosos y fallidos.
Durante su aplicación puede inyectarse aire en
zonas de difícil acceso lo que lo hace requerir de
menos energía en la superficie para hacer fluir
el bitumen.
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CONCLUSIONES
Es importante el conocimiento de las condiciones geológicas de las
formaciones y de las propiedades de los fluidos para el diseño de un
programa de inyección con menor incertidumbre. En los objetivos planteados
se desarrollo de manera muy general el método Combustion in situ y la
técnica Thai/Capri, la cual establecen como realizar un proceso térmico in
situ y cuales son la características de cada uno, para así obtener un máximo
factor de recobro de los yacimientos de crudo pesado y extra-pesado
Mediante la descripción del método de Recuperación Térmica Combustion
in situ, se fijó que durante la aplicación de dicho proceso se tiene que; el
pozo inyector es usado para inyectar el aire y desplazar los fluidos que se
encuentra en el yacimiento hacia los pozos productores, la zona de
combustión es formada mediante la inyección constante de aire, la zona de
coque se encarga de proveer el combustible necesario para que continúe la
combustión y el pozo productor que permite extraer los fluidos de las
formaciones productoras. Desventajosamente el máximo factor de recobro
extraído durante este método es de un 30 %, debido a sus principales
problemas que es no saber controlar el frente de combustión y la gran falta
de confianza en este método, debido a la relación entre proyectos exitosos y
fallidos.
El proceso THAI/CAPRI es considerado como una variante de la
Combustion in situ, (ISC) pero la disposición horizontal de sus pozos
proporciona una geometría exclusiva de extracción por gravedad y presión,
realiza una mejora in situ mediante el craqueado térmico del crudo pesado y
también puede afrontar una zona de agua de fondo, como ya existe en parte
del proyecto experimental en Christina Lake, efectivamente eliminándola al
vaporizarla. Finalmente permite aumentar la tasa de producción de los
reservorios donde se implementa y por lo general arroja resultados
satisfactorios y las mayores recuperaciones probados de recobro mejorado.
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Por consiguiente se caracterizaron los criterios de diseño para la
aplicación de los procesos de Recuperación Térmica Combustion in situ y
THAI/CAPRI, se determinó que para uno y otro proceso la composición,
litología, factores favorables y desfavorables son propios y precisos a los
yacimientos. Por otra parte para poder operar estos procesos tiene que
haber relación entre propiedades físicas y químicas del yacimiento, como
permeabilidad y espesor, saturación de petróleo y porosidad.
Por último las instalaciones de superficie en los procesos de Recuperación
Térmica Combustion in situ y THAI/CAPRI, requieren principalmente de un
compresor eléctrico para la inyección, y separadores y tanques para el pozo
productor.
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Recomendaciones
En relación a lo anterior es recomendado:
La aplicación de un proceso in situ ya que el impacto en la
reducción de la viscosidad es grande, y emplea como buenos
candidatos a reservorios con crudos pesados y extra-pesados,
muy abundantes en Venezuela.
El uso de la técnica THAI/CAPRI como proceso térmico de recobro
mejorado ya que es una opción común en campos donde los yacimientos
han agotado su energía y necesitan ser estimulados para recuperar las
reservas restantes que poseen.
Realizar estudios a fondo y detallados sobre la posibilidad de utilizar la
técnica THAI/CAPRI para la recuperación de los crudos pesados de la
faja petrolífera del Orinoco ya que no presentan problemas ambientales.
A empresas venezolanas que estén utilizando métodos de recuperación
térmica convencionales, consideren manejar un proceso in situ, como lo
es THAI/CAPRI ya que es más eficiente y recupera hasta un 80% de los
yacimientos de crudo pesado y extra-pesado.
57
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