UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN LA
RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA PETROLÍFERA
DEL ORINOCO
REALIZADO POR:
DOUGLAS DANIEL GUILARTE RIVAS C.I: 16.311.870
JOSÉ GABRIEL MONAYSETI LOZANO C.I: 17.933.809
GHULIANNA TERESA VELÁSQUEZ INDRIAGO C.I: 15.882.256
Seminario presentado ante la Universidad de Oriente como requisito parcial
para optar al Título de:
INGENIERO DE PETRÓLEO
MATURÍN, JUNIO 2.010
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN LA
RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA PETROLÍFERA
DEL ORINOCO
REALIZADO POR:
DOUGLAS DANIEL GUILARTE RIVAS C.I: 16.311.870
JOSÉ GABRIEL MONAYSETI LOZANO C.I: 17.933.809
GHULIANNA TERESA VELÁSQUEZ INDRIAGO C.I: 15.882.256
REVISADO POR:
MATURÍN, JUNIO DE 2.010
____________________________________________________________
Ing. Alicia Da SilvaAsesor Académico
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN LA
RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA PETROLÍFERA
DEL ORINOCO
REALIZADO POR:
DOUGLAS DANIEL GUILARTE RIVAS C.I: 16.311.870
JOSÉ GABRIEL MONAYSETI LOZANO C.I: 17.933.809
GHULIANNA TERESA VELÁSQUEZ INDRIAGO C.I: 15.882.256
APROBADO POR:
MATURÍN, JUNIO DE 2.010
________________________________________________________________Ing. Milagros Sucre
Jurado Principal
________________________________________________________________ Ing. Tomás Marín Jurado Principal
________________________________________________________________Ing. Henry Martínez
Jurado Principal
RESOLUCIÓN
De acuerdo al artículo 44 del reglamento de trabajos de grado: “Los trabajos de
grado son de exclusiva propiedad de la UNIVERSIDAD DE ORIENTE y sólo
podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo
respectivo, quien lo participará al Consejo Universitario”.
CONTENIDO
PAGINA DE PRESENTACIÓNPAGINA APROBATORIARESOLUCIÓN...........................................................................................................ivCONTENIDO...............................................................................................................vLISTA DE FIGURAS...............................................................................................viiRESUMEN................................................................................................................viiiINTRODUCCIÓN.......................................................................................................1CAPÍTULO I................................................................................................................2EL PROBLEMA..........................................................................................................2
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA............................................................21.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN...........................................................3
1.2.1 Objetivo General 31.2.2 Objetivos Específicos 3
1.3 JUSTIFICACIÓN................................................................................................4CAPÍTULO II.............................................................................................................5MARCO TEÓRICO....................................................................................................5
2.1 FUNDAMENTOS TEÓRICOS..........................................................................52.1.1 La Corrosión: 52.1.2 Clasificación y características de los distintos procesos de corrosión: 72.1.3 Tipos de corrosión más comunes en la industria del Gas Natural: 8
2.1.3.1 Corrosión Uniforme:..............................................................................82.1.3.2 Corrosión Galvánica o entre Dos Metales Diferentes:..........................9
2.1.3.2.1 Factores que influyen en la corrosión galvánica..........................102.1.3.2.2 Precauciones para evitar la Corrosión Galvánica:........................11
2.1.3.3 Corrosión por Hendiduras:..................................................................122.1.3.4 Corrosión por Picaduras:.....................................................................122.1.3.5 Corrosión Intergranular:......................................................................132.1.3.6 Corrosión por Disolución Selectiva:....................................................142.1.3.7 Corrosión por Fatiga:...........................................................................14
2.1.3.7.1 Precauciones generales para prevenir la corrosión por fatiga:.....152.1.3.8 Corrosión Bacteriológica:....................................................................152.1.3.9 Erosión/Corrosión:...............................................................................162.1.3.10 Corrosión Dulce o Corrosión por Dióxido de Carbono (CO2):.........17
2.1.3.10.1 Tipos de Corrosión por CO2 según Ikeda:..................................192.1.3.10.2 Factores que influyen en el fenómeno de corrosión por CO2:....21
2.1.3.11 Corrosión Agria o Corrosión por Ácido Sulfidrico (H2S):................222.1.3.11.1 Además se pueden presentar otros tipos de corrosión por H2S:. 24
2.1.3.12 Corrosión por Efecto Combinado de CO2 y H2S:..............................242.1.4 Factores que Afectan la Resistencia a la Corrosión: 25
2.1.4.1 Factores Termodinámicos:..................................................................262.1.4.2 Factores Electroquímicos:...................................................................26
2.1.4.2.1 Las Reacciones Electroquímicas:.................................................262.1.4.2.2 Polarización:.................................................................................272.1.4.2.3 Pasivación:....................................................................................28
2.1.4.3 Factores Metalúrgicos:........................................................................282.1.4.3.1 Microestructuras:..........................................................................292.1.4.3.2 Aleaciones:...................................................................................292.1.4.3.3 Zonas de Imperfección:................................................................29
2.1.4.4 Factores Ambientales:.........................................................................302.1.4.4.2 Temperatura:.................................................................................312.1.4.4.3 Velocidades de Flujo:...................................................................312.1.4.4.4 Concentración de los Agentes Corrosivos:...................................31
2.1.5 Proceso de Corrosión Electroquímica: 322.1.5.1 Requerimientos Básicos para la Corrosión Electroquímica:...............342.1.6 2 Técnicas para el Monitoreo de la Corrosión........................................36
2.1.7 Velocidad de Corrosión: 402.1.7.1 Formas de expresar la velocidad de corrosión:...................................402.1.7.2 Velocidades de corrosión en función de las medidas de probetas de resistencia eléctrica:.........................................................................................412.1.7.3 Efecto de las Condiciones Hidrodinámicas y Patrones de Flujo sobre la Velocidad de Corrosión en Líneas de Gas:.....................................................41
2.1.7.3.1 Patrones de Flujo:.........................................................................422.1.7.4 Principios del Flujo Bifásico:..............................................................432.1.7.5 Tipos de Flujo:.....................................................................................45
2.1.8 Métodos para el Control de la Corrosión: 472.1.8.1 Revestimiento:.....................................................................................48
2.1.8.1.1 Funciones de los Sistemas de Revestimientos:.............................482.1.8.1.2 Tipos de Revestimientos: Los revestimientos pueden ser clasificados en cinco grandes grupos:.........................................................492.1.8.1.3 Revestimientos más usados en la Industria Petrolera...................522.1.8.1.4 Propiedades de los Revestimientos:.............................................54
2.1.8.2 Inhibidores de Corrosión:....................................................................562.1.8.2.1 Tratamiento por Tapones:.............................................................582.1.8.2.2 Tratamiento Continuo:..................................................................58
2.1.8.3 Protección Catódica:............................................................................582.1.8.3.1 Fundamento de la Protección Catódica:.......................................59
2.1.9 Determinar la Velocidad de Corrosión en un Gasoducto 602.2 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS.........................................................................63
CONCLUSIONES.....................................................................................................65RECOMENDACIONES...........................................................................................66BIBLIOGRAFÍA.......................................................................................................67
LISTA DE FIGURAS
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICOFigura nº 2.1: corrosión uniforme..............................................................................6Figura nº 2.2: Proceso de Corrosión Galvánica.........................................................6Figura nº 2.3: Corrosión Intergranular.......................................................................6Figura nº 2.4: Erosión/Corrosión...............................................................................6Figura nº 2.5: Corrosión por C02 en tubería de transporte de Gas............................6Figura nº 2.6: Corrosión en Tuberías de Acero al Carbón por (H2S)........................6Figura nº 2.7: Corrosión por Efecto Combinado CO2 y H2S.....................................6Figura nº 2.7: Corrosión Electroquímica Metálica....................................................6Figura nº 2.8: Proceso de Corrosión electroquímico.................................................6
UNIVERSIDAD DE ORIENTENÚCLEO MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOMATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
RESUMEN
FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN LA
RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA PETROLÍFERA
DEL ORINOCO
Autores: Asesor
Br: Douglas Daniel Guilarte Rivas Académico: Ing. Alicia Da Silva
Br: José Gabriel Monayseti Lozano
Br: Ghulianna Teresa Velásquez Indriago
En el presente trabajo se estudió la factibilidad para la ejecución del proceso de combustión en sitio convencional en la Faja Petrolífera del Orinoco a través de pruebas experimentales previamente realizadas por diversos investigadores , donde se describió los diversos parámetros operacionales requeridos por este proceso, además de los criterios necesarios para la selección del yacimiento y aplicación del mismo, también se estableció las diversas pruebas realizadas a través de pruebas de tubo de combustión en posición vertical donde se obtuvo un adecuado factor de recobro e igualmente un mejoramiento de la gravedad API de la muestra de crudo inicialmente utilizada, lo que demuestra la efectividad de este proceso como método de recuperación mejorada en la recuperación de crudos pesados.
MATURÍN, JUNIO DE 2.010
INTRODUCCIÓN
La Faja Petrolífera del Orinoco es la mayor acumulación de hidrocarburos líquidos en
el planeta, principalmente de crudos pesados y extrapesados. En la actualidad se ha
estimado que este gran yacimiento contiene aproximadamente 962 millones de
barriles de petróleo pero debido a que estos crudos presentan altas viscosidades se
tiene un factor de recobro entre 5 y 10%, por ello es necesario extraer la mayor
cantidad posible de crudo a través de la aplicación de tecnologías como la combustión
en sitio.
La Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada de hidrocarburos
donde la energía se genera en el yacimiento como consecuencia de las reacciones
entre el oxígeno y las fracciones del petróleo original. El proceso comienza con el
calentamiento de la formación de arena que rodea el pozo inyector utilizando
quemadores de gas o un calentador eléctrico, el oxígeno se inyecta a través de líneas
de inyección para encender el petróleo y ampliar la zona de combustión del pozo de
inyección. La alta temperatura en la zona produce el desplazamiento de los fluidos
desde el yacimiento hasta los pozos productores donde actúan diversos mecanismos
como vaporización, destilación, el desplazamiento de vapor, el desplazamiento de
agua fría y caliente y el flujo de gas.
El objetivo fundamental de este trabajo es presentar un estudio experimental
previamente realizado del proceso de combustión en sitio utilizando una muestra de
petróleo, agua y muestra de arena de la FPO para establecer la factibilidad de
aplicación de este método de recuperación térmica.
2
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Los yacimientos de crudos pesados y extrapesados presentan el mayor reto para su
explotación debido a sus altas viscosidades ya que esta propiedad determinará cuan
fácilmente fluirá el petróleo además de otras características propias de cada
yacimiento como: propiedades de los fluidos (viscosidad, densidad, gravedad
especifica de los fluidos presentes, composición del crudo), propiedades de las rocas
(porosidad, permeabilidad, saturación) además de conocer criterios de cada
yacimiento como: profundidad, presión del yacimiento, tipo de arena, espesor de
arena, entre otros, que permiten decidir la ejecución del proceso ideal para su
extracción. Los crudos pesados y extrapesados presentan una gran resistencia a fluir
asociada a sus altas viscosidades y por ello se hace evidente las dificultades y altos
costos de producción que implican estos crudos por lo que es de poca rentabilidad
económica su recuperación, sin embargo, en la actualidad se dispone de constantes
avances tecnológicos siguiendo una gran diversidad de procesos y estudios previos
que permiten la aplicabilidad y ejecución de métodos idóneos que permiten que la
explotación de estos yacimientos sea rentable.
En Venezuela específicamente la Faja Petrolífera del Orinoco comprende una
extensión de 55.314 Km2 con un POES total de 1360 MMMBLS y un área de
explotación actual de 11.593 Km2, ubicada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui
3
y Monagas. Este gran yacimiento fue dividido en cuatro grandes áreas, siendo estas
de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, y a su vez segmentado en 27
bloques de 500 km2 cada uno aproximadamente. Este yacimiento cuenta con la
acumulación más grande de crudos pesados y extrapesados con gravedades que
oscilan entre 8° y 18° API, con reservas recuperables calculadas en unos 270
millardos de barriles. La cantidad de petróleo que se ha recuperado en los
yacimientos más importantes es de aproximadamente 3% del POES, con inyección
alternada de vapor (IAV), este bajo incremento en el factor de recobro es debido a
que no se han aplicado procesos de recuperación mejorada en forma masiva.
La necesidad de una constante búsqueda y creación de nuevas tecnologías y métodos
que permitan optimizar la recuperación de dichos crudos son básicamente por el gran
depósito de estos crudos altamente viscosos ubicados en nuestro país en la que solo
una pequeña porción se encuentra en proceso de explotación. Uno de estos métodos
de recuperación mejorada a proponer es la Combustión en Sitio 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, en el cual, la
energía térmica generada por éste método da lugar a una serie de reacciones químicas
que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos a mover el petróleo desde la
zona de combustión hacia los pozos de producción.
Esta propuesta es basada en estudios experimentales realizados previamente en
laboratorio a través de pruebas tubo seco en posición vertical con un crudo
extrapesado de 8 °API proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco, considerando
diversos parámetros de diseño del proceso como tasa de inyección, presión de
inyección al igual que parámetros operacionales como requerimiento de aire,
velocidad del frente de combustión, combustible requerido, entre otros; donde se
4
obtuvo que el tipo de crudo utilizado para su estudio proporcionó resultados eficaces
demostrando la factibilidad del proceso de combustión en sitio convencional o seca
como método de recuperación.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 Objetivo General
ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN
SITIO EN LA RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA
PETROLIFERA DEL ORINOCO
1.2.2 Objetivos Específicos
Describir los parámetros requeridos para el proceso de combustión en sitio.
Establecer los parámetros de inyección para la ejecución del proceso de
combustión en sitio, en función de pruebas de laboratorio.
Estudiar la factibilidad del proceso de combustión basado en las pruebas
experimentales realizadas.
5
1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
Los procesos de recuperación térmica empleados en yacimientos de crudos de alta
viscosidad han tenido resultados exitosos a nivel mundial, sin embargo en nuestro
país debido a la falta de caracterización de yacimientos y a los altos costos generados
por estos procesos se han descartado muchos proyectos. En la Faja Petrolífera del
Orinoco en la recuperación de crudos pesados y extrapesados se tiene un factor de
recobro resultante aproximadamente entre 5 y 10 %, del cual solo 11.593 km2 de área
está siendo explotado actualmente, por ello es necesario extraer la mayor cantidad
posible de crudo a través de la aplicación de tecnologías como la combustión en sitio.
Este estudio se basa en las 3 pruebas experimentales efectuadas previamente, que
demuestran la factibilidad de aplicación de la tecnología de combustión en sitio
convencional como método de recuperación mejorada de crudo pesado adicional, ya
que el mismo genera suficiente cantidad de combustible para mantener en
movimiento el frente de combustión, permitiendo una mayor recuperación de
petróleo.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
Bagci et al. Llevó a cabo pruebas de combustión en seco y húmedo utilizando
petróleos con una gravedad API que oscilaba entre el 10,3 y el 26,6 y Showalter,
quien realizó diferentes pruebas de combustión seca con gravedades API que
oscilaron entre 12 y 17.
Martin et al, realizó 12 pruebas de combustión con crudos de gravedades API
entre 10,9 y 34,2 °, logrando una recuperación entre 86,6 y 92,2% del aceite en el
motor
En el año 2004 la empresa Exgeo fue contratada por PDVSA para realizar un modelo
estático 3D en la arena RO. En el actual modelo estático 3D se tomó en consideración
los estudios previos realizados por la empresa Exgeo.
El objetivo principal de este estudio es realizar un modelo estático 3D en la
unidad sedimentaria RO, específicamente en el yacimiento MFB-52 del Campo Bare,
Faja del Orinoco en Venezuela, integrando información disponible de estratigrafía,
sísmica 3D, sedimentología y petrofísica, con la finalidad de tener un modelo
estocástico actualizado con las informaciones recientes adquiridas que sirva de
soporte para la realización del modelo dinámico de combustión en sitio, con la
finalidad de diseñar e Implantar una Prueba Piloto de Combustión en Sitio con
desplazamiento térmico, para aumentar el Factor de Recobro de la Base de Recursos
de la Faja Petrolífera del Orinoco constituida por crudos pesados y extrapesados.
6
2.2 BASES TEORICAS
2.2.1 Recuperación Térmica
Es 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 productores.
Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos pero principalmente se
utilizan para crudos que presentan altas viscosidades y requieren de altas
temperaturas para que ocurra una disminución de su viscosidad y que sea
operacionalmente rentable su desplazamiento. Estos crudos 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.
2.2.2 Combustión en Sitio
La combustión en sitio 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 éste método da
lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración
catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros
mecanismos tales como empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde
la zona de combustión hacia los pozos de producción.
Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ en un
yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante (forward
combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del
7
flujo de fluidos; y combustión en reverso o contracorriente (reverse combustion)
debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de
fluidos. En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua alternada
o simultáneamente con el aire, originándose la denominada combustión húmeda, la
cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en
combustión húmeda normal, incompleta y superhúmeda. Las mismas persiguen lograr
una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento,
reduciendo así los costos del proceso.
2.2.3 Ignición
Se refiere al inicio de la combustión del petróleo (combustible) en el
yacimiento. La ignición puede ser de dos formas: espontánea y artificial.
2.2.3.1 Ignición Espontánea
Esta ignición ocurre naturalmente cuando al aumentar la temperatura por
efectos de la presión de inyección de aire se inicia la combustión. El que se genere ó
no una ignición espontánea depende principalmente de la composición del crudo.
2.2.3.2 Ignición Artificial
Consiste en utilizar un calentador a gas o eléctrico, o productos químicos para
lograr la ignición. Comparada con la ignición espontánea, tiene la desventaja del uso
de calentador y de que solo parte del espesor total de la formación es puesto en
ignición.
2.2.4 Combustión Convencional
Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe
una inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante, pues la
ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el
pozo inyector hasta el pozo productor.
8
El aire (enriquecido con oxígeno, o aún oxígeno puro) se inyecta para oxidar
el petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases
residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo,
abrasión, erosión, y otros; además se crea más restricción al flujo de petróleo en el
yacimiento debido a la alta saturación de gas. A medida que el proceso de combustión
avanza, se genera calor dentro de una zona de combustión muy estrecha, hasta una
temperatura muy elevada (alrededor de 1200°F).
Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, que origina
el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se queman para
mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón,
y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante de su avance. Está claro
que el petróleo localizado cerca de los pozos productores se encuentra a la
temperatura original del yacimiento por un período largo, y así se va haciendo móvil
y puede ser producido. Generalmente existe una segregación por gravedad severa en
la zona de combustión y como resultado la misma es más horizontal que vertical. Una
vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan
excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En
contrapartida, la viscosidad del petróleo se reduce notablemente de manera que la tasa
de producción de petróleo alcanza un máximo.
El enfriamiento en los pozos productores puede ser necesario y la corrosión es
un problema estrechamente relacionado a la combustión in situ, se vuelve cada vez
más severa. Cuando se usa oxígeno enriquecido, la ruptura prematura del oxígeno
también es un problema.
9
Figura n° 2.1: Esquema De Combustión en Sitio Convencional.
Fuente: Recuperación Térmica de Petróleo por Douglas Alvarado (2002)
Las zonas formadas en el yacimiento durante el proceso de combustión son:
1. Zona de aire inyectado y zona de agua: Esta zona se extingue a medida que el
frente de combustión avanza.
2. Zona de aire y agua vaporizada: El agua inyectada formada se convertirá en
vapor en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona no
quemada de la formación ayudando a calentarla.
3. Zona de combustión: Esta zona avanza a través de la formación hacia los pozos
productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la cantidad de
petróleo quemado y de la tasa de inyección de aire. Se desarrollan temperaturas
que van desde los 600° F hasta los 1200° F.
4. Zona de craqueo: Las altas temperaturas que se desarrollan delante de la zona de
combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se vaporicen,
10
dejando un carbón residual formado por las fracciones más pesadas, también
denominado “coque”, que actúa como combustible para mantener el avance del
frente de combustión.
5. Zona de vapor o vaporización: Aproximadamente a los 400°F se desarrolla una
zona de vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos
livianos vaporizados y vapor.
6. Zona de condensación o de agua caliente: En esta zona debido a su distancia
del frente de combustión, el enfriamiento causa que los hidrocarburos livianos se
condensen y que el vapor la convierta en una zona de agua caliente (50 a 200°F).
7. Banco de petróleo: En esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que contiene
petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura inicial).
8. Gases fríos de combustión: El banco de petróleo se enriará a medida que se
mueve hacia los pozos productores y la temperatura disminuirá hasta un valor
muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El CO2 contenido en los
gases de combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual
produce el hinchamiento y la reducción de su viscosidad.
2.2.5 Mecanismos de Recobro
Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son muy
variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la
vaporización y la condensación. Estos mecanismos son auxiliados por importantes
reacciones, tales como la oxidación, destilación, desintegración catalítica y
polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión,
coque y desintegración catalítica. En estas zonas ocurre también un incremento en la
presión debido principalmente al aumento en el volumen de los fluidos por expansión
térmica, lo cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores.
11
2.2.6 Equipos utilizados en la Combustión en Sitio
2.2.6.1 Instalaciones y equipos requeridos:
• Compresores, manejo e inyección de aire.
• Líneas de inyección.
• Instalaciones para el sistema de levantamiento.
• Unidad de manejo, separación y tratamiento de los fluidos producidos.
• Almacenamiento y transferencia de la producción a la estación de flujo
correspondiente.
Figura n° 2.2: Instalaciones en el área del pozo para el proceso de Combustión
en Sitio.
Fuente: www.yacimientos-de-gas.blogspot.com
2.3 Ubicación Geográfica
La Faja Petrolífera del Orinoco comprende una extensión de 55.314 km2 con
un POES total de 1360 MMMBLS y un área de explotación actual de 11.593 km 2,
esta se extiende por el flanco norte del río Orinoco y se encuentra ubicada al sur de
12
los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Este gran yacimiento petrolero fue
dividido en cuatro grandes áreas, siendo estas de oeste a este: Boyacá, Junín,
Ayacucho y Carabobo, y a su vez segmentado en 27 bloques de 500 km2 cada uno
aproximadamente. Geológicamente hablando la Faja Petrolífera del Orinoco
comprende un complejo de fases litológicas, por lo cual, las acumulaciones de
petróleo están entrampadas en una gran variedad de estructuras geológicas diferentes.
Figura n° 2.3: Ubicación Geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Fuente: www.yacimientos-de-gas.blogspot.com
Tabla n° 2.1: Distribución de bloques y POES generados de acuerdo a sus
respectivos campos.
CAMPO BLOQUES POES (MMMBLS)
BOYACA 6 489
JUNÍN 10 557
AYACUCHO 7 87
CARABOBO 4 227
TOTAL: 1360
13
2.3.1 Características De La Faja Petrolífera Del Orinoco
De acuerdo a las pruebas de producción realizadas, levantamientos sísmicos,
programas exploratorios, entre otros, se determinó que los yacimientos típicos de la
faja tienen las siguientes características:
Tabla n° 2.2: Características de la Faja Petrolífera Del Orinoco.
Fuente: PDVSA.
Presión inicial 630 - 900 LPC.
Temperatura 100 - 140 °F.
Areniscas someras. -
Areniscas no consolidadas. -
Gravedad API 6 - 12 ° API.
Viscosidad > 5000 cP.
Permeabilidad 1- 20 DARCYS.
Porosidad 30 - 35 %.
Saturación inicial de agua 15%.
Saturación inicial de petróleo 85%.
Boi 1,050 BY/BN.
RGP 60 -70 PCN/BN.
Azufre 2 – 5 %
Metales (vanadio, níquel) > 250 PPM
Factor De Recobro 5 – 10 %
14
Tabla n° 2.3: Propiedades de la muestra de crudo realizada por los
investigadores Bagci et al, Martin et al, y otros.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
PROPIEDADES VALOR
Gravedad API 8.1°
Contenido de Agua 9.8 %
Metales Vanadio 404 ppm
Metales Niquel 95 ppm
Metales Hierro < 5 ppm
Azufre 3.69 %
Tabla n° 2.4: Minerales contenidos en las formaciones de arena de la Faja.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
MINERAL % (p/p)
Cuarzo 89
Feldespato 4
Calcita 1
Pirita 1
Arcilla 5
2.4 PARÁMETROS OPERACIONALES REQUERIDOS POR EL PROCESO
DE COMBUSTIÓN EN SITIO
15
2.4.1 Contenido De Combustible
El contenido de combustible, Cm, es la masa de coque ó residuo rico en carbono
que resulta del craqueo térmico y de la destilación del crudo residual próximo al
frente de combustión. Se expresa en lb/pie3 y su valor varía en el rango de 1,5 a 3
lb/pie3. Depende de una variedad de factores relacionados a las propiedades de los
fluidos (viscosidad del petróleo, gravedad específica, características de destilación,
saturación de agua y saturación de gas), las propiedades de la roca (permeabilidad,
porosidad y contenido de mineral), la tasa de inyección de aire, la concentración de
oxígeno, la temperatura y presión prevaleciente.
Varias correlaciones se han desarrollado para estimar el valor de Cm. Sin embargo,
tales correlaciones son útiles para estimados preliminares, por lo que la determinación
experimental en el laboratorio es recomendable para evaluaciones finales.
Un incremento en la concentración de combustible, aumenta el tiempo necesario
para barrer un área dada, e incrementa el requerimiento de aire necesario para barrer
un volumen dado de formación. Esto por lo tanto, aumenta los costos. Cuando el
contenido de combustible tiene su valor óptimo, la temperatura del frente está justo
encima de la temperatura de ignición. Si el contenido de combustible es bajo, puede
que sea necesario reciclar los gases producto de la combustión, con el objetivo de
recuperar parte del calor almacenado en el frente. Esto desde luego, aumentaría los
costos operacionales. En caso extremo de bajo contenido de combustible, puede que
no sea posible mantener la combustión. En el caso de crudos de alta gravedad º API,
el contenido de combustible es bajo y cualquier intento de mantener la combustión
puede fallar.
2.4.2 Volumen de Aire Requerido
16
Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible
depositado en 1 pie3 de roca.
Muchas veces se acostumbra expresar el requerimiento de aire en millones de
pies cúbicos normales (MMPCN) por acre-pie de formación.
Desde el punto de vista económico es un factor importante, puesto que
determina la relación aire/petróleo, Fao, la cual se define como el volumen de aire a
ser inyectado en orden a desplazar un BN de petróleo, y se expresa en PCN/BN.
El requerimiento de aire, en PCN/pie3 de roca , viene dado por:
a=37921Y
x100Cm
(12+n )R=CmFaF
Ec. 2.1
donde,
FaF : es la relación aire inyectado/combustible en PCN/lb de combustible.
Entonces, la relación aire inyectado/petróleo desplazado viene dada por:
Fao=(5 ,615)a
( Soi−Sr )φR
Ec. 2.2
donde,
Soi es la saturación inicial de petróleo, fracción,
R es la porosidad de la formación, fracción, y
Sr es la saturación de petróleo consumido como combustible, fracción, dada
por:
Sr=
Cm
ρ f φ Ec. 2.3
siendo f la densidad del combustible en lb/pie3.
17
2.4.3 Tasa de inyección de aire
La tasa de inyección de aire ia (PCN/día), es una variable difícil de
determinar, lo más adecuado es inyectar aire en el arreglo de prueba por unas dos
semanas antes de la ignición, para determinar la inyectividad y presión necesaria. Sin
embargo, debe tenerse la precaución de que puede ocurrir ignición espontánea. La
experiencia previa en el área puede indicar la posibilidad de que ocurra la ignición
espontánea.
2.4.4 Agua formada por Combustión
En la reacción química de algún combustible con oxígeno se forma una cierta
cantidad de agua, la cual se denomina agua producto de la combustión. En general se
expresa en bls/PCN de gases producto de la combustión, y se determina por:
V w=
36379 x 350x 100
(2179
%N 2−%O2−%CO2−12
%CO ) Ec. 2.4
en base a los resultados del análisis seco.
2.4.5 Velocidad del frente de combustión
Es la velocidad con la cuál viaja el frente de combustión en un determinado
punto del yacimiento. Así, si la tasa de inyección de aire es ia, PCN/día, entonces para
flujo radial a una distancia rf del pozo inyector, la velocidad del frente de combustión,
pie/día, viene dada por:
V f=
drfdt
=Urf Ec. 2.5
U=
ia2 π ha Ec. 2.6
18
donde, t es el tiempo en días, h es el espesor de la formación en pies, y a está
dada por cálculos previos.
A través de la siguiente ecuación que se muestra puede ser usada para calcular
la posición del frente de combustión a cualquier tiempo t.
r f
2=2Ut
Ec. 2.7
La ecuación (2.5) puede escribirse de la forma:
V f=
uaa Ec. 2.8
donde, ua es el flujo local de aire. PCN/pie2xdía, dado por:
ua=
ia2πr f h Ec. 2.9
Así, si se desea tener una velocidad del frente de combustión constante, el
flujo local de aire ua, tiene que irse aumentando en función del tiempo, es decir, en
función de la posición del frente.
El flujo de aire depende de la profundidad, de la permeabilidad y de la razón
de movilidad. El principal efecto de la profundidad es permitir una mayor presión de
inyección y así, para una cierta permeabilidad, el flujo de aire aumenta y el tiempo de
barrido disminuye. La permeabilidad es el factor más importante: para una tasa de
inyección dada, de mayor permeabilidad, menor presión de inyección y por lo tanto,
menores gastos de compresión.
19
La razón de movilidad en combustión in situ, es la movilidad del aire detrás
del frente a la movilidad de aire delante del frente. A mayor razón de movilidad
mayor será la presión necesaria para mantener un flujo de aire dado. Razones de
movilidad altas pueden resultar de baja saturación de gas inicial o del bloqueo por
líquido. Se conoce poco de las limitaciones prácticas de la razón de movilidad en
combustión en el yacimiento.
Existe un flujo de aire mínimo para mantener la combustión, cuyo valor
depende de la temperatura de ignición del combustible residual, de la concentración
de combustible y de la disipación del calor hacia fuera del frente de combustión. Tan
pronto como el flujo de aire caiga por debajo de este valor mínimo la temperatura del
frente caerá por debajo de la temperatura de ignición y la combustión se detendrá.
2.4.6 Radio De Extinción
El radio de extinción se define como la distancia radial (a partir del pozo de
inyección) rext, pies, a la cual ya no es posible mantener la combustión. Esta distancia
se relaciona a la tasa mínima de flujo de aire (necesaria para mantener la combustión)
umin,
PCN
d−pie2 , y a la tasa de inyección de aire ia,
PCNd , mediante la siguiente
ecuación:
umin=ia
2πrext h Ec. 2.10
2.4.7 Calor de combustión
Es el calor que se genera durante la combustión de una determinada cantidad
de combustible. En general se expresa en BTU/lb de combustible consumido y se
determina mediante:
20
ΔH=174 . 000m
(m+1)( n+12)+52.500
(m+1 )(n+12)+61 .500n
(n+12) Ec. 2.11
Donde, el primer término del lado derecho de la ecuación 3.1 representa el
calor de combustión del carbono a dióxido de carbono, el segundo término representa
el calor de combustión del carbono a monóxido de carbono, y el tercer término
representa el calor de combustión del hidrógeno a vapor de agua.
2.4.8 Los criterios para la selección del yacimiento en un proceso de
Combustión en Sitio
Basados en proyectos de campo y pruebas 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. Estas condiciones son:
2.4.8.1 Contenido de petróleo
Se refiere a la cantidad de petróleo que debe estar disponible en el yacimiento
para que se pueda llevar a cada el proceso de Combustión en Sitio. Dado que el frente
de combustión puede consumir alrededor de 300
Blacre−pie del petróleo inicial, al
menos 600
Blacre−pie de petróleo deben estar presentes en el yacimiento.
2.4.8.2 Espesor
El espesor de arena neta no debe exceder los 50 pies puesto si se tienen
espesores mayores de 50 pies requerirán suficiente inyección de aire para mantener el
frente de combustión moviéndose al menos a una velocidad de 0,25 pies/días, lo que
sería excesivo con respecto a las limitaciones prácticas impuestas por el equipo de
compresión.
21
2.4.8.3 Profundidad
La profundidad del pozo debe ser mayor de 200 pies, si se tienen profundidades
menores de 200 pies podrían limitar severamente la presión a la cual el aire puede ser
inyectado. Las operaciones en yacimientos profundos resultan en pozos altamente
costosos, como también en gastos sustanciales en la compresión del aire, por lo que
las condiciones económicas pueden imponer profundidades prácticas del orden de
2.500 a 4.500 pies.
2.4.8.4 Gravedad y viscosidad del petróleo
Los petróleos de gravedades mayores de 40 °API no depositan suficiente coque
(combustible) para mantener un frente de combustión, sin embargo, los petróleos de
gravedades menores a 8 °API son generalmente muy viscosos para fluir delante del
frente de combustión cuando la temperatura del yacimiento prevalece sobre la
temperatura de combustión. La recuperación de petróleo de gravedades
extremadamente bajas pueden ser posibles por medio de la combustión en reverso,
donde el petróleo producido fluye a través de la zona calentada y su composición es
estructuralmente alterada.
2.4.8.5 Permeabilidad
Cuando la viscosidad del petróleo es alta (un yacimiento conteniendo un
petróleo de 10 °API), una permeabilidad mayor de 100 mD podría ser necesaria,
especialmente si el yacimiento es somero y la presión de inyección es limitada. Un
crudo de gravedad entre 30 y 35 °API a una profundidad de 2.500 pies, puede
responder a un proceso de combustión in situ, aún con permeabilidades tan bajas
como de 25 a 50 mD.
2.4.8.6 Tamaño del yacimiento
22
El yacimiento debe ser lo suficientemente grande, ya que si una prueba piloto a
pequeña escala tiene éxito, un éxito económico a gran escala puede ser esperado.
Dependiendo del espesor de la arena, el tamaño del yacimiento, podría ser
aproximadamente de 100 acres.
2.4.8.7 Otros criterios para la selección del yacimiento en un proceso de
Combustión en Sitio
Petróleo
Viscosidad 100 cP (rango normal 100-5000 cP)
Gravedad < 40° API
Composición Componentes asfálticos
Yacimiento
Saturación de Petróleo > 500 Bbls/ (acres-pies).
Transmisibilidad Kh/μ > 20 mD-pies/cP
Temperatura > 150 °F
Agua
El agua connata no es crítica
Litología
Contenido de arcilla bajo
Factores favorables
Temperatura del yacimiento alta
Buzamiento alto
Espesor neto alto en relación con el total
Permeabilidad vertical baja
Alto Øh
Factores desfavorables
Fracturas extensivas
Capa grande de gas
Empuje fuerte de agua
23
Fluidos producidos altamente contrastantes
Problemas serios con las emulsiones pre-existentes
2.5 ESTABLECIMIENTO DE LOS PARÁMETROS DE INYECCIÓN PARA
LA EJECUCIÓN DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN
FUNCIÓN DE PRUEBAS A NIVEL DE LABORATORIO.
2.5.1 Condiciones experimentales de la prueba en tubo
Para determinar los parámetros de inyección se hicieron ensayos
experimentales utilizando un tubo de combustión lleno de arena y reservorio de
petróleo extra pesado de un campo en la Faja Petrolífera del Orinoco con una
gravedad API de 8,1 °.
Durante las pruebas, las condiciones experimentales se mantuvieron constantes:
la tasa de inyección de aire en 0,78 l/min en condiciones normales y una presión de
1000 lpca. La temperatura inicial de la prueba fue de 50 ° C y una saturación de
petróleo entre el 72% p/p y 83% p/p.
Tabla nº 2.5: Fracciones de componentes utilizados en las condiciones iniciales
de la celda de combustión para las tres pruebas.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3
Volumen Poroso
(cm3)112.04 106.30 115.88
Porosidad (%) 33.10 31.40 34.23
Permeabilidad N2 5.39 4.84 4.96
24
(Darcy)
Permeabilidad
H2O (Darcy)3.85 3.77 3.10
Permeabilidad
Petróleo (Darcy)0.80 0.40 0.43
So (%) 72.56 83.44 72.67
Sw (%) 23.83 12.44 23.47
Sg (%) 3.60 4.12 3.86
Masa de crudo en
la celda (cm3)96.62 102.18 97.14
La Tabla 2.5 muestra las fracciones de los componentes utilizados, los valores
de permeabilidad, porosidad y el volumen de la masa de crudo en directo para cada
una de las pruebas en las condiciones iniciales una vez que se llena la celda de
combustión.
Como se puede observar cada prueba tiene valores diferentes en cada uno de
los componentes utilizados (volúmen poroso, porosidad, permeabilidad, So, Sg, etc)
diferenciando una prueba de otra, lo cual nos llevara a la obtención de distintos
resultados que luego serán de utilidad para estudiar la factibilidad del proceso de
combustión como tal.
2.5.2 Descripción de montaje experimental
La prueba comenzó con la inyección de helio a través de la parte superior de la
celda, que estaba regulada por un controlador de flujo de masa con un porcentaje de
apertura que puede ser restringido en la consola.
25
La celda tenía una longitud de 30,5 cm, con un área transversal de 11,1 cm2 y
un espesor de pared de 0,529 cm. El suministro de helio se incrementaba
gradualmente con dos objetivos principales: la primera era la creación de canales en
el medio poroso para impedir la generación de diferencias de presiones altas entre la
entrada y salida de la tubería de la celda, y la segunda era para evitar la reducción del
flujo de gas hasta que la velocidad de inyección de aire alcance la tasa de re-
inyección equivalente, la cual era de 0,78 l/min en condiciones normales. La
diferencia de presión se midió con un transductor de presión, con un rango de 0 a 500
lpca, y la temperatura con 14 termopares tipo K que se instalaron en la celda
distribuidos como se muestra en la Figura 2.4.
26
Termopar externo # 1
Termopar externo # 2
Termopar externo # 3
Termopar externo # 4
Termopar externo # 5
Termopar externo # 7
Termopar externo # 6
Salida
Entrada
Termopar Interno # 2
Termopar Interno # 3
Termopar Interno # 5
Termopar Interno # 6
Termopar Interno # 4
Termopar Interno # 7
Termopar Interno # 1
Termopar externo # 1
Termopar externo # 2
Termopar externo # 3
Termopar externo # 4
Termopar externo # 5
Termopar externo # 7
Termopar externo # 6
Salida
Entrada
Termopar Interno # 2
Termopar Interno # 3
Termopar Interno # 5
Termopar Interno # 6
Termopar Interno # 4
Termopar Interno # 7
Termopar Interno # 1
Figura nº 2.4: Tubo de Combustión para la prueba.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
Para medir la temperatura interna y externa de la celda se utilizaron 7
termopares para cada caso, los cuales se ubicaron axialmente con el fin de determinar
la temperatura de referencia en el horno.
Una vez que la tasa de inyección de helio predeterminada es alcanzada, la
primera manta eléctrica (ubicada en la parte superior de la celda) fue activada. La
temperatura se incrementa gradualmente con el objetivo de evitar la generación de
una alta caída de presión diferencial entre la entrada y salida de la celda.
Luego la línea de suministro de aire se abre al control de su flujo por el
regulador a fin de iniciar la combustión.
El gas y el petróleo salen de la celda a través de la parte inferior a los cilindros
de colección, dejando el petróleo en la parte inferior y el gas se separa y sale por la
parte superior del cilindro pasando a través de las trampas de líquidos (con el objetivo
de atrapar las partículas líquidas que puedan existir) y luego directo a la válvula de
contrapresión cuya función es la de mantener la presión del sistema, evitando que la
presión caiga por debajo de las condiciones de funcionamiento (1000 lpca) y
permitiendo el paso de gas en exceso al medidor de flujo másico que se encarga de la
medición del gas producido que sale a través de la válvula.
Una vez que el tipo de gas producido se mide, algunas muestras son tomadas en
bolsas, en diferentes momentos de la prueba mediante la apertura de la válvula. Una
vez que una muestra de petróleo y gas del cilindro se requiere una válvula que
permite el aislamiento de un cilindro lleno de un colector de un vacío puede ser
abierto. El cilindro automáticamente comienza a recibir la producción de petróleo y
gas, mientras que la muestra se toma del cilindro lleno con otra válvula. El gas
27
contenido en el cilindro lleno de colector se extrae a través de una válvula y luego, se
mide con un medidor de gas. Estos datos generados durante la prueba de combustión
se almacenaron en un computador.
Estas muestras de los gases fueron llevadas a un cromatógrafo para determinar
la concentración de los componentes existentes. Entonces, la arena se extrajo de la
celda de combustión para ser lavada y medida, determinando la masa del petróleo y
por último, se determinó el porcentaje de coque a partir de la arena.
2.6 ESTUDIAR LA FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN
SITIO BASADO EN LAS PRUBAS EXPERIMENTALES.
Una vez realizada las pruebas los datos obtenidos ayudarán a comprender la
evolución y el desplazamiento del frente de combustión, la composición de los gases
generados en el proceso y los cambios de gravedad API del petróleo producido. Los
detalles de esta prueba se presentan en los siguientes puntos:
2.6.1 Perfiles de temperatura
La gráfica nº 2.1: Representa el perfil de temperatura en función del
tiempo para la prueba 1.
28
Gráfica nº 2.1: Pefil de Temperatura de la Prueba 1.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
Como podemos observar, la temperatura de los termopares internos aumenta
progresivamente hasta alcanzar un valor máximo para luego disminuir, lo cual es un
indicativo de que el frente de combustión pasó por esa zona. La temperatura máxima
observada en el período estabilizado fue 570,12 ° C aproximadamente, representada
por el termopar 2. Otra causa de las diferencias de temperatura entre los valores
máximos alcanzados por las curvas en la gráfica de cada termopar, se debe a la
cantidad de calor que es generado por la reacción exotérmica de combustión y el
ritmo en que se pierde calor desde la zona de combustión.
También se revela en la gráfica incrementos en la temperatura en diferentes
momentos de la prueba, causada por la transferencia de calor por conducción que se
generan en las diferentes zonas de la celda. Sibbald et al, expresa que, utilizando
tubos de pared delgada el efecto de calentamiento en la pared disminuye. La
transferencia de calor se logra a través del metal de la celda con 0.529 cm de espesor.
El espesor de la celda de combustión es más ancha que la celda utilizada por Martin
29
et al, que utiliza 2 pilas para sus experimentos, la primera celda con un espesor de
pared de 0,159 cm y el segundo con un 0,0889 cm. Cuando se utiliza una célula de
combustión con un valor de espesor inferior, la transferencia de calor a través de ella
disminuye.
La gráfica nº 2.2: Representa el perfil de temperatura de la prueba 2 en función
del tiempo.
Gráfica nº 2.2: Pefil de Temperatura de la Prueba 2.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
En la gráfica se puede observar que la temperatura aumenta progresivamente
hasta alcanzar un máximo para luego disminuir. La máxima temperatura alcanzada
durante el período de estabilización fue 544,47 ° C aproximadamente, reflejada por el
termopar 5. La diferencia de temperatura entre los valores máximos y mínimos de
temperatura de cada curva era la misma que la descrita en la Prueba 1.
30
La gráfica nº 2.3: Representa el perfil de temperatura de la prueba 3 en función
del tiempo.
Gráfica nº 2.3: Perfil de Temperatura de la Prueba 3.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
Podemos observar en la gráfica que la temperatura máxima alcanzada durante
el período de estabilización fue 569,97 ° C reflejada por el termopar 3. La diferencia
de temperatura entre los picos es lo misma que los de las Prueba 1 y Prueba 2.
Los perfiles de temperatura de las pruebas realizadas para esta investigación
indican un buen desempeño de las pruebas de combustión, ya que el frente de
combustión mantiene altas temperaturas, en movimiento, sin dejar fuera, lo que hace
posible su aplicación.
2.6.2 Composición de los gases producidos
31
La Tabla nº 2.6: Representa la Composición de los gases producidos de las
diferentes pruebas.
Tabla nº 2.6: Composición de los gases producidos de las diferentes pruebas.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
GASES PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3
CO2 (%) 15.78 14.05 14.16
CO (%) 2.17 1.96 1.89
O2 (%) 0.39 2.68 2.64
N2 (%) 81.67 81.32 81.32
En la tabla se puede observar la concentración de algunos componentes de los
gases de combustión (de la Prueba 1, 2 y 3, respectivamente) una vez que la
inyección de aire ha comenzado. Los valores de concentración de los gases obtenidos
en esta investigación (Tabla 2.6) son similares a los obtenidos por Bagci et al. Que
llevaron a cabo pruebas de combustión en seco y húmedo pero utilizando petróleo
con una gravedad API que oscilaban entre el 10,3° y el 26,6° y Showalter, quien
realizó diferentes pruebas de combustión seca con gravedades API que oscilaron
entre 12° y 17°.
2.6.3 Propiedad del fluido producido
La Grafica 2.4. Representa la gravedad API vs Recuperación en función
del tiempo, correspondiente a los tres ensayos realizados para este estudio.
32
Gráfica nº 2.4: Gravedad API vs Recuperación para la prueba 1,2 y 3.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
En esta gráfica se puede observar que para la prueba 1 el valor de la gravedad
API del petróleo produjo incrementos de 8,1 a 11,3 °API. Para el ensayo 2, la
gravedad API incrementa de 8,1 a 9,7 y, para la prueba 3 de 8,1 a 9,7 °API
pudiéndose decir que el mayor incremento en la gravedad del petróleo se produjo en
la prueba una en un 3,2º.
También se observa que la máxima recuperación de petróleo ocurrió en la
Prueba 1 con el 91 % aproximadamente.
Esta mejora de la gravedad API del petróleo fue observado por Martin et al,
quienes indicaron que, la gravedad del petróleo producido aumentó gradualmente
durante las últimas etapas de todas las carreras, porque los componentes pesados se
utilizaron para el combustible mientras que los hidrocarburos más ligeros fueron
producidos.
33
También en la gráfica 2.4, se observa que hay una disminución de la gravedad
API del petróleo, cuando más de 60 % v/v de la recuperación de petróleo fue
extraído, esto debido a la reacción de oxidación de baja temperatura que tuvo lugar.
Mamora et al., Expresó que, la disminución en la gravedad del petróleo y el
aumento de la viscosidad del mismo se debe a la oxidación a baja temperatura.
Al mismo tiempo, Moore y otros, expresó que estas reacciones se
caracterizaron por la conversión bajos de oxígeno a los óxidos de carbono, y la
creación de hidrocarburos oxidados (por ejemplo, peróxidos orgánicos, ácidos
orgánicos y aldehídos) por reacciones de adición de oxígeno.
Con base en los resultados obtenidos de la gravedad API, el proceso de
combustión seca ligeramente mejora la gravedad API del petróleo durante el tiempo
de la prueba debido al intenso craqueo térmico.
2.6.4 Velocidad del frente de combustión en el período de estabilización.
La tabla 2.7 muestra las velocidades medias del frente de combustión durante el
período de estabilización, que es el momento en que las velocidades del frente no
tuvieron una variación significativa.
Tabla nº 2.7: Velocidades de frente de combustión para cada prueba en el
periodo estabilizado.
Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172
Pruebas Velocidad del frente (cm/ h)
Prueba 1 11.7
34
Prueba 2 8.3
Prueba 3 9.3
En la tabla, se puede apreciar que para un flujo de aire constante, la Prueba 1
tenía una velocidad de combustión más rápido que la prueba 2. La diferencia en las
velocidades puede haberse debido a la heterogeneidad de la arena.
Martin et al, expresó que la velocidad del frente de combustión disminuye
cuando la cantidad de carbono en la arena aumenta. Por esta razón, es importante
hacer un análisis para determinar el contenido de carbono en la arena antes de
empacar la celda. Después de algunas pruebas el contenido de carbono oscilaron entre
0,75 y 1,6 % peso/peso.
El valor en la prueba 1 acertaron los logrados por Mamora y otros, que
obtuvieron las velocidades del frente de combustión entre 10,5 y 11,2 cm/h para un
flujo de aire de 0,74 litros/minuto (en condiciones normales) con petróleos pesados de
la Hamaca y el Lago Frío, con 10,2° y 11,5 ° API, respectivamente.
2.6.5 Recuperación
La tabla 2.8, representa la recuperación de crudo en porcentaje obtenida
después de la prueba de combustión in situ que se llevó a cabo.
Tabla 2.8. Recuperación obtenida en las pruebas.
PRUEBAS RECUPERACIÓN (%)
Prueba 1 91
Prueba 2 73
35
Prueba 3 83
Esta tabla, muestra que la recuperación osciló entre el 73% y el 91% de la
masa, después de haber logrado la recuperación máxima del 91% con la prueba 1.
Estos resultados coincidieron con los presentados por Martin et al, quien realizo
12 pruebas de combustión con crudos de gravedades API entre 10,9° y 34,2 °, en la
que logró una recuperación entre el 86,6 y 92,2%.
Mamora y otros, también obtuvieron altos porcentajes de recuperación entre el
71 y el 94% de la masa, de la saturación inicial con el uso de crudos procedentes de
Venezuela y Canadá con gravedades API de entre 10º y 11°.
Este comportamiento en la recuperación de petróleo se esperaba debido a que la
prueba se realizó en posición vertical, asegurando un barrido eficaz de la celda.
Estos resultados indican el enorme potencial que la tecnología de combustión
in-situ tiene como un método de recuperación mejorada para la extracción de petróleo
pesado y extrapesado.
2.6.6 Parámetros del proceso de combustión in-situ.
La tabla nº 2.9: muestra los datos de los parámetros obtenidos en el
período de estabilización para las Pruebas 1, 2 y 3.
Tabla nº 2.9: Parametros estabilizados de cada prueba.
PARAMETROS PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3RELACIÓN 0.99 098 0.97
36
HIDROGENO / CARBONO (H/C)
RELACIÓN OXIGENO /
COMBUSTIBLE (m3/ kg)
2.20 2.46 2.45
RELACIÓN AIRE / COMBUSTIBLE
(m3/ kg)10.5 11.71 11.69
EXCESO DE AIRE (%)
1.80 14.10 13.90
COMBUSTIBLE PROVENIENTE DE LA ARENA
(kg /m3)
13.81 14.15 13.75
REQUERIMIENTO DE AIRE (m3st/m3) 264 394 384
TOTAL REQUERIMIENTO
DE COMBUSTIBLE
(Kg/m3)
25.21 33.67 32.82
2.6.6.1 Relación de Hidrógeno/carbono (H /C)
Como podemos observar en la tabla La relación H/C obtenidos en esta
investigación (ver Tabla 2.9) oscilaròn entre 0,97 y 0,99. Estos valores de H/C
calculados están dentro del rango reportado en la literatura, en la que varía entre 0,5 y
2. Bagci et al, obtuvo H/C que osciló entre 0,79 y 2,14, utilizando petróleo pesados
con una gravedad API entre 10 ° y 18 °. Prasad y otros, expresaron que si el grado de
reacción en el interior del tubo de embalaje es alta, la reacción H/C es relativamente
baja. Esto indica que tan frecuente se producen las reacciones de oxidación a altas
temperaturas.
2.6.6.2 Relación oxígeno/combustible (m3/kg)
37
La proporción de oxígeno-combustible es el volumen mínimo de oxígeno
necesaria para quemar una unidad de masa de combustible.
Los valores obtenidos fueron los siguientes: Prueba 1: 2,20 m3/kg; Prueba 2: 2,46
m3/kg y Prueba 3: 2,45 m3/kg. Estos valores no varían mucho unos de otros y son
cercanos a los reportados por Sibbald et al., quien obtuvo una relación
oxígeno/combustible de 2,12 m3/kg usando crudo con una gravedad API de 8°, y una
arena no consolidada de Athabasca y los presentados por Prased et al, que obtiene una
relación oxigeno/combustible de 2,10 m3/kg en un proceso de combustión en seco
con un crudo de 12,6 ° API.
2.6.6.3 Relación Aire/combustible (m3/kg)
Es el volumen de aire necesario para quemar una unidad de masa de
combustible y es una función de la cantidad de carbono e hidrógeno en el
combustible y la relación nitrógeno-oxígeno.
Este es un parámetro básico necesario para hacer la evaluación de un proyecto
de combustión.
Como podemos observar en la tabla 2.9 los valores obtenidos en las pruebas 2
y 3 fueron similares de 11,71 y 11,69 m3/kg respectivamente, salvo en la prueba 1
que se obtuvo un valor de 10,5 m3/kg.
Bagci et al, en su estudio obtuvo un valor de relación de aire combustible entre
10,3, 10,4 y 10,6 m3/kg. Por otra parte, Prasad et al, encontraron un valor de relación
de aire combustible de 9,9 m3/kg en su investigación. Por lo que se puede observar
que los valores obtenidos en la Prueba 2 y 3 son similares a los obtenidos por Bagci et
38
al. El valor de la relación de aire combustible de la prueba 1 está entre los obtenidos
por Mamora et al.
Los valores de Aire/Combustible como se muestra en la tabla 2.9 están por
encima de los reportados por Prasad et al.
2.6.6.4 Exceso de Aire (%)
Esta es una medida de la eficiencia en el uso de oxígeno en la prueba de
combustión.
Los resultados de la Prueba 1, 2 y 3 se muestran en la tabla 2.9. Se puede
observar que la prueba 1 presenta el menor porcentaje de aire en exceso. Bagci y
otros, en su investigación obtuviron valores de aire en exceso entre 4,5 y 14,2%.
Mamora y otros, presentaron un valor de aire en exceso de 9,1% para la prueba con el
crudo de Cold Lake y los valores de aire en exceso entre 5,3 y 21,1% para dos prueba
llevadas a cabo utilizando el crudo de Hamaca.
Se puede observar que sólo la prueba 2 y 3 presentan valores cercanos a los
obtenidos por los investigadores antes mencionados, excepto en la prueba 1, que
presentó una baja de aire en exceso, lo que indica que esta prueba tiene una mayor
eficiencia utilizando oxígeno.
2.6.6.5 Aire necesario (m3st/m3)
La cantidad de aire necesaria es el parámetro básico para determinar el
desarrollo de un proceso de combustión. Este representa el costo más grande de la
producción para un proceso de combustión in-situ.
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Los valores de aire necesario obtenidos en el laboratorio se presentaron en la
tabla 2.9 en la cual se puede observar que las Pruebas 1, 2 y 3 presentan una prueba
de requerimiento de aire de 264, 394 y 384 (m3st/m3) respectivamente. Bagci y otros,
presentan los valores de requerimiento de aire que oscilaba entre 132 y 298,1 m3st/m3.
Mamora y otros obtuvieron en su investigación el requerimiento de aire entre 165,
167 y 169 m3st/m3, estos valores son más bajos que los obtenidos en esta
investigación.
La cantidad de aire necesaria disminuye cuando la gravedad API del petróleo
aumenta.
El crudo empleado en esta investigación presenta una gravedad API de 8,1 °,
que es inferior en comparación con los utilizados para elaborar la prueba Bagci,
Mamora y otros, porque no hay un depósito de combustible mayor, que es la razón
por la cual los requisitos de aire sean mayores.
2.6.6.6 Requerimiento de combustible
El requerimiento de combustible generalmente se expresa como la masa del
combustible consumido por unidad de volumen quemado, y es también un parámetro
extremadamente importante del proceso de diseño.
Este es un parámetro importante a considerar, porque la reacción de combustión
del combustible residual genera la energía necesaria para sostener el proceso de
combustión.
Los valores obtenidos en las Pruebas 1, 2 y 3 fueron de 25,21 kg/m3, 33,67
kg/m3 y 32,82 kg/m3, respectivamente. Estos valores coinciden con los reportado por
Bagci y otros, quienes obtuvieron un valor de requerimiento de combustible entre
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21,7 y 36,3 kg/m3, en sus pruebas experimentales con el uso de crudo turco con
gravedades API que oscilaron entre 10,3 y 26,6 ° API.
La prueba 1, 2 y 3 generó suficiente combustible para mantener el frente de
combustión en movimiento, debido a que fue alcanzado altas temperaturas en la zona
estabilizada (véase las gráficas 2.1, 2.2 y 2.3).
Los valores de varios parámetros experimentales se calcularon a partir las
concentraciones de gases de combustión durante el período de estabilización,
mientras son comparables con otras investigaciones al que se refiere el presente
estudio que validan los resultados.
Los resultados muestran que es posible la aplicación de la tecnología de
combustión in situ como método para la recuperación mejorada de petróleo crudo
extra pesado del depósito estudiado, porque el petróleo genero suficiente cantidad de
combustible para mantener en movimiento el frente de combustión, permitiendo una
mayor recuperación en el experimento.
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CONCLUSIONES
El rendimiento del proceso de Combustión en Sitio se evaluó mediante tres
pruebas experimentales llevadas a cabo en un tubo de combustión.
Las temperaturas máximas alcanzadas en la estabilización de los períodos en
cada prueba fueron más de 500 °C.
Las concentraciones de gases obtenidas en el período de estabilización son
similares a los que generalmente se espera como producto de la combustión, y
son similares a los reportados por otros investigadores.
La velocidad del frente de combustión es directamente proporcional a la
cantidad de combustible añadido al petróleo y a la arena, por lo tanto, si la
cantidad de carbono en la arena aumenta, disminuye la velocidad del frente de
combustión.
La gravedad API del petróleo mejoró en 3,2 ° en el período final de la prueba 1,
debido a la intensidad del craqueo térmico llevado a cabo en el sistema.
La máxima recuperación de hidrocarburos fue en la prueba 1 obteniéndose un
91%, porque las pruebas se llevaron a cabo con la celda de combustión en
posición vertical para garantizar un barrido eficaz.
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Los valores de los parámetros experimentales fueron calculados a partir de las
concentraciones de los gases de combustión, y estos son comparables a las
investigaciones que se hace referencia en el presente estudio que permiten
validar dichos resultados.
Los resultados muestran que la aplicación de la tecnología de combustión en
sitio es posible como un método de recuperación mejorada en la recuperación
de crudos pesados a partir del montaje experimental estudiado, porque el
petróleo genera suficiente combustible para mantener en movimiento el frente
de combustión, permitiendo una mayor recuperación en el experimento.
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RECOMENDACIONES
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BIBLIOGRAFÍA
Arias, F. (2004). El Proyecto de Investigación. Editorial Episteme. Caracas.
Venezuela.
Sampiere S. Collado. (1998). Metodología de la Investigación. Segunda
Edición, México.
www.iapg.org.ar/.../Inyec%20de%20aire%20para%20ISC.ppt
http://www.netl.doe.gov/technologies/oilgas/publications/eordrawings/BW/
bwnsitu_comb.PDF
http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/06/combustion-in-situ.html
http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2008/02/proyecto-piloto-de-combustin-
en-sitio.html
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Reseña
Es un proceso inestable, sin embrago en Rumania en el campo Suplacu de Barcan funciona desde el año 1964.
http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2008/02/proyecto-piloto-de-combustin-en-sitio.html
Proyecto Pilote de Combustión en Sitio a larga distancia (CESLD)
UbicaciónCampo Bare, Distrito San Tomé, Municipio Francisco de Miranda, Estado Anzoátegui.
Objetivo del Proyecto
Diseñar e implantar una prueba piloto de interés nacional para la extracción de crudo pesado y extrapesado, basada en la solicitud presidencial realizada el 1° de mayo 2007. La misma se ha definido como una Prueba de Combustión en Sitio con barrido térmico a fin de aumentar el factor de recobro de la base de recursos de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).
Esta prueba piloto será completamente instrumentada, pues su objetivo fundamental es la recopilación a lo largo de toda su vida útil, de datos de todas las corrientes generadas (producción de hidrocarburos, emisiones, efluentes y desechos), a objeto de tener una base de datos robusta para precisar las bases de diseño de los procesos y tecnologías para el manejo ambientalmente más responsable en caso de pasar a la masificación en la FPO.
Alcance del Proyecto
La Prueba Piloto de Combustión en Sitio a Larga Distancia (CESLD) se desarrollará en el Campo Bare, en San Tomé, Estado Anzoátegui y contempla un arreglo geométrico conformado por:
• Un pozo inyector vertical• Dos pozos productores horizontales
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• Cuatro pozos verticales observadores
Las instalaciones y procesos a nivel de superficie comprenden:
-Manejo e inyección del fluido ignitor.
-Compresión, manejo e inyección de aire.-Instalaciones para el sistema de levantamiento.-Instalaciones para el manejo, separación, tratamiento y transferencia de la producción hacia la Estación de Flujo correspondiente.-Centro de adquisición, control y transmisión automatizado de operaciones.
El programa de esta prueba piloto contempla una primera fase de inyección de vapor como método para acelerar la ignición. Una vez completada esta fase, se contempla iniciar la ignición a través de la inyección de aire al yacimiento, la cual se continuará durante el desarrollo de la prueba. Adicionalmente, el pozo contará con facilidades para la inyección de nitrógeno una vez concluida la operación de inyección de aire. En paralelo se estarán operando los pozos productores, los cuales serán producidos mediante bombeo mecánico. Una vez comprobada la estabilidad y avance del frente de combustión, se prevé inyectar agua con la finalidad de realizar combustión húmeda.
La planta contará con sistemas para el manejo y disposición de los efluentes líquidos y desechos sólidos generados en los procesos de separación, deshidratación y almacenamiento, a fin de dar cumplimiento a la normativa ambiental vigente.
El proyecto también precisa de la perforación de un pozo de agua que tendrá como propósitos:
• Servir de línea base y monitoreo del acuífero más cercano dentro del área de influencia directa del CESLD.• Suministro de agua a la prueba piloto para fines de operación, restauración ecológica de áreas de deforestadas durante la construcción.
De igual manera se construirán 2 pozos monitores de agua dentro del área de influencia directa del proyecto y ubicados aguas abajo del drenaje del agua subsuperficial para el seguimiento de la calidad de aguas durante la vida útil de la prueba piloto.
Localización del Proyecto
El proyecto se desarrollará operacionalmente en el Campo Bare de Yacimientos extrapesados del Distrito San Tomé, de PDVSA Exploración & Producción y a nivel político–administrativo, se ubica en el Municipio Francisco de Miranda y Simón
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Rodríguez del Estado Anzoátegui. Dicha zona corresponde a La Faja Petrolífera del Orinoco, la cual se divide en cuatro grandes áreas operacionales de crudos pesados y extrapesados, como son:
• Área Boyacá: Ubicada al Centro-Sur del Estado Guárico.• Área Junín: Ubicada al Sur-Este del Estado Guárico y el Sur-Oeste del Estado Anzoátegui.• Área Ayacucho: Ubicada al Centro-Sur del Estado Anzoátegui.• Área Carabobo: Ubicada en la zona Centro-Sur del Estado Monagas y Sur- Este del Estado Anzoátegui.
Figura No. 1 Ubicación Faja del Orinoco.Fuente: EIA Área Boyacá Ubicación Faja del Orinoco.
La prueba piloto de Combustión en Sitio se realizará en el Cuadrángulo Bare del Dtto. San Tomé ubicado en La Faja del Orinoco, parte Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al Norte del Río Orinoco.
Figura No. 2. Ubicación relativa del proyecto piloto de Combustión en Sitio
Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.
El cuadrángulo Bare (Figura No. 2) está ubicado geográficamente en el estado Anzoátegui, a unos 40 Km aproximadamente al sur de la ciudad de El Tigre y a unos
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70 Km al norte del río Orinoco. Abarca una superficie de unos 487 Km2 con una longitud de 27 Km y un ancho de 18 Km aproximadamente. Se encuentra en el sector Noroccidental del área Ayacucho, en la Faja del Orinoco, presentando un rumbo este-oeste. (ver Fig. No. 3)
Figura No. 3. Ubicación relativa del proyecto piloto de Combustión en SitioFuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.
Descripción del ProyectoLa tecnología de Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en quemar una parte del petróleo en el yacimiento para generar energía térmica que permita el incremento del desplazamiento y producción del petróleo hasta alcanzar valores de factor de recobro superiores al 20 %.
Una porción del yacimiento de petróleo es usado para generar calor en la formación a través de la inyección de aire. Al ocurrir la ignición inyectando el aire que provee el oxígeno en el pozo inyector, las fracciones pesadas del crudo se queman en el frente de combustión generando la transmisión del calor y la reducción de viscosidad del crudo delante del frente. El crudo movilizado por este barrido térmico es empujado hacia los puntos de drenaje ubicados a cientos de metros de distancia. ( ver Figura 4).
Figura No. 4. Desplazamiento térmico por Combustión en Sitio
Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.
Criterios de Aplicación de la Combustión en Sitio
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El rango de aplicación de esta tecnología es bastante amplio al considerar crudos medianos, pesados y extrapesados. A continuación se presenta un resumen de las variables más importantes que deben ser consideradas al realizar el proceso de selección de yacimientos candidatos que cumplen con la ventana de aplicación de esta tecnología (Hernandez, 2007):
• Petróleo móvil a condiciones de yacimiento• Profundidad > 330 ’• Espesor 7 - 50 ’ (evitar pérdida de calor)• °API <> 5• Porosidad > 18%• Soi > 30%• Temperatura no es crítica• La presión del yacimiento a comienzo del proceso no afecta la eficienciadel mismo• Presencia de gas libre es perjudicial• Crudo con alto contenido de componentes pesados• Aplica hasta con inyección de vapor previa• Teóricamente es el proceso térmico de recuperación mejorada más eficiente (Fr 20-60 %).
Mecanismos del Proceso de Combustión en Sitio
Los mecanismos más importantes que actúan en un proceso de combustión en sitio son los siguientes:
La zona de combustión (zona de oxidación) actúa como un pistón que consume (quema) y desplaza los fluidos delante del frente de combustión hacia los productores.
Durante el proceso de combustión in situ, el oxígeno se combina con el combustible (coque) formando dióxido de carbono y agua, generando calor.
La composición del petróleo afecta la cantidad de calor generado.
La reacción de combustión es mantenida mediante la inyección de aire.
El craqueo térmico ocasiona la depositación del combustible (coque) en el frente y genera mejoramiento del crudo en el subsuelo.
Los gases de combustión vaporizan el agua presente.
Las temperaturas alcanzan entre 1000 a 1400 ° F (538 – 760 °C).
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El proceso se mejora con inyección de agua con la finalidad de aprovechar su alto calor específico.
A fin de usar la entalpía de la arena quemada de alta permeabilidad (aumenta la inyectividad) detrás del frente que avanza y de mejorar la eficiencia de barrido se inyecta agua como fase mojante.
El drenaje gravitacional es aprovechado.
Configuración del arreglo de pozos
as premisas analizadas para seleccionar el arreglo de pozos adecuado a las características de la roca y de los fluidos presentes en el yacimiento R0 MFB-52, son las siguientes:
· Maximizar la eficiencia de captura del petróleo movilizado hacia los pozos productores horizontales.· Alejar en lo posible la ubicación del pozo vertical inyector del talón de los productores horizontales. La caída de presión es mayor en la parte tangencial (talón) que en la punta de la sección horizontal. Se busca una mejor distribución del Frente de Combustión lo que beneficia el barrido térmico del área afectada por el frente. Así la producción de gases se minimiza y el pozo contribuirá desde la punta de la sección horizontal.· Mejorar desde un principio la relación AI/PP (aire inyectado/petróleo producido).· Consideración del área del pozo MFB 646 por presentar facies de canales apilados y excelentes propiedades petrofísicas.· Demostrar la creación y propagación del frente a Larga Distancia· Estimar el factor de recuperación de petróleo.· Estudiar la viabilidad del proyecto bajo varios escenarios de masificación de la tecnología.
Sobre la base de las premisas anteriores, se diseñó un arreglo de pozos que se muestra en la Figura 5 y el cual consiste en:
Un pozo inyector vertical.
Cuatro pozos observadores verticales con el fin de determinar, la creación y propagación del frente de combustión, la eficiencia en areal y vertical de barrido y la finalización del proyecto piloto.
Dos pozos productores horizontales.
Las ventajas del arreglo de pozos propuesto anteriormente se resumen a continuación:
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• Innovación en el arreglo de pozos con diseño propio de PDVSA.• Elimina el pago de derechos por uso de patente THAI.• Minimiza riesgos de:
- Efectos corrosivos por H2S y altas temperaturas en equipos de subsuelo y superficie.- Canalización del aire ya que existe un desplazamiento tipo pistón.- Arenamiento al bajar la velocidad de los fluidos al entrar al pozo productor.- Contaminación del ambiente, ya que la mayor concentración de gases de combustión se reflejarían al final del desplazamiento.
• No requiere tanta definición geológica, y el espesor de la arena no es un factor limitante para la trayectoria de la sección horizontal.• Uso de equipos de levantamiento de mayor capacidad (BES), al bajar la temperatura de operación.• El reducir el número de pozos observadores para el monitoreo del proyecto disminuye los costos de la prueba.
Figura No. 5. Configuración del arreglo de pozos
Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.
Descripción de las Actividades y Procesos por Etapas
Las instalaciones de superficie asociadas a esta prueba contemplan un funcionamiento que se divide en dos áreas principales, la correspondiente al pozo inyector y la de la macolla MFB-646.
La infraestructura en el área del pozo inyector consta de las siguientes unidades de proceso:
• Unidad de manejo e inyección del fluido ignitor y sistemas alternos de ignición.
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• Compresión, manejo e inyección del aire.• Unidad de inyección de agua.• Unidad de nitrógeno.
El sistema de manejo de la producción proveniente de los dos pozos productores deberá estar conformado por las siguientes unidades de proceso:
• Unidad de levantamiento.• Unidad de manejo, separación y tratamiento de los fluidos producidos.• Almacenamiento y transferencia de la producción a la estación de flujo correspondiente.
Figura No. 6. Facilidades en el área del pozo inyectorFuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.
El sistema de instrumentación y control a nivel de instalaciones de superficie deberá permitir la operación continua y confiable con la mínima intervención de personal de operaciones. Se contemplan sistemas de adquisición de datos y control en los siguientes procesos:
Separación gas-líquido.
Llenado de los tanques de almacenamiento.
Tratamiento de la corriente de gas (endulzamiento y oxidación del CO).
Transferencia de la producción a la Estación de Flujo.
Compresión e inyección de aire.
Adicionalmente personal especializado realizará actividades asociadas a los diferentes análisis de crudo, calidad de agua y gas, así como condiciones de operación de la planta y evaluación de parámetros de control ambiental. Las diferentes funciones de control incluirán alarmas y paros por: alto/bajo nivel y alta/baja presión, así como alarma por alta concentración de contaminantes en el gas. Los ciclos de dosificación de productos químicos serán completamente automáticos, igualmente las
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etapas de supervisión y control de los sistemas de separación, tratamiento y almacenamiento, utilizando sistemas de control lógicos programables.
Se dispone de un sistema de control con monitoreo en tiempo real mediante despliegues gráficos de las diferentes unidades de proceso: Compresión, manejo e inyección de aire, separación y tratamiento de crudo y de gas. Las diferentes variables de control serán:
• Flujo y presión de inyección de aire.• Presión de inyección de agua.• Nivel de líquido en los separadores.• Nivel de agua en tanques deshidratadores.• Nivel de crudo en tanques de almacenamiento.• Concentración de contaminantes en gases producidos.• Flujo y presión de inyección de diluente.
Requerimientos del proceso
Area del pozo inyector
• Disponer de un sistema de compresión con capacidad para inyectar aire al yacimiento a un caudal de 6MMPCND y una presión máxima de 1700 psig.• Disponer de una unidad de bombeo para inyectar agua al yacimiento a una presión máxima de 1500 psig (valor a ser confirmado en la simulación numérica de yacimientos y pruebas de inyectividad).• Disponer de una unidad portátil de generación de vapor para inyectarlo al yacimiento a una presión máxima de 1500 psig (valor a ser confirmado en la simulación numérica de yacimientos y pruebas de inyectividad).
Área de los pozos productores
• Disponer de una unidad de bombeo para inyectar diluente al pozo a una presión entre 400-600 psig.• Facilidades para el suministro de diluente a los pozos.• La presión de cabezal de los pozos dependerá de la presión de separación gas líquido.
Área de la Macolla MFB-646
• Facilidades para el suministro de inhibidor de corrosión, secuestrante de H2S y desmulsificante en la línea multifásica a la entrada de los separadores y en los puntos de refuerzo de secuestrante.• Disponer de tres (3) bombas para transferencia de crudo con capacidad para vencer la presión de la válvula multipuerto MFB-646.• Disponer de tres (3) unidades de bombeo para trasegado del agua de los tanques deshidratadores a los tanques de almacenamiento.• Capacidad de almacenamiento de agua de proceso que garantice autonomía previendo contingencias de una semana en la fase inicial de la prueba.
Finalmente como se dijo al comienzo de este artículo la Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en quemar una parte del petróleo en el yacimiento para generar energía térmica que permita el incremento del desplazamiento y producción del petróleo hasta alcanzar valores de factor de recobro superiores al 20 %, de ser esta prueba exitosa, esta tecnología permitirá a Venezuela poder aumentar significativamente el porcentaje de recobro que actualmente posee en la Faja Petrolífera del Orinoco.
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