1 TEMA No. 6 COMBUSTIÓN IN SITUUniversidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Maestría en Extracción de Crudos Pesados TEMA No. 6 COMBUSTIÓN IN SITU RECUPERACIÓN TÉRMICA DE CRUDOS PESADOS INTEGRANTES: Jhoanna Resplandor CI. V Nirka Díaz CI. V José Gregorio Valero CI. V Róger Vásquez CI. V Miguel Farfán CI Noviembre de 2011

2 CONTENIDO COMBUSTIÓN CONVENCIONAL. CONTENIDO DE COMBUSTIBLE.REQUERIMIENTO DE AIRE. VELOCIDAD DEL FRENTE DE COMBUSTIÓN. CALOR DE COMBUSTIÓN. CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIÓN. IGNICIÓN. 7.1. IGNICIÓN ESPONTÁNEA. 7.2. IGNICIÓN ARTIFICIAL. TASA DE INYECCIÓN DE AIRE. RADIO DE EXTINCIÓN. EFICIENCIA AREAL Y VERTICAL. DISEÑO DE UN PROYECTO DE COMBUSTIÓN IN SITU CONVENCIONAL. COMBUSTIÓN EN REVERSO. VARIACIONES DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN CONVENCIONAL. 13.1. COMBUSTIÓN HUMEDA. 13.2. THAI Y CAPRI. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROCESO DE COMBUSTION IN SITU. MODELOS MATEMATICOS. 15.1. MODELO DE RAMEY. 15.2. MODELO DE BAILEY Y LARKIN. 15.3. MODELO DE THOMAS, SELIG Y COUCH. 15.4. MODELO DE CHU. 15.5. MODELO DE KUO. 15.6 MODELO DE GOTTFRIED. 15.7. MODELO DE SMITH Y FAROUQ ALI. TIEMPO ESTIMADO 1 HORA

3 ING. JHOANNA RESPLANDORCOMBUSTIÓN IN SITU La combustión in situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por 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. COMBUSTIÓN IN SITU COMBUSTIÓN CONVENCIONAL combustión en reverso HUMEDA HÚMEDA NORMAL INCOMPLETA SUPERHÚMEDA ING. JHOANNA RESPLANDOR 3

4 ING. JHOANNA RESPLANDORCOMBUSTIÓN CONVENCIONAL En este proceso los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. la ignición se induce en el pozo inyector, y una vez lograda, la temperatura aumenta gradualmente hasta que se alcanza el punto de vaporización del agua. El vapor de agua generado se mezcla con la corriente de gases, y fluye a través del yacimiento a la misma tasa con la que se transfiere calor desde el frente de combustión. A esta temperatura ocurre el desplazamiento por destilación, de parte del petróleo. ING. JHOANNA RESPLANDOR 4

5 ING. JHOANNA RESPLANDORCOMBUSTIÓN CONVENCIONAL Diferentes Zonas formadas durante la Combustión En Sitio Convencional y Perfil de Temperatura. Pozo Inyector Compresor de Aire Gases de Combustión Pozo Productor Agua y Petróleo 1. Zona de aire inyectado y agua (quemada) 5. Zona de condensación de agua (50° - 200° f Ti) 2. Zona de aire y agua vaporizada 6. Banco de petróleo (Cerca de la temperatura inicial) 3. Frente y zona de combustión (600° ° f) 7. Gases de combustión, frío. 4. Zona de Vaporización (Aprox. 400 ºf) ING. JHOANNA RESPLANDOR 5

6 ING. JHOANNA RESPLANDORCOMBUSTIÓN CONVENCIONAL Parámetros de Aplicación para la Combustión Convencional. La combustión convencional se recomienda para yacimientos poco profundos, entre 200 y 5000 pies (limitación impuesta principalmente por los costos de compresión e inyección de aire), para crudos cuya gravedad oscile entre 8° y 26° API, pues ello garantiza suficiente deposición de coque para mantener activo el frente de combustión. PETRÓLEO VISCOSIDA ( CP) GRAVEDAD (8º - 26º) YACIMIENTO ESPESOR > 10 pies PROFUNDIDAD ( pies) LITOLOGIA CONTENIDO DE ARCILLAS BAJO FACTORES FAVORABLES TEMPERATURA DE YACIMIENTO ALTA BUZAMIENTO ALTO ESPESOR NETO ALTO EN RELACION CON EL TOTAL PERMEABILIDAD VERTICAL BAJA FACTORES DESFAVORABLES FRACTURAS EXTENSIVAS CAPAS GRANDES DE GAS EMPUJE FUERTE DE AGUA FLUIDOS PRODUCIDOS ALTAMENTE CONSTANTES PROBLEMAS SERIOS CON EMULSIONES PRE-EXISTENTES ING. JHOANNA RESPLANDOR 6

7 ING. JHOANNA RESPLANDORCONTENIDO 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. ING. JHOANNA RESPLANDOR 7

8 ING. JHOANNA RESPLANDORCONTENIDO DE COMBUSTIBLE La combustión del combustible depositado sobre los granos de arena (el cual es un residuo carbonáceo de composición CHn) puede describirse por medio de la siguiente ecuación estequiométrica: donde: n: razón de átomos de hidrógeno a átomos de carbono, o sea, razón atómica H/C. m: razón de moléculas de CO2 a moléculas de CO. Debido a que se inyecta aire y no oxígeno puro, el aire inyectado contiene nitrógeno N2 y oxígeno O2, y los gases producto de la combustión contendrán, nitrógeno N2, dióxido de carbono CO2, monóxido de carbono CO, y algún porcentaje de oxígeno O2 no utilizado, además de otros gases tales como helio, argón, etc. ING. JHOANNA RESPLANDOR 8

9 ING. JHOANNA RESPLANDORCONTENIDO DE COMBUSTIBLE El contenido de combustible viene dado por: donde: Vb es el volumen de la arena empacada en el tubo de combustión, pie3. 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. ING. JHOANNA RESPLANDOR 9

10 ING. JHOANNA RESPLANDORREQUERIMIENTOS DE AIRE Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible depositado en un 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. donde, FaF es la relación aire inyectado /combustible en PCN/lb de combustible. 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. donde, f la densidad del combustible en lb/pie3. ING. JHOANNA RESPLANDOR 10

11 PROCESO DE COMBUSTIÓN IN SITULa Combustión In Situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por este método da a lugar a una serie de reacciones químicas. ING. NIRKA DÍAZ 11

12 VELOCIDAD DEL FRENTE DE COMBUSTIÓNEs 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: Siendo, La cual puede ser usada para calcular la posición del frente de combustión a cualquier tiempo t. Donde Ua es el flujo local de aire, PCN/pie 2 x día, dado por: Velocidad del Frente de Combustión Perfil de Saturación ING. NIRKA DÍAZ 12

13 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 n: razón de átomos de hidrógeno a átomos de carbono. m: razón de moléculas de CO2 a moléculas de CO. Donde, el primer término del lado derecho de la ecuación 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. ING. NIRKA DÍAZ 13

14 CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIÓNEn 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: Debido a que se inyecta aire y no oxígeno puro, el aire inyectado contiene nitrógeno N2 y oxígeno O2, y los gases producto de la combustión contendrán, nitrógeno N2, dióxido de carbono CO2, monóxido de carbono CO, y algún porcentaje de oxígeno O2 no utilizado, además de otros gases tales como helio, argón, etc. ING. NIRKA DÍAZ 14

15 CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIÓNEJEMPLO DE CÁLCULO En un experimento en un tubo de combustión, la composición del gas producido en porcentaje por volumen fue la siguiente: oxígeno 2%, dióxido de carbono 14%, monóxido de carbono 1%. El gas total seco producido fue de 60 x 103 PCN y se estima que 3 x 102 pie3 de la arena empacada del tubo fue quemada. La porosidad del empaque es 33% y la saturación inicial de petróleo, 80%. Utilizando estos datos calcular m, n, Y, % exceso de aire, contenido de combustible, requerimiento de aire, agua formada por la combustión, saturación de petróleo consumido como combustible, relación aire/petróleo y calor de combustión. Al aplicar el proceso a un yacimiento, en el cual el espesor de la formación es de 18 pies y la tasa de inyección de aire igual a 1,2 x 106 PCN/día, calcule la velocidad del frente de combustión a una distancia de 75 pies, la posición del frente de combustión al final de 3 años y la velocidad del mismo a ese tiempo. Considere la densidad del combustible igual a 333lb/Bl. ING. NIRKA DÍAZ 15

16 Solución: CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIÓN1.- Cálculo de m, n, Y y % exceso de aire. Fracción de oxigeno 2.- Cálculo del contenido de combustible “Cm”. 3.- Cálculo del requerimiento de aire “a”. ING. NIRKA DÍAZ 16

17 Densidad del combustibleCANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIÓN 4.- Cálculo de la cantidad de agua formada por la combustión, “Vw”. 5.- Cálculo de la saturación de petróleo consumido como combustible, “Sr” y la relación aire inyectado/petróleo desplazado, “Fao” Densidad del combustible 6.- Cálculo del calor de combustión “H” ING. NIRKA DÍAZ 17

18 CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIÓN7.- Cálculo de la velocidad del frente de combustión, “Vf” 8.- Cálculo de la posición del frente de combustión, “rf” 9.- Cálculo de la velocidad del frente de combustión, “vb” ING. NIRKA DÍAZ 18

19 IGNICIÓN TIPOS DE IGNICIÓN IGNICIÓN ESPONTANEA IGNICIÓN ARTIFICIALTal como su nombre lo indica, ocurre naturalmente cuando al aumentar la temperatura por efectos de la presión de inyección de aire, se inicia la combustión. El que ocurra ó no ignición espontánea depende principalmente del tipo de crudo, o sea, de su composición. IGNICIÓN Es un proceso que ocurre cuando el calor que emite una reacción llega a ser suficiente como para sostener la reacción química. 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. ING. JOSÉ VALERO

20 TIPOS DE IGNICIÓN IGNICIÓN ESPONTÁNEAEl término f(p,s,…)Ff e-E/RT se denomina tasa específica de reacción y se expresa en lb-mol de oxígeno que reacciona/hr-pie3 de formación Un parámetro importante referente a la ignición espontánea, es el tiempo requerido para que esta ocurra. Despreciando las pérdidas de calor, el tiempo requerido para la ignición espontánea se obtiene mediante un balance adiabático de calor, de lo cual resulta: De acuerdo a Tadema y Weijdema, el tiempo de ignición espontáneo puede ser calculado por medio de la siguiente ecuación:  : porosidad de la formación fracción o : densidad del petróleo, So : saturación de petróleo, fracción HR : calor de oxidación del petróleo, BTU/lb de O2 px : presión parcial del oxígeno, lpca (px = 0,209 p donde p es la presión de inyección del vapor en lpca) Ao : constante, B : constante, °R n : exponente de la presión, adimensional ti : tiempo de ignición, días Tc: temperatura de ignición,°R TR: temperatura del yacimiento,°R E : energía de activación, Ff: factor de frecuencia. M: capacidad calorífica de la formación, HR: calor de oxidación del petróleo, BTU/lb de oxígeno que reacciona. R: constante de los gases. ING. JOSÉ VALERO

21 TIPOS DE IGNICIÓN Las constantes Ao, B y n se determinan por la medición de las tasas de oxidación de diferentes mezclas de petróleos crudos a diferentes presiones y temperaturas. La tasa de oxidación K (lb de oxígeno/lb de petróleo-día) se relaciona a la presión parcial del oxígeno px, y a la temperatura original del yacimiento TR* por medio de la siguiente ecuación del tipo Arrhenius: EJEMPLO. Calcular el tiempo de ignición para los yacimientos de South Belridge y Lagunillas. Calcule también la tasa de consumo de oxígeno a las temperaturas de 600 °R y 1260 °R. a.- Cálculo del tiempo de ignición, ti Tadema y Weijdema presentan valores representativos de las variables anteriores para dos tipos diferentes de petróleos. Lagunillas: Campo Lagunillas (Venezuela) South Belridge (California) TR 547,3 562,4 p 224,9 435,1 px 47,0 90,94 o 60,53 61,15 M 34,52 32,90 n 0,46 0,45  0,37 0,40 So 0,60 0,56 HR 5.292 B 15.948 15.624 Ao 77,28 x 106 31,18 x 106 ti 106 35 (observado) ti = ti = 97 d South Beldridge: ti = 48 d b.- Cálculo de la tasa de oxidación, K Lagunillas: = 0,001299 K= K= = 1,446 ING. JOSÉ VALERO

22 ¿CÓMO SE DETECTA LA IGNICIÓN ?TIPOS DE IGNICIÓN South Beldridge: ¿CÓMO SE DETECTA LA IGNICIÓN ? K = = 0,00116 a.- Aumento brusco de la temperatura en la cara de la formación. Esto se detecta corriendo registros de temperatura con el calentador apagado. b.-La tasa y presión de inyección muestran fluctuaciones rápidas, del orden de  20%. c.-Al poco tiempo después de la ignición, la inyectividad del aire disminuye y luego comienza a aumentar, hasta uno ó dos meses después. d.- Aparición de CO, y luego de CO2 acompañado de una brusca disminución en el % de O2 en el gas producido. K = = 977 IGNICIÓN ARTIFICIAL El calor suministrado por pie de formación para lograr la ignición varía de 0,3 a 3,3 MMBTU. La mayoría de los calentadores son de Kw (1,0 Kw = 56,8 BTU/min). La capacidad del calentador requerido se determina en la base a la tasa de inyección de aire, a la temperatura de ignición (combustión) y a la temperatura original del yacimiento, mediante el siguiente balance: Capacidad del Calentador, BTU/min. = ia cg g (Tc – TR) Donde: ia: tasa de inyección de aire, PCN/min cg: calor específico del gas, BTU/lb-°F g: densidad del gas a condiciones normales, lb/PCN TR: temperatura del yacimiento, °F Tc: temperatura de ignición, °F ING. JOSÉ VALERO 22

23 TASA DE INYECCIÓN DE AIRELa 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 El valor t1 se puede estimar mediante la siguiente relación: Donde a es el requerimiento de aire en Sustituyendo t1 en la ecuación anterior, se obtiene una ecuación con ia como única incógnita, la cual requiere resolverse iterativamente. En ausencia de datos de campo, la tasa de inyección de aire (ó inyectividad) se puede estimar mediante la siguiente ecuación: Frecuentemente, la tasa de inyección de aire es estimada (si datos previos son disponibles) por medio de una relación del tipo donde: Pi: presión del pozo de inyección, lpca Pw: presión del pozo de producción, lpca a: viscosidad del aire, cps kg: permeabilidad efectiva al aire, md rw: radio de los pozos, pies d: distancia del pozo inyector al pozo productor, pies Vb: velocidad del frente de combustión, pie/día TR: temperatura del yacimiento, °R h: espesor de la formación, pies ia: tasa de inyección de aire máxima, PCN/día t1: tiempo requerido para alcanzar la tasa de inyección de aire máxima, días. donde, G = es una función de las propiedades del aire y de las rocas y de la geometría del yacimiento. ING. JOSÉ VALERO 23

24 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, y a la tasa de inyección de aire ia, : calor de combustión, Cm : contenido de combustible, lb/pie3 de roca. M : capacidad calorífica de la formación, Complementando se tiene: Umin ia Selig y Couch presentan una correlación gráfica para estimar el radio de extinción del frente de combustión radial (conductivo-convectivo). Este gráfico se presenta en la figura a continuación, con algunas modificaciones, y correlaciona las siguientes variables: ca: calor específico del gas (aire) inyectado, medido a condiciones normales a: densidad del gas (aire) inyectado, medido a condiciones normales, lb/pie3. ia: tasa de inyección de gas (aire), PCN/día. Kh: conductividad térmica de las formaciones adyacentes, h: espesor de la formación, pies. para valores de 0,5 y 0,7 de la temperatura adimensional. La temperatura de ignición Tc, se estima igual a 600 F en la mayoría de los casos, debido a que la combustión del hidrógeno comienza alrededor de los 400 F, mientras que la del carbono se completa alrededor de los 700 F. Donde: Tc : temperatura de ignición, F TR : temperatura original del yacimiento, F Ta – TR, es el incremento adiabático de temperatura , F ING. JOSÉ VALERO 24

25 RADIO DE EXTINCIÓN Correlación Gráfica de Selig y Couch para determinar el Radio de Extinción. ING. JOSÉ VALERO 25

26 RADIO DE EXTINCIÓN EJEMPLO. Calcular el radio de extinción rext (pies), siendo la capacidad calorífica de la formación M, 33 BTU/pie3-F, la densidad del aire a, 0,0763 pie3/lb, el calor específico del aire ca, 0,24 BTU/lb-F, la conductividad térmica de la formación kh, 1,4 BTU/hr-pie-F, la temperatura de la formación Tr, 83 F, y la temperatura mínima de combustión Tc, 550 F. ¿Cuál será la tasa de inyección de aire ia, PCN/día, necesaria para propagar el frente de combustión a una distancia de 600 pies? Otros datos son: b.- Cálculo del Radio de Extinción De la Gráfica de Selig y Couch se obtiene: = 296 pies c.- Cálculo de la tasa de inyección de aire, ia De la Gráfica de Selig y Couch se obtiene: h = 18 pies y a = 210,16 SOLUCION: a.- Cálculo de los grupos adimensionales = 35,816 La taza de aire se calcula mediante la siguiente ecuación ING. JOSÉ VALERO 26

27 EFICIENCIA AREAL Y VERTICALEficiencia areal de barrido (EA): Corresponde al porcentaje del área horizontal total del yacimiento o arreglo que es realmente barrida por el fluido desplazante. Eficiencia vertical de barrido (E1): Corresponde al porcentaje del espesor (vertical) del yacimiento o arreglo que ha sido barrido por el fluido desplazante. Eficiencia volumétrica de barrido (EV): Corresponde al porcentaje del volumen poroso y permeable del yacimiento o arreglo que ha sido barrido. Ev = EA x E1 La revisión de una gran cantidad de proyectos sobre combustión in situ llevadas a cabo en diferentes partes del mundo, revela que las eficiencias areal y vertical varían ampliamente: 40% < EA < 85% 20% < E1 < 100% 30% < Ev < 100% ING. MIGUEL FARFÁN 27

28 DISEÑO DE UN PROYECTO DE CESEl procedimiento a seguir para diseñar de manera simplificada un proyecto de combustión in situ convencional es el siguiente: Determinar las variables m, n, Y y Cm del experimento en el laboratorio con el tubo de combustión. 2. Calcular el aire total requerido (MMPCN) para la combustión, en base al volumen del patrón de pozos Vp, y a la eficiencia volumétrica de barrido Ev: aT = a Vp Ev Donde, a es el requerimiento de aire de la roca. 3. Determinar la tasa de inyección de aire máxima, ia y el tiempo requerido para alcanzarla t1, en base a la máxima presión disponible para inyectar. 4. Determinar la tasa de flujo de aire mínimo, Umin, por unidad de área seccional, requerido para mantener la combustión. Determinar también el radio de extinción. Si el límite de extinción es menor que la distancia del pozo inyector al pozo productor, se debe reducir el tamaño del arreglo o aumentar la tasa de inyección máxima, lo cual implica una mayor presión de inyección. 5. Determinar el volumen de petróleo producible por acre-pie de yacimiento: ING. MIGUEL FARFÁN 28

29 DISEÑO DE UN PROYECTO DE CESDeterminar el volumen de agua producible, en base al agua inicialmente en el yacimiento y a la originada por la combustión. 7. Determinar la tasa de producción de petróleo y agua en base a los MMPCN de aire inyectado: Aunque el procedimiento anterior es altamente simplificado, es bastante útil, y se obvia de esta manera la necesidad de tener que recurrir a complicados modelos numéricos que en general solo simulan aproximadamente los complejos fenómenos que ocurren en un proceso de combustión in situ. ING. MIGUEL FARFÁN 29

30 COMBUSTIÓN EN REVERSO Este tipo de proceso sólo ha sido llevado a cabo en pocos países del mundo (Canadá y Rumania), y ha resultado ser poco atractivo o exitoso. Con el tiempo se ha convertido en un método de recuperación térmica teórico, por lo complejo de su principio. En la combustión en reverso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire. La combustión se inicia en el pozo productor y el frente de combustión se mueve contra el flujo de aire. La Figura muestra un esquema simplificado de este proceso, indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado delante de ella; no obstante, parte de los componente livianos y medianos del petróleo in situ son utilizados como tal. Casi no existe producción de monóxido o dióxido de carbono y las principales reacciones ocurridas durante la oxidación del crudo originan compuestos oxigenados tales como aldehídos, ácidos, peróxidos, y otros. El petróleo producido tiene características diferentes al crudo in situ, pues es más liviano y de menor viscosidad. Por esta razón, este proceso ha sido propuesto para aplicarlo en yacimientos bituminosos y en yacimientos de petróleo extrapesado. ING. MIGUEL FARFÁN 30

31 COMBUSTIÓN EN REVERSO VENTAJAS DESVENTAJAS1. Al igual que el proceso de combustión convencional tiene la ventaja de mejorar la movilidad del petróleo, obteniéndose durante el proceso un petróleo con mayor gravedad que el original in situ. 2. Es probablemente el único método de recuperación térmica que puede ser aplicado a yacimientos de arenas bituminosas (Como los de Athabasca). DESVENTAJAS 1. Debe ser aplicado en formaciones frías, donde la ignición espontánea no ocurra a corto plazo. 2. Es menos atractivo que la combustión convencional, ya que las recuperaciones son mucho más bajas. 3. Se consumen mayores cantidades de hidrocarburos como combustibles. 4. Se presentan mayores perdidas de calor durante el proceso. 5. Se presentan frecuentemente problemas severos con los equipos de superficie. ING. MIGUEL FARFÁN 31

32 VARIACIONES DEL PROCESOUna característica del proceso de combustión convencional, es que la temperatura de la zona quemada permanece bastante alta debido a que la capacidad calorífica del aire inyectado es demasiado baja para transferir una cantidad significativa de calor. Por esta razón, algunas veces se utiliza agua durante o después del proceso de combustión para ayudar a que el calor sea transferido de la zona quemada y utilizarlo más eficientemente corriente abajo donde esta el petróleo. COMBUSTIÓN HÚMEDA Esta variante de la combustión convencional se genera al inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignición del crudo in situ. La combustión húmeda se clasifica en: Combustión húmeda normal Combustión húmeda incompleta Combustión superhúmeda Esta clasificación ha sido propuesta en base a la características de los perfiles de temperatura y saturación originados durante el proceso. ING. MIGUEL FARFÁN 32

33 COMBUSTIÓN HÚMEDA Combustión húmeda, normal o incompleta, el agua inyectada al ponerse en contacto con la zona quemada se evapora y fluye a través del frente de combustión como parte de la fase gaseosa, puesto que la máxima temperatura del frente de combustión es, en este caso, mayor que la temperatura de evaporación del agua a la presión del sistema. El proceso se denomina húmeda normal cuando el coque depositado se consume completamente. Por el contrario, cuando el agua inyectada hace que el combustible depositado no se queme por completo, entonces se trata de una combustión húmeda incompleta. La combustión superhúmeda se logra cuando la cantidad de calor disponible en la zona quemada, no es suficiente para vaporizar toda el agua inyectada al sistema. En este proceso, la máxima temperatura de combustión desaparece, y la zona de vaporización-condensación se esparce por todo el medio poroso. Este tipo también ha sido denominada combustión parcialmente apagada. COMBUSTIÓN HÚMEDA NORMAL COMBUSTIÓN HÚMEDA INCOMPLETA COMBUSTIÓN SUPERHÚMEDA ING. MIGUEL FARFÁN 33

34 COMBUSTIÓN HÚMEDA MECANISMOS DE LA COMBUSTIÓN HÚMEDA1. Reducción de la viscosidad del crudo. 2. Hinchamiento o expansión térmica del crudo 3. Destilación o Vaporización. 4. Empuje por vapor de agua. ING. MIGUEL FARFÁN 34

35 COMBUSTIÓN HÚMEDA VENTAJASLas ventajas que ofrece la combustión húmeda en cualquiera de sus variantes, es que reduce en cierto grado los problemas operacionales propios del proceso, entre los cuales se cuentan: 1.- La producción de arena por las altas tasas de gases. 2.- La corrosión por ácidos en los pozos y en las facilidades de producción. 3.- La oxidación en las tuberías por la presencia de oxígeno en la corriente de gases inyectados y producidos. 4.- La formación de emulsiones, el taponamiento de yacimiento por el coque depositado y otros. Estos problemas disminuyen debido a las menores cantidades de gases producidos, por la disolución de los ácidos producidos en el gran volumen de agua existente (inyectada, connata y formada), por el consumo completo de oxígeno y por la reducción de las temperaturas generadas. Actualmente casi todos los proyectos de combustión convencional son del tipo húmeda. ING. RÓGER VÁSQUEZ 35

36 THAI Y CAPRI THAI (Toe-to-Heel Air Injection)Esta tecnología fue desarrollada por Petrobank Energy and Resources Limited, empresa petrolera canadiense. Fue patentada por Canadá, Estado Unidos, Inglaterra y Venezuela. THAI (Toe-to-Heel Air Injection) Adopta una configuración especial de pozo inyector vertical y pozo productor horizontal con combustión en sitio. CAPRI = THAI + catalizador El catalizador se agrega al relleno de grava alrededor del pozo horizontal de producción para separar del crudo pesado de compuestos no deseados como azufre, asfáltenos y metales pesados. En otras palabras, CAPRI refina el crudo a condiciones del yacimiento. ING. MIGUEL FARFÁN 36

37 THAI Y CAPRI VENTAJAS DEL MÉTODO THAI Y CAPRISe estima una recuperación de hasta el 80% según cálculos computarizados Se disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. Se puede mejorar la gravedad API de 11º hasta 26º. No deteriora el medio ambiente. En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor. Mayor aumento de la gravedad API del crudo y Petrobank estima una reducción del 22% de emisión de dióxido de carbono porque no se quema gas natural en superficie para generar vapor al compararse con el Drenaje por Gravedad asistida con Vapor. Cuando se lleva a cabo la combustión, se generan productos beneficiosos como gases, calor y agua. Gases como el nitrógeno, que llegan a superficie junto con el petróleo, que se pueden comercializar. Se genera calor que aporta energía al yacimiento para su producción y el agua producida se destila con calidad industrial. ING. MIGUEL FARFÁN 37

38 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL YACIMIENTOBasados 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: CONTENIDO DE PETRÓLEO PROFUNDIDAD DEL POZO Dado que el frente de combustión puede consumir alrededor de del petróleo inicial, al menos de petróleo deben estar presentes en el yacimiento. Esto implica una porosidad del orden del 20% y una saturación porcentual del petróleo del 40%. Debe ser mayor de 200 pies. En general profundidades menores de 200 pies, podrían limitar severamente la presión a la cual el aire puede ser inyectado. 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 a pies. ESPESOR DE ARENA No debe exceder los 50 pies. Espesores mayores de 50 pie 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. ING. RÓGER VÁSQUEZ 38

39 GRAVEDAD API Y VISCOSIDADCRITERIOS DE SELECCIÓN DEL YACIMIENTO GRAVEDAD API Y VISCOSIDAD PERMEABILIDAD Petróleos de gravedades mayores de 40 °API no depositan suficiente coque (combustible) para mantener un frente de combustión. Por otro lado, petróleos de gravedades menores de 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. 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 pies, puede responder a un proceso de combustión in situ, aún con permeabilidades tan bajas como de 25 a 50 mD. TAMAÑO DEL YACIMIENTO 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. ING. RÓGER VÁSQUEZ 39

40 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL YACIMIENTOCriterios de Diseño para la Selección del Yacimiento en un Proceso de Combustión In Situ. ING. RÓGER VÁSQUEZ 40

41 UBICACIÓN DEL PROYECTOPROYECTO PILOTO CAMPO BARE PDVSA STM UBICACIÓN DEL PROYECTO El proyecto piloto de Combustión en Sitio se desarrollará en el Cuadrángulo Bare del Distrito San Tome ubicado en La Faja Petrolífera del Orinoco, parte Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al Norte del río Orinoco. El cuadrángulo Bare está ubicado geográficamente en el estado Anzoátegui, a unos 40 Km. aproximadamente al sur de la ciudad de El Tigre y a unos 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 nor.-occidental del área Ayacucho, en la Faja Petrolífera del Orinoco, presentando un rumbo este-oeste. Limita al norte con los Campos Miga y Yopales Sur; al sur por el cuadrángulo Huyapari, al este por los cuadrángulos Cariña e Irapa y hacia el Oeste, por el cuadrángulo Arecuna. ÁREA AYACUCHO Km2 487 Km2 ING. RÓGER VÁSQUEZ 41

42 DATOS DEL YACIMIENTO R0 MFB52PROYECTO PILOTO CAMPO BARE PDVSA STM Trampa Estratigráfica-Estructural Total de Pozos: 7 POES: 294,6 MMBN Reservas Remanentes: MMBN Reservas recuperables: 29 MMBN Área: 4073,1 Acres Pozo Completado: MFB-52 °API: 9° h: 35,6 pies : 27% K: 4.6 Darcys DATUM: pies Temp: 125 °F Presión Original: 970 Lpc Boi: 0.94 BN/BY Soi: 73% Swi: 27% Factor de Recobro: 14% Np: MBLS Gp: 4.64 MMPCN Wp: 1.63 MBLS Mecanismo de Producción: Gas en Solución. DATOS DEL YACIMIENTO R0 MFB52 Límite arbitrario pies Límite de Roca Falla Falla MFB-52 Límite arbitrario ING. RÓGER VÁSQUEZ 42

43 CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOSPROYECTO PILOTO CAMPO BARE PDVSA STM MODELO ESTÁTICO O E CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS 1,0594 BY/BN ING. RÓGER VÁSQUEZ 43

44 EVALUACIÓN PETROFÍSICA SATURACIÓN DE PETRÓLEOPROYECTO PILOTO CAMPO BARE PDVSA STM EVALUACIÓN PETROFÍSICA Tope Base SATURACIÓN DE PETRÓLEO ING. RÓGER VÁSQUEZ 44

45 PROYECTO PILOTO CAMPO BARE PDVSA STMCONFIGURACIÓN DEL ARREGLO DE POZOS Contempla la construcción de 1 pozo vertical inyector de aire, 2 pozos productores horizontales, 4 pozos observadores y 3 pozos de agua para monitoreo. FACILIDADES EN EL ÁREA DEL POZO INYECTOR Las facilidades de superficie que incluye una planta compresora de aire, instalaciones para manejo de crudo, gas y agua. ING. RÓGER VÁSQUEZ 45

46 PRODUCTOS FINALIZADOSPROYECTO PILOTO CAMPO BARE PDVSA STM OBJETIVO PRODUCTOS FINALIZADOS Han sido ya realizadas las procuras de los equipos mayores del Proyecto tales como: Moto-compresores, variadores de frecuencia, Equipos especiales de Monitoreo de Gases, Balancines y en fase de contrato equipos para tratamiento de gases de combustión ( FGD, Intercambiador de Calor y Estaca de Venteo). En fase de procura los equipos de monitoreo y adquisición de data ( Fibra Óptica, DTS, Termocuplas, etc.). Culminado el estudio hidrogeológico de las Aguas subterráneas en conjunto con el LNH para su sometimiento al Minamb. Aprobada por el Menpet la Memoria Descriptiva del Proyecto. Aprobados todos los permisos ambientales para la ejecución. Avance en un 70% en la elaboración del software para el control, procesamiento y la adquisición de toda data del proceso. Inicio de la Paquetización de los Compresores de Aire. En espera de contratos de movimiento de tierra de la GPS para iniciar la construcción de la ampliación de la localización de los pozos inyectores y observadores y adicionalmente las plataformas de la Estación de Inyección y la Estación de Producción. Diseñar e Implantar la Prueba Piloto de interés nacional basada en la solicitud Presidencial del 1ro de Mayo La misma se ha definido como una Prueba de Combustión en Sitio con barrido térmico a fin de evaluar la factibilidad de incrementar el Factor de Recobro y el mejoramiento de la calidad de los crudos la base de recursos de la Faja Petrolífera del Orinoco. ALCANCE Contempla la construcción de 1 pozo vertical inyector de aire, 2 pozos productores horizontales, 4 pozos observadores y 3 pozos de agua para monitoreo, además de las facilidades de superficie que incluye una planta compresora de aire, instalaciones para manejo de crudo, gas y agua. IMPACTO Incrementar en 53% el Factor de Recobro de los Yacimientos de la Faja Petrolífera del Orinoco que cumplan con las características de aplicación de la Tecnología. ING. RÓGER VÁSQUEZ 46

47 MODELO DE THOMAS, SELIG Y COUCH MODELO DE BAILEY Y LARKINMODELOS MATEMÁTICOS A partir del primer intento realizado por Vogel y Krueger, se han llevado a cabo un gran número de estudios orientados a la investigación de los fenómenos físicos y químicos de la combustión y a las aplicaciones de campo de combustión in situ usando modelos matemáticos y analógicos. MODELO DE RAMEY MODELO DE THOMAS, SELIG Y COUCH Es un modelo matemático que permite determinar la distribución de temperatura para una fuente de calor radial, de extensión finita o infinita, que se mueve a través de un medio isotrópico de extensión infinita. El modelo solo considera transferencia de calor por conducción hacia las capas supra y subyacentes. El modelo permite determinar la distribución de temperatura causada por el movimiento radial del frente de combustión y el requerimiento de aire mínimo para la combustión. Selig y Couch, presentan una modificación del modelo original de Thomas y derivan una solución numérica para el mismo. MODELO DE BAILEY Y LARKIN MODELO DE CHU Es una modificación del modelo anterior, para considerar, además de la transferencia de calor por conducción, transferencia de calor por convección hacia las capas supra y subyacentes. Es un modelo que considera combustión, conducción y convección, efectos de vaporización y condensación dentro del yacimiento, pero supone saturación de fluidos constante, depreciando así los cambios de fases. ING. RÓGER VÁSQUEZ 47

48 MODELO DE SMITH Y FAROUQ ALIMODELOS MATEMÁTICOS MODELO DE KUO MODELO DE SMITH Y FAROUQ ALI Es un modelo que permite determinar dos frentes de temperatura: una en la zona de combustión y otra en el frente de calor, cuya posición se localiza por el flujo de gas. Es un modelo para predecir la eficiencia de barrido en un patrón confinado de pozos. En el desarrollo del modelo, Smith y Farouq Ali suponen que el contenido de combustible en el yacimiento es constante y el flujo es de una sola fase (gas). Además, consideran transferencia de calor por conducción y convección en dos dimensiones, pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes por conducción, y diferentes permeabilidades al aire en ambos lados de la zona de combustión. Más tarde, Eggenschwiler y Farouq Ali, presentaron una versión mejorada del modelo anterior. MODELO DE GOTTFRIED Es uno de los modelos más avanzados, ya que además de considerar los mecanismos de transferencia de calor por conducción y convección, considera la cinética de la reacción y flujo de tres fases. El modelo está limitado en el sentido que solo aplica para sistemas lineales, no incluye efectos de gravedad y capilaridad, y desprecia la vaporización del petróleo. ING. RÓGER VÁSQUEZ 48

49 siempre realidad, para ello los recursos REFLEXIÓN "Los sueños se hacen siempre realidad, para ello los recursos están ya dentro de cada uno de nosotros" EQUIPO NRO. 6 49

50 GRACIAS POR SU ATENCIÓNUniversidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Maestría en Extracción de Crudos Pesados GRACIAS POR SU ATENCIÓN RECUPERACIÓN TÉRMICA DE CRUDOS PESADOS INTEGRANTES: Jhoanna Resplandor CI. V Nirka Díaz CI. V José Gregorio Valero CI. V Róger Vásquez CI. V Miguel Farfán CI Noviembre de 2011

51 GRUPO NRO. 6 Universidad Nacional ExperimentalPolitécnica de la Fuerza Armada Nacional Maestría en Extracción de Crudos Pesados GRUPO NRO. 6 Jhoanna Resplandor CI. V Nirka Díaz CI. V José Gregorio Valero CI. V Miguel Farfán CI. V Róger Vásquez CI. V Noviembre de 2011