C. I no: 15. 714. 770 Septiembre-Diciembre 2011




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fecha de publicación04.01.2016
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO
TÍTULO DEL TRABAJO
EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES EN LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR PARA PRODUCIR UNA MOVILIDAD EFICIENTE DEL CRUDO EXTRAPESADO
TRABAJO FINAL DE GRADO PRESENTADO A LA UNIVERSIDAD

SIMÓN BOLÍVAR POR:

Andreina Ojeda Hernández
REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE

Magíster en Ingeniería Mecánica
REALIZADO CON LA ASESORÍA DE:

Prof. Freddy Malpica



PALABRAS CLAVES: movilidad, viscosidad, temperatura, Inyección Continua de Vapor.

Carnet: 0789412 Fecha Estimada de Culminación:
C.I No: 15.714.770 Septiembre-Diciembre 2011

Ing. Andreina Ojeda Prof. Freddy Malpica

Estudiante Tutor
Introducción
El proceso de recuperación de petróleo puede ser dividido en tres grandes categorías: recuperación primaria, recuperación secundaria y recuperación mejorada de petróleo. En la recuperación primaria, el petróleo es forzado a salir de la formación por la presión natural de los fluidos atrapados en el yacimiento. Cuando la presión ha sido reducida y no es suficiente para generar el movimiento de los hidrocarburos hacia los pozos productores, agua o gas es inyectado para incrementar la presión existente en el yacimiento. Esta inyección para el mantenimiento de la presión de yacimiento es conocida como recuperación secundaria.
El recobro por recuperación primaria y secundaria varía entre 20 y 50% dependiendo de las propiedades del crudo y del yacimiento. La meta de la recuperación mejorada de petróleo es recuperar el menos parte del petróleo que queda remanente en el yacimiento. Hay varios procesos que pueden ser aplicados en la recuperación mejorada de petróleo, ellos son: tratamientos químicos, recuperación térmica de petróleo y métodos de desplazamiento miscible [1].
La recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos [2]. Es aplicable en yacimientos que tienen alta porosidad, y contienen crudos de alta viscosidad y baja gravedad API (menos de 20° API). Dependiendo de la forma en que el calor es generado en el yacimiento, los procesos térmicos pueden ser divididos en tres categorías: Combustión In Situ, Inyección de vapor, y Combustión Húmeda [1].
La inyección de vapor es un proceso mediante el cual se le suministra energía térmica al yacimiento mediante la inyección de vapor de agua. Este proceso puede ser de forma continua o alternada.
La Inyección Alternada con Vapor, también conocida como Inyección Cíclica de Vapor o estimulación con vapor, consiste en inyectar vapor a la formación productora mediante un pozo productor por un período de tiempo, luego el pozo es cerrado por un tiempo para permitir la distribución del calor, y después es puesto a producción nuevamente.
En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de pozos inyectores, mientras el petróleo es producido por los pozos productores. En la figura 1 se muestra un esquema de la Inyección Continua de Vapor. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento de petróleo en este tipo de proceso son: la expansión térmica de los fluidos en el yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con vapor, siendo este último quizás el más significativo [2].


Figura 1: Diagrama esquemático de la Inyección Continua de Vapor y distribución aproximada de los fluidos en el yacimiento [2].


Antecedentes
El método más antiguo conocido para introducir calor en los yacimientos es el de los calentadores de fondo. Una de las primeras referencias de esta práctica está en una patente otorgada a Perry y Warner en 1865. Su propósito primario es reducir la viscosidad y de esta forma incrementar la tasa de producción de los crudos pesados. Otras formas de calentamiento son mediante calentadores eléctricos y la circulación de fluidos calientes, sin embargo, estas técnicas sólo afectan al pozo y su vecindad inmediata en el yacimiento [2].
En 1920, Wolcott y Howard consideraron algunos elementos claves de los procesos de combustión subterránea para yacimientos petrolíferos, incluyendo la inyección de aire para quemar parte del crudo, a fin de generar calor, reducir la viscosidad y proporcionarle al mismo tiempo una fuerza de desplazamiento al crudo [2].
La primera publicación sobre una operación de campo del proceso de combustión subterránea a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en Rusia en 1933, las cuales fueros realizadas en vetas de carbón. El primer intento de aplicación de este proceso a yacimientos petrolíferos ocurrió también en ese mismo país en 1934. La Combustión In Situ se desarrolló rápidamente en EE. UU a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch publicadas en 1953, y las de Grant y SAS publicadas al año siguiente [2].
El uso de la Inyección Continua de Vapor comienza entre los años 1931 y 1932, cuando se inyectó vapor por 235 días en una arena de 18 pies de espesor, a una profundidad de 380 pies, en la parcela de Wilson y Swain, cerca de Woodson, Texas, EE.UU.
En 1960 se aplicó inyección cíclica de vapor en el campo Yorba Linda, en California. En 1961 comenzó la inyección cíclica en el campo Kern River, luego en 1962 los campos Coalinga y McKittrick también comenzaron con este proceso, también en este año se comenzó con la inyección continua en Kern River [4].
El proceso de Inyección Alternada de Vapor fue descubierto accidentalmente en Venezuela en 1959, al fallar un proyecto piloto de inyección continua de vapor que estaba llevando a cabo la compañía Shell de Venezuela en el campo Mene Grande [3]. Se produjo una erupción de vapor cerca de uno de los pozos inyectores, por lo que se detuvo la inyección, un corto tiempo después, los pozos ex-inyectores comenzaron a producir naturalmente a altas tasas [5].
En el caso de Venezuela la inyección de vapor ha sido aplicada en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, y data de 1957. Luego de su descubrimiento accidental, la Inyección Alternada de Vapor fue aplicada en el este del campo Tía Juana, en 1961 con excelentes resultados. Las tasas iniciales de producción eran de 50 – 115 BPD (barriles por día), luego del remojo con vapor se alcanzaron tasas de 700 – 900 BPD. En ese mismo año se llevó a cabo un proyecto de inyección continua, en los bloques C-3 y C-4 del mismo campo, el proyecto tuvo una duración de seis años [5].
En 1959 se llevó a cabo un proyecto de Combustión In Situ en el bloque K-7, de Tía Juana Este, pero fue cancelado en 1962 por razones económicas. Este proceso también fue aplicado en 1964 en el campo Miga, ubicado al sur del estado Monagas, el proyecto duró seis años y se logró llegar a un factor de recobro de 48.7%. En 1965 este proceso fue aplicado en el campo Tía Juana Este, se logró un factor de recobro de 16%, el proyecto fue cancelado después de tres años por serios problemas de corrosión en los pozos [5].
A pesar de que no se han ejecutado proyectos a gran escala aún, en la Faja Petrolífera del Orinoco se llevaron a cabo varios proyectos de inyección de vapor. En el campo Cerro Negro se utilizó un patrón de inyección triangular logrando un incremento en la tasa de producción de petróleo en 27%. En 1983, se aplicó inyección cíclica de vapor en San Diego Norte, llevando las tasas de producción de 100-150 BPD a 1000-1500 BPD. En 1985 se aplicó el mismo proceso en el campo Bare, lográndose también un incremento en las tasas de producción de los pozos [5].
Finalmente, en 1997, en los campos Tía Juana y Lagunillas, se perforaron seis pares de pozos SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, drenaje asistido por gravedad), dos de ellos fueron exitosos y los otros cuatro tuvieron problemas operacionales y de planeación [5].

Planteamiento del Problema

Actualmente, una de las fuentes de energía más utilizada es la proveniente de los combustibles fósiles, pero con el pasar de los años las reservas de estos recursos están siendo agotadas, específicamente las de crudo convencional. Adicionalmente, se espera que la demanda energética mundial siga en ascenso, esto debido a que las economías en desarrollo, como la de China, necesitarán más recursos para mantener sus industrias. Es por ello que se debe recurrir a otros recursos tales como crudo extrapesado, arenas petrolíferas (tar), y lutitas gaseosas.
Algunos países ya han recurrido a la explotación de crudos extrapesados, ejemplo de ello es Canadá donde se encuentran las arenas petrolíferas de Athabasca, el yacimiento de bitumen más grande del mundo []. Aquí se aplican técnicas de minería para las arenas bituminosas someras, pero en el caso de arenas más profundas se han aplicado otros métodos de recuperación como drenaje asistido por gravedad (SAGD, steam assisted gravity drainage) e inyección cíclica de vapor (ICV) [].
En el caso de Venezuela, se encuentra la Faja Petrolífera del Orinoco, uno de los yacimientos de crudo extrapesado más grande del mundo. Sin embargo, al tratarse de crudo extrapesado la viscosidad del mismo es muy alta y su movilidad es reducida, lo que dificulta su producción. Es por ello que el recobro en este tipo de yacimientos es bajo cuando se produce en frío, tal como es la situación actual de la Faja. Por esta razón, es necesario reducir la viscosidad del crudo y así incrementar su movilidad para lograr un mayor recobro.
Los métodos de recuperación térmica han sido exitosos en la reducción de la viscosidad de crudos pesados. Por esta razón, en esta investigación se desea estudiar la aplicabilidad de la inyección continua de vapor a la extracción de crudos extrapesados en la Faja, A fin de que este proceso sea aplicado de manera eficiente se debe resolver la siguiente interrogante: ¿Cuáles son las condiciones en la Inyección Continua de Vapor capaces de producir una movilidad eficiente del crudo extrapesado para garantizar una producción eficaz de los yacimientos de la Faja?
Objetivos
Objetivo General:

Determinar las condiciones que producen una movilidad eficiente del crudo extrapesado en un proceso de Inyección Continua de Vapor para garantizar una producción eficaz de los yacimientos de la Faja.
Objetivos Específicos:

  • Evaluar la distribución de temperaturas en el pozo inyector de vapor y en el yacimiento.

  • Evaluar la variación de las propiedades del crudo que afectan su movilidad debido al proceso de Inyección Continua de Vapor.

  • Analizar el desplazamiento del crudo a través del medio poroso.

  • Determinar y presentar las posibles ubicaciones de un pozo productor.

Alcance
El desarrollo del trabajo contempla el análisis termodinámico de un pozo inyector de vapor en el proceso de Inyección Continua de Vapor. El pozo se considerará vertical, se analizará la transferencia de calor en el mismo y en sus alrededores en el yacimiento. Para analizar el proceso de transferencia de calor se creará un modelo representativo de la Faja y un modelo representativo del crudo, los cuales serán datos requeridos para las simulaciones, las cuales se realizarán con el software ANSYS CFX versión 12.0. Como resultado final del estudio se pretende presentar un modelo que represente el proceso de Inyección Continua de Vapor.

Metodología


  1. Revisión Bibliográfica.


Revisión de documentación técnica tales como libros, trabajos de grados relacionados, y publicaciones, con la finalidad de apoyar el trabajo de investigación.


  1. Generar modelos representativos del yacimiento de la Faja y del crudo extrapesado que serán usados como datos

Se generaran dos modelos representativos, uno del yacimiento y otro del crudo, los cuales son requeridos como datos de entrada para las simulaciones. En esta fase se deben establecer las propiedades térmicas de la roca y de los fluidos. Para ello se emplearan valores conocidos de trabajos previos (como porosidad y permeabilidad) y diversas correlaciones (como capacidad calorífica de rocas saturadas).


  1. Simulaciones en CFX

Esta fase de la investigación contempla la creación y validación del mallado, estimación de pérdidas de calor en el pozo inyector de vapor y en el yacimiento, y modelado del proceso de Inyección Continua de Vapor. El modelado del proceso de inyección se realizará en dos partes, primero se realizará un modelo sin considerar cambios de fases a fin de verificar la convergencia del modelo y que será el modelo inicial, luego, en la segunda parte al modelo inicial se le agregaran los cambios de fases y se creará el modelo final.


  1. Redacción de los tomos.


Finalmente serán redactados los tomos finales, a manera de compilar de forma precisa y detallada toda la información que será abordada durante este estudio. A partir de aquí, se generará la presentación que servirá de soporte para la defensa del trabajo.

Cronograma de Ejecución

ID

Actividad

Ene ‘11

Feb ‘11

Mar ‘11

Abr ‘11

May ‘11

Jun ‘11

Jul ‘11

Ago ‘11

Sep ‘11

Oct ‘11

Nov ‘11

Dic ‘11

1

Revisión Bibliográfica




























 

 

 

2

Manejo del Software

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Creación del modelo del yacimiento

 

 

 




 

 

 

 

 

 

 

 

4

Creación del modelo del crudo

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

Diseño del mallado

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

Estimación de las pérdidas de calor en el pozo inyector

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

Modelaje sin cambio de fase

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

Modelaje con cambio de fase

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9

Representación y análisis de resultados

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

Redacción de tomos

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11

Defensa del trabajo

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Referencias Bibliográficas
[1] E. Donaldson. (1989). Enhanced Oil Recovery, Processes and Operations. Volume II. pp 2-9.

[2] D. Alvarado. (2002). Recuperación Térmica de Petróleo. Capítulo 1.

[3] Procesos Térmicos para la Recuperación Mejorada de Petróleo. (2008). FAJA Centro de Excelencia. Schlumberger.

[4] E. J. Hanzlik and D. S. Mims. (2003). “Forty Years of Steam Injection in California – The Evolution of Heat Management”. SPE 84848, presented at the SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific, Kuala Lumpur, Malaysia.

[5] Taller de Tecnología de Recuperación Mejorada en la Faja Petrolífera del Orinoco. (2008). PDVSA - CVP

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