yacimientos3[1]
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1.- SISTEMA SAGD
La segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD, por sus siglas en
inglés), es un mecanismo de recuperación térmica desarrollado por Roger
Butler que combina las bondades de la teoría de segregación gravitacional con
la inyección de vapor.
Tuvo su origen en Canadá por la necesidad de explotar sus yacimientos
de crudo extrapesado (hasta 3 millones de cP), petróleo que por otros
mecanismos es prácticamente imposible extraer. En Venezuela se presentan
casos como la Faja Petrolífera del Orinoco, en la cual se tiene un crudo pesado
con mayor movilidad en comparación al de Canadá. El factor de recobro en la
Faja está alrededor de 7%, mientras que en Canadá con SAGD se ha
alcanzado hasta un 70%, con lo cual se quiere tener una recuperación similar
en el Oriente del país con la aplicación del método.
Sin embargo, se presenta un problema a la hora de llevar a cabo una
tecnología que implica un gasto económico considerable: saber en qué casos y
bajo cuáles circunstancias es propicio aplicar SAGD con éxito.
Para el cálculo de reservas, se emplea el factor de recobro, mientras
mayor sea este valor, mayor es el volumen de hidrocarburo recuperable. En
búsqueda de aumentar este factor se han desarrollado diversos métodos, en el
caso de hidrocarburos pesados, la recuperación térmica.
Uno de los métodos con el cual se obtiene mayor factor de recobro es el
proceso de segregación gravitacional asistida por vapor. Sin embargo, para la
aplicación exitosa del proceso SAGD o cualquier otro método de recuperación
térmica debe tomarse en consideración diversos factores o propiedades que
favorezcan el proceso, para que este sea rentable.
Esta primera parte se enfoca en la identificación de las propiedades de
yacimiento y fluidos, característicos de localizaciones donde se ha aplicado el
proceso de segregación gravitacional asistida por vapor de manera exitosa.
Una segunda parte de esta investigación se apoya en el estudio de
pruebas piloto y diversos autores para establecer criterios de selección de
parámetros de yacimientos y fluidos para la aplicación exitosa de SAGD.
En base a la información obtenida, tanto de pruebas pilotos como
proyectos comerciales en curso se realizó un análisis estadístico de los
parámetros que tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de
petróleo y se determinó un modelo de yacimiento ideal para la aplicación de
SAGD, encontrándose que las propiedades recomendadas son coherentes con
los proyectos efectuados hasta el momento.
En líneas generales, SAGD o proceso de Segregación Gravitacional
Asistido por Vapor fue introducido conceptualmente por Roger Butler y sus
colegas a finales de 1970. La idea básica del proceso es la inyección de vapor
cerca del fondo del yacimiento, este vapor tiende a subir y el condensado
conjunto con el petróleo cae al fondo debido a la gravedad, estos fluidos son
producidos, mientras el petróleo es drenado, el espacio poroso que inicialmente
estaba saturado con petróleo es ocupado por el vapor, el diagrama de la
sección transversal de los pozos se muestra en la Figura 1.
En SAGD, la transferencia de energía a la formación y al petróleo ocurre
por la condensación del vapor en la periferia de la cámara de vapor. El calor
latente liberado por el vapor se transfiere a la formación principalmente por
conducción, por tal motivo el flujo de vapor condensado (agua caliente) y
petróleo ocurre en dirección perpendicular a la dirección del flujo de calor por
conducción.
Las investigaciones iniciales se enfocaron en predecir la tasa de
producción, la ecuación para predecir dicha tasa fue desarrollada por Butler, la
teoría original fue modificada posteriormente para tomar en cuenta aspectos no
considerados en la original.
Figura 1. Sección transversal de la cámara de vapor de SAGD
Mas allá de presentar un análisis matemático riguroso de las ecuaciones
que modelan el proceso de SAGD, se busca dar a conocer las propiedades o
variables y en que magnitud afectan la tasa de producción de petróleo. Además
de aprovechar las investigaciones realizadas por Roger Butler para entender el
proceso físico.
Posterior al modelo analítico desarrollado por Butler, nuevos modelos
han sido propuestos por otros autores, a partir de los cuales se pueden obtener
la relación de vapor/petróleo producido, parámetro que usualmente se toma en
cuenta como límite económico de cualquier proyecto de SAGD.
Es importante conocer la contribución relativa de los parámetros de
yacimiento sobre la decisión final de aplicar o no la tecnología en un área en
específico, un estudio previo considerando esta contribución fue realizado por
Llaguno, donde se estudio la contribución relativa de parámetros tanto de
fluidos como de yacimiento sobre el petróleo producido acumulado.
Debe tomarse en cuenta que este estudio fue realizado en base a
modelos analíticos y cuyos resultados están limitados por las mismas
limitaciones asociados a los modelos empleados.
Se puede observar que las propiedades de los fluidos tiene poca
contribución o efecto sobre la producción acumulada, este resultado concuerda
con el estudio de sensibilidad realizado por Yang empleando simulación
numérica donde la viscosidad no tiene una contribución significante en el
proceso, ya que tanto crudo liviano como pesado, y el bitumen presentan un
comportamiento similar a temperaturas de vapor.
Por otro lado las propiedades del crudo determinan la distancia entre el
inyector y el productor, Butler, en base a sus experimentos, sugiere un
espaciamiento entre pozos en relación a la viscosidad de los mismos como se
observa en la Figura 2, además presenta la opción de colocar el pozo inyector
cerca del tope del yacimiento.
Figura 2. Separación vertical entre pozo inyector y productor.
El efecto que tiene el distanciamiento horizontal entre los pozos en la
producción acumulada debe ser objeto de estudio, en el caso de los
yacimientos presentes en Venezuela, las condiciones a las cuales se encuentra
el crudo (movilidad dentro del yacimiento) nos proporciona libertad en el
distanciamiento entre los pozos, este es un efecto indirecto de las propiedades
de fluido en el proceso de SAGD.
1.1.- Variantes de SAGD: La optimización es parte fundamental de la
ingeniería, la función del ingeniero ha sido el diseño de sistemas más
económicos y eficientes, o mejorar el desempeño de sistemas ya existentes.
SAGD se ha probado a nivel de laboratorio y en campo mediante
pruebas pilotos, el éxito de este proceso ha hecho que sea aplicado en escala
comercial.
En el caso de SAGD la optimización se puede traducir en la reducción
de la cantidad de vapor inyectado por barril de petróleo producido (SOR),
aumentar la tasa de producción, y el recobro final.
1.2.- Criterios de Selección para la aplicación de SAGD: Desde el
éxito de la prueba piloto del proyecto UTF de AOSTRA, se han propuesto
criterios para seleccionar localizaciones en las cuales aplicar SAGD, para
identificar propiedades y valores numéricos que forman parte de estos criterios,
se emplean diversas fuentes de información, como lo son análisis de
simulaciones analíticas, numéricas, experimentos de laboratorio, y estadísticas
de proyectos pilotos exitosos.
Según Donnelly para poder aplicar SAGD, y hacer predicciones
analíticas confiables deben tomarse en cuenta para la formación McMurray los
parámetros mostrados en el Cuadro 1.
Parámetro Valor Condición
Sobrecarga 30 m
Espesor de Arena > 17.5 m con
Menos de 1.5 m continuos de lutita.
Menos de 1.5 m con Sw > 97%
Menos de 5 m con 3% < So < 6%
Cuadro 1: Parámetros para aplicar SAGD en la formación. McMurray
Idealmente el yacimiento debe ser homogéneo verticalmente para
aplicar el modelo analítico. Aunque simulaciones numéricas muestran que poca
variación vertical puede mejorar el desempeño del proceso SAGD.
Kasraie, sugiere que para aplicar SAGD de forma rentable, se debe
tener un mínimo de 10 metros de arena continua, y un mínimo de 100 md de
permeabilidad.
Según Singhal los criterios para aplicar SAGD, son:
Menos de 10 % de arcillas, debido a que estas se hinchan al absorber el
agua fresca que se condesa del vapor.
Acuíferos: Si la cámara de vapor entra en contacto con un acuífero,
parte del vapor inyectado es perdido debido a la alta permeabilidad al
agua.
Efecto de la capa de Gas: la presencia de una pequeña capa de gas
puede prevenir pérdidas de calor a supradyacencia del yacimiento
debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo
una capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la
aplicación de SAGD.
Fracturas: fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio al distribuir
el vapor en el petróleo viscoso, y agregar una transferencia de calor y de
masa.
Adicionalmente Singhal presenta prospectos para los cuales aplicar o no
SAGD.
1.2.1.- Prospecto Atractivo:
Arena fluvial que presenta una secuencia de afinamiento hacia arriba
(canales y depósitos de point bar o dique lateral). Este afinamiento hacia
arriba es importante para confinar el vapor inyectado dentro de la
cámara de vapor.
Stacked sandstone o Arena apilada (fluvial o marino) sin barreras
significativas de lutita entre la arena. La presencia de una buena roca
sello al tope de la arena es importante para el confinamiento del vapor.
Unidades de flujo amplias y continuas.
Arenas con altas razones de permeabilidad (kh/kv).
1.2.2.- Prospecto no atractivo: Con la tecnología actual no es posible
explotar los siguientes yacimientos:
Espesores de arena menores a 5 m.
Regiones con grandes capas de gas o agua de fondo.
Arenas con intercalaciones múltiples de lutitas.
Regiones con cambios significantes y no predecibles de facies entre
arena y lutita.
Regiones con fracturas comunicadas, fallas.
Zonas donde el confinamiento controlado de la cámara de vapor sea
difícil.
Simulaciones realizadas con PRI sugieren los siguientes criterios para
un proyecto exitoso:
Espesor de Arena mayor a 10 metros.
Capa de Gas/Agua de fondo menor a 1m. Si el espesor de arena es
mayor a 20 metros se pueden aceptar mayor espesor de capa de gas o
agua de fondo.
Permeabilidad mayor a 1 Darcy.
El contenido de petróleo móvil por unidad de volumen debe ser mayor
de 500 bbl/acre ft.
A pesar de que este proceso puede ser efectivo en una amplia gama de
viscosidad, una menor viscosidad conlleva a mayor tasa de producción.
Alberta Research Council, propuso como criterios de selección en el
simulador analítico PRIze los datos mostrados en el Cuadro 8.
Profundidad < 4593 pies
Presión Actual < 1530 pies
Viscosidad del Petróleo Vivo < 2000 cp
Permeabilidad Horizontal > 1000 mD
Permeabilidad Vertical > 100 mD
Capa de Gas Baja
Contenido de Arcilla Baja
Fracturamiento Ninguno
Relación Agua Petróleo >10 ft3/ ft3
Espesor de Arena > 49 ft
Porosidad > 0.26
Cuadro 2: Criterios de selección para aplicar SAGD.
1.2.3.- Análisis estadístico: En base a la información obtenida tanto de
pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizo un análisis
estadístico de los parámetros que según Llaguno tienen mayor influencia sobre
la producción acumulada de petróleo.
Figura 3: Histograma de espesores de proyectos SAGD.
Cuadro 3: Analisis Estadistico de espesores de proyectos SAGD
Figura 4: Histograma de Saturación Inicial de Petróleo de proyectos SAGD
Cuadro 4: Analisis Estadistico de saturación inicial de Petroleo de proyectos SAGD
Figura 5: Histograma de Porosidad de Proyectos SAGD.
Cuadro 5: Análisis Estadístico de Porosidad de proyectos SAGD
Figura 6: Histograma de Permeabilidad horizontal de proyectos de SAGD.
Cuadro 6: Análisis Estadístico de la permeabilidad horizontal de proyectos SAGD
Los criterios que han sido propuestos por diversos autores para la
aplicación de SAGD de forma exitosa, están basado en estudios estadísticos,
simulaciones analíticas y numéricas.
Entre los criterios propuestos están criterios cuantitativos que presentan
valores límites para determinadas propiedades, y criterios cualitativos como el
propuesto por Singhal que a pesar de no presentar valores numéricos límites,
presentan características atractivas para la aplicación de SAGD, mostrando
que el afinamiento hacia arriba es una característica de prospecto atractivo,
propiedad de ambiente sedimentario fluvial.
El éxito de un proyecto piloto esta relacionado principalmente con el
cumplimiento del objetivo inicial, el cual puede ser efecto de un parámetro en la
producción de petróleo. El éxito de las pruebas piloto identificadas está
relacionado con la rentabilidad del proyecto, que a su vez relaciona la tasa de
producción de petróleo con la cantidad de vapor inyectado, usualmente se
determina un valor máximo de relación vapor inyectado-petróleo producido
(SOR) como limite económico.
La temperatura inicial del yacimiento, no es un valor que usualmente se
considera en los criterios de selección, aunque mediante el modelo analítico se
sabe que la temperatura inicial del yacimiento es proporcional a la tasa de
producción de petróleo, se observa que el proyecto UTF es el que presenta
menor temperatura de yacimiento con un valor de 7º C.
Aunque no se tiene dato de la densidad de petróleo para el proyecto
UTF, se puede apreciar que la densidad en los proyectos Tangleflags, East
Senlac y de Saskatchewan son muy parecidas con un valor promedio de 11.71
º API.
En cuanto a la profundidad, sólo se dispone de este dato para el
proyecto East Senlac, por lo cual no es conveniente generalizar este valor de
profundidad. Sin embargo, debe tenerse en cuenta el efecto de perdidas de
calor con la profundidad en todo proyecto de recuperación térmica, las pérdidas
de calor disminuyen la calidad del vapor inyectado, inyectar vapor a menos de
100% es un efecto negativo ya que la fracción liquida de un vapor con menos
de 100% de calidad simplemente cae por gravedad y es producida.
Es importante recordar que las propiedades de la roca y fluidos
intervienen en conjunto en la tasa de producción de petróleo, la deficiencia en
una propiedad puede ser compensada por los atributos de otras, por esto
deben realizarse estudios de sensibilidad de cada parámetro de yacimiento y
fluidos en la rentabilidad de un proyecto de SAGD, los valores de los
parámetros identificados en los proyectos pilotos no deben ser usados como
restricción, más bien como guía.
El objetivo de este estudio es la identificación de parámetros tanto de
fluidos como de yacimiento de proyectos donde se ha aplicado exitosamente
SAGD para obtener un criterio de selección, en estos estudios es importante
tomar en cuenta factores de diseño como también económicos ya que éstos
también están relacionados con parámetros de yacimiento, como ejemplo la
influencia la presión inicial del yacimiento, parámetro de que no se toma en
cuenta o no se reporta en la información consultada.
La presión inicial esta relacionada con la presión de inyección, al tener
una presión inicial mayor, el costo asociado a la generación de vapor a una
calidad determinada es mayor al generar esa misma calidad con menor
presión.
1.2.4.- Yacimiento modelo para la aplicación exitosa de SAGD: En
base al estudio estadístico realizado, tomando en cuenta las propiedades
promedio más importantes de los proyectos pilotos se presenta el siguiente
escenario aceptable para el éxito
Figura 7: Modelo de Yacimiento propuesto para aplicación exitosa de SAGD.
1.2.5.- Saturación inicial de Petróleo: Al tener mayor saturación inicial
de petróleo, mayor es el recobro final del mismo, menor energía es perdida por
calentamiento del agua que satura inicialmente la formación, de la misma forma
que el agua es un buen medio para transferir calor por su alto calor especifico,
también es un medio para quitar el calor latente del vapor.
1.2.6.- Permeabilidad: Se recomienda una permeabilidad horizontal de
5.6 D, con una variación vertical de permeabilidad vertical, lo cual favorece el
desarrollo lateral de la cámara de vapor, y adicionalmente disminuye el tiempo
en el cual ésta llega al tope del yacimiento, momento a partir del cual
comienzan las pérdidas de calor a la sobrecarga (overburden), hay que
recordar que muchas variantes de SAGD busca disminuir estas pérdidas.
1.2.7.- Separación Vertical entre los Pozos: Las condiciones
encontradas en Venezuela son diferentes a las de Canadá, la movilidad inicial
de los fluidos dentro de yacimiento no hace necesario precalentamiento para
dar inicio al proceso de SAGD, por lo cual debe estudiarse el impacto que tiene
la separación en el desarrollo de la cámara de vapor y en el recobro final en
vez de la de dar movilidad a los fluidos entre ellos por calentamiento.
1.2.8.- Espesor de Arena: Se sugiere un espesor de arena igual a 20 m,
se observa que esta propiedad presenta una desviación estándar de 6.130, por
lo cual no deben hacerse una generalización en el espesor, aunque espesores
delgados generan mayores pérdidas de calor al aplicar el proceso, y a mayor
espesor mayor es la eficiencia térmica y la vida productiva del proceso.
Identificar las propiedades de yacimiento encontradas en localizaciones
donde se ha aplicado SAGD exitosamente es solo una parte y no asegura por
si misma el éxito del proyecto. Un correcto diseño operacional es igualmente
importante en el éxito del proyecto, se toma como ejemplo el proyecto de
SAGD realizado en Liaohe China [30], el cual fue suspendido debido a 1)
capacidad de levantamiento insuficiente del sistema de gas lift 2) dificultades
en la comunicación entre el pozo inyector y el productor debido al
espaciamiento entre el los mismos.
2.- VAPEX
La inyección de vapor de agua, o Vapex, fue propuesta en 1991 como
una alternativa eficiente y rentable para la producción de yacimientos de crudos
pesados y bitúmenes. Desde entonces se han estudiado varios factores que
determinan el proceso y deben ser tenidos en cuenta al momento de su
aplicación.
La disminución en la producción de crudo convencional y el aumento en
la demanda de combustible en Norte América, han hecho que los depósitos de
arenas petrolíferas in situ y crudos pesados canadienses se proyecten como
una importante alternativa en el suministro de energía fósil. En mayo de 2004,
el Departamento de Energía de Canadá estimó que las reservas remanentes
de bitumen, presentes en las arenas petrolíferas, son de 22,5 miles de millones
de metros cúbicos.
Este bitumen se caracteriza por su alta viscosidad, bajo contenido de
gas en solución y fluidez limitada a condiciones de yacimiento; por este motivo,
su producción es un reto para la industria petrolera en Canadá, enfocada en la
investigación y el desarrollo de tecnologías que permitan el recobro de estos
hidrocarburos en una forma eficiente y económicamente rentable.
En 1991, Roger Butler, de la Universidad de Calgary, propuso una
modificación al proceso SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), que consiste
en inyectar vapor de agua por medio de un pozo horizontal, a un pozo
productor también horizontal. La modificación consiste en inyectar
simultáneamente solvente con agua caliente para la recuperación de crudo
pesado. De esta forma se empezó a desarrollar el proceso conocido como
Vapex (Vapor Extraction), el cual requiere dos pozos horizontales; un pozo
inyector de solvente con agua caliente localizado en el tope de la formación y
un pozo horizontal de producción localizado en el fondo de la formación.
Una investigación realizada por Swapan Das, Ian Mokrys y Roger
Buttler, de la Universidad de Calgary, indica que los costos de operación,
completamiento y los requerimientos energéticos de Vapex son más bajos que
los de procesos de recobro térmico como SAGD e inyección de vapor. Lo
anterior ha permitido que Vapex llame la atención y gane importancia dentro de
la industria de las arenas petrolíferas y lo ha convertido en una tecnología con
gran potencial para ser aplicada exitosamente, incluso en los yacimientos que
tengan alta saturación de agua, baja porosidad y baja conductividad térmica.
Otra de las ventajas de este proceso es que el crudo producido se puede
transportar fácilmente y tiene una buena calidad para ser refinado, ya que el
solvente diluye el bitumen in situ. La popularidad de Vapex ha congregado a un
importante número de investigadores en la industria y en la academia, los
cuales han propuesto y desarrollado variaciones del concepto original como
nuevas alternativas. Por ejemplo, se puede citar a Tawfik Nasr, quien patentó el
proceso ES-SAGD (Expanding Solvent-SAGD), y S. Gupta y colaboradores,
quienes implementaron una prueba piloto del proceso SAP (Solvent Aided
Process) en el campo Christina Lake, de EnCana localizado en Alberta.
Figura 8: Inyección de Vapor mediante proceso VAPEX
2.1.- Factores que afectan el proceso de Vapex
El costo del solvente es el factor económico más importante en el diseño
de Vapex. Estudios experimentales desarrollados por Butler y colaboradores,
en 1995, determinaron que la relación óptima entre solvente y crudo debe estar
dentro de un intervalo de 0,12 m3 a 0,3 m3 de solvente por m3 de crudo pesado.
Los solventes más utilizados en Vapex son propano, butano o mezclas de
propano-butano. Sin embargo, en 1994, Lim G. y colaboradores utilizaron etano
como solvente para estimular la producción de crudo pesado en el campo Cold
Lake, de Imperial Oil.
Otro ejemplo de un solvente innovador se presentó en la Conferencia
Canadiense del Petróleo realizada entre el 7 y el 9 de junio de 2005 en
Calgary, donde A. Cavallaro y G. Galliano, de Repsol-YPF, presentaron
resultados de laboratorio utilizando crudo Llancanelo (campo ubicado en
Argentina, en la provincia de Mendoza) y un solvente con una composición
molar de 44,44% CO2, 2,84% C2, 19,67% C3 y 33,04% C4+. Ellos reportan un
excelente recobro de 82,9 %. Lo anterior es prueba de que el CO2 puede ser
usado efectivamente, al tiempo que reduce el costo del solvente y minimiza las
emisiones de este gas a la atmósfera.
El uso de solventes puede inducir precipitación de asfáltenos y en
algunos casos podría bloquear el flujo de crudo en la formación. No obstante,
este tema es controversial y requiere más investigación. Aunque la mayoría de
científicos coincide en reportar la ocurrencia de precipitación de asfáltenos,
todavía no hay suficiente evidencia para confirmar el bloqueo o la reducción
significativa de la producción de crudo en todos los yacimientos, ya que
depende de las propiedades químicas del solvente y del crudo pesado, y
también de variables como temperatura y presión de yacimiento. Por ejemplo,
en 1994, Das, de la Universidad de Calgary, realizó experimentos con Crudo
Peace River y reportó que el butano no causa precipitación de asfáltenos. Pero
cuando utilizó Crudo de Lloydminster, el butano precipitó un poco de
asfáltenos. Wu y colaboradores, de la Universidad de Alberta, utilizaron un
simulador composicional (Stars) para modelar la precipitación de asfáltenos y
en junio de 2005 reportaron inexistencia de evidencias para demostrar que los
asfáltenos impidan el flujo de crudo en yacimientos donde Vapex es utilizado.
Otros factores que afectan y determinan la eficiencia de Vapex son la
transferencia de masa, la difusión molecular, la dispersión mecánica, la altura
de drenaje, la heterogeneidad de yacimiento, la distancia entre pozos y la
humectabilidad del medio poroso. Aunque existen ecuaciones para modelar
algunos de estos factores individualmente, los modelos desarrollados en
laboratorio para el estudio y la simulación de Vapex aún no han sido
completamente correlacionados o ajustados a las condiciones en campo. Los
resultados obtenidos hasta ahora indican que Vapex es una tecnología apta
para ser implementada en yacimientos de crudos pesados y bitúmenes, no sólo
en Canadá sino que puede ser adaptada en otros países. La aplicación de
Vapex en la industria se encuentra en su etapa inicial y su optimización
depende fundamentalmente de la investigación de factores que hasta el
momento no han sido considerados y que son determinantes en la
implementación del proceso.
3.- INYECCION DE CO2
El Dióxido de Carbono aparece al ser más accesible y a un menor costo
comparado con el metano; y el criterio screening muestra que un importante
porcentaje de yacimientos profundos pueden conocer los requerimientos para
flujo miscible de CO2. La densidad así como la solubilidad del CO2 en petróleo
decrece con la temperatura, así que los MMP (Presión Mínima de Miscibilidad)
requeridos para un crudo dado debe incrementar con aumentos en la
temperatura. Como la temperatura de un yacimiento normalmente incrementa
con la profundidad, los MMP también deben incrementar con la profundidad.
Afortunadamente, la presión requerida para fracturar un yacimiento incrementa
mucho más rápido que la temperatura con la profundidad.
La inyección de CO2 es muy utilizada en la industria petrolera como otro
tipo de recuperación asistida de reservorio saturado, este proceso consiste en
inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles como se
observa en la figura 8. La adición de dióxido de carbono es una de las técnicas
más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El
mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles es:
Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el
crudo,
Aumento del volumen de la fase oleica.
La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el
petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable
ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido
descubiertas y aplicadas:
1. Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, como se
ilustra en la figura 8;
2. inyección de agua saturada con el dióxido de carbono; y finalmente,
3. inyección del gas a presión elevada.
Figura 9: Recuperación Asistida con Inyección del CO2
La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El
volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 MCF por barril de
petróleo recuperado. La factibilidad económica del proceso esta determinado
por los precios locales del CO2.
Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para
diseñar proyectos de inyección de CO2. El comportamiento de fase de la
mezcla CO2 y petróleo es bastante complejo. Cuando altas concentraciones de
CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia de masa de los componentes
entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia de cuatro fluidos
separados y fase sólida.
Usualmente dos fases predominarán: Una fase volátil y rica en CO2 y
una fase menos volátil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a
120ºF, las dos fases son líquidas; a medida que la presión se reduce, los
vaporee se liberan primariamente de la fase rica en CO2. Por encima de 120ºF,
el sistema completo estará en la fase vapor a alta presión y altas
concentraciones de CO2; a medida que la presión se reduce en el sistema, la
fase líquida rica en hidrocarburos puede condensar del gas.
El mecanismo por el cual se desarrolla miscibilidad de múltiple contacto
entre el CO2 y el petróleo es controlado por el comportamiento de la fase
dependiente de la temperatura.
La inyección de CO2 ha sido efectuada bajo un amplio rango de
condiciones de reservorio. Ha sido usado para varios tipos de roca, para un
amplio rango de viscosidad de petróleo, para formaciones delgadas y de gran
espesor y para desplazamiento miscible e inmiscible. Las desventajas del
proceso incluyen problemas de corrosión y la tendencia como consecuencia de
la baja viscosidad del CO2, a canalizar desde el pozo inyector al pozo
productor, reduciendo de esta manera la eficiencia de barrido.
4.- INYECCION DE N2:
Además del gas comprimido, el nitrógeno y el gas flue son los gases
más baratos que puedan ser inyectados, y son considerados juntos porque la
presiones requeridas para un buen desplazamiento son similares, y parecen
poder ser usados intercaladamente como mecanismo de recobro del petróleo;
a pesar de que la inyección de gas flue ha sido exitosa en algunos proyectos,
los problemas de corrosión ligados al bajo costo y mayor disponibilidad del
nitrógeno, han vuelto al nitrógeno mas atractivo; sin embargo, tiene el mayor
MMP, es decir, el desplazamiento miscible solo podría ser posible para
yacimientos profundos con petróleo liviano.
Figura 10: Recuperación Asistida con Inyección del N2
La inyección de gas nitrógeno disminuye la tensión interfacial y mejora la
movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e
inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que
queda en las zonas barridas y no barridas. En general cuando se inyecta
nitrógeno en un yacimiento, este forma un frente miscible por vaporización de
componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, ahora enriquecido en
cierta magnitud, continúa su movimiento en los pozos inyectores y así va
contactando crudo fresco y vaporizando más componentes, lo cual lo enriquece
a medida que avanza el frente. Como consecuencia, el primer frente de gas
puede alcanzar tan alto grado de enriquecimiento que se convierte en solución
o se hace miscible con el crudo de la formación. En esta etapa, la interfase
entre el crudo y el gas desaparece, formándose una mezcla homogénea de
ambos fluidos. Con la inyección continua de nitrógeno se logra desplazar el
frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo un banco de crudo hacia los
pozos productores.
Venezuela está programando el inicio de proyectos de inyección de
nitrógeno en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para
complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural.
Figura 11: Centro de producción de Nitrógeno más grande del mundo. Complejo Cantarell,
Sonda de Campeche, al oeste de la Península de Yucatán, México.
5.- INYECCION DE TAPONES MISCIBLES:
Para entender como funcionan los tapones miscibles, es debemos
comenzar por definir el proceso de desplazamiento miscible, el mismo consiste
en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo
existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se
mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el
medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un
pistón.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como
el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las
proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios
contactos y el correspondiente equilibrio de fases.
Ahora bien, el proceso de tapones miscibles consiste en la inyección de
algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto
con este. La figura 1 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por
un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad
de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe
alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el
tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.
Figura 12: Proceso de Invasión con Tapones Miscibles
6.- INYECCION DE GAS ENRIQUECIDO:
La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural
enriquecido con hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es
inyectado y los hidrocarburos intermedios son transferidos desde la fase gas a
la fase líquida dentro del reservorio. En la figura 13 se muestra un caso donde
el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y
este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona
rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los
componentes enriquecidos del gas.
Figura 13: Proceso Miscible con Gas Enriquecido
El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a
alta presión principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios
son transferidos de una fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en
el proceso de gas enriquecido y del petróleo al gas en el proceso de alta
presión.
Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a
alta presión, pero la cantidad de gas enriquecido incrementará con una
disminución en la presión del reservorio. La mínima presión para el proceso es
de aproximadamente 1,450 a 2,800 psi. Ya que el gas muerto (no enriquecido)
es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser inyectado
como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para
gas enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.
Ventajas:
El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el
petróleo residual contactado
Frente miscible formado por petróleo enriquecido
con C2-C5
GAS POBREGAS
ENRIQUECIDO
BANCO DE
PETRÓLEO
PETRÓLEO RESIDUAL
AGUA REMANENTE DE LA INVASION CON AGUA
La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el
yacimiento.
El proceso es más económico que el de tapón de propano.
Se desarrolla la miscibilidad a una presion menor que en el
empuje con gas pobre
El uso de tapones de gran tamaño minimiza los problemas de
diseño.
Desventajas:
Tiene una pobre eficiencia
Si las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad.
El costo del gas es alto.
La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.
7.- INYECCIÓN DE GAS INERTE:
Hoy en día, se ha implementado una unidad portátil de represurización
TM-98 que amplían la vida útil del pozo, incluso bajo condiciones consideradas
no rentables. El TM-98 se basa en la inyección de gas caliente. Es un inyector
portátil de gas térmico que inyecta gas inerte directamente en la formación para
presurizarla y reducir la viscosidad del crudo, aumentando así la producción. La
unidad puede entregar hasta 1,3 MMMpcd de gas inerte caliente. Este gas
actúa en forma similar al vapor para estimular la recuperación de crudo,
excepto que los gases no se condensan en forma de agua. Además, el dióxido
de carbono, el nitrógeno y el monóxido de carbono utilizados tienen
propiedades que ayudan en el proceso de recuperación del crudo. Permite
también su aplicación en pozos en los que el uso de vapor no es efectivo, como
en formaciones de alto contenido de arcilla, o donde no hay agua prontamente
disponible.
9.- INYECCION DE ALCOHOL
Se han realizado operaciones de campo en las cuales se inyecta alcohol
como solvente en el petróleo, y se ha demostrado que, a pesar del alto costo,
puede ser aplicable comercialmente. Este proceso difiere de los procesos
miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se desplazan si la
concentración de alcohol en el tapón es suficientemente alta. Si esta cae por
debajo de ciertos niveles se pierde la miscibilidad y el proceso se convertiría en
una inyección de agua, cuando se usa agua como fluido desplazante para
empujar el tapón de alcohol.
El uso de alcohol isopropílico esta limitado porque inicialmente es
miscible con el petróleo y el agua connata y, por lo tanto, el contenido de
alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para
mantener la miscibilidad. El uso de cantidades grandes de alcohol parece
prometedor, pero es más costoso.