Curso de Crudos Pesados h Mendoza

RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS

ECUADORMarzo 2011

Humberto Mendoza.NOTA: TODA LA INFORMACIÓN

ENTREGADA EN ESTE CURSO ES BAJO RESPONSABILIDAD DEL

ING. HUMBERTO MENDOZA

CONTENIDO GENERAL1.- REVISIÓN DE LOS CRUDOS PESADOS EN EL MUNDO

2.- PROCESOS DE RECUPERACIÓN

2.1.- MÉTODOS TÉRMICOS

PROPIEDADES DE ROCAS Y FLUIDOS

INYECCIÓN DE VAPOR, SUPERFICIE, Y POZOSINYECCIÓN DE VAPOR, SUPERFICIE, Y POZOS

FACILIDADES DE VAPOR Y PÉRDIDAS DE CALOR

INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR

INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

SAGD

COMBUSTIÓN IN-SITU

2.2.- METODOS NO TÉRMICOS

POZOS HORIZONTALES PRODUCCIÓN EN FRÍO

PROCESO CHOPS

INYECCIÓN DE DILUYENTES

POLÍMEROS

3.- FACILIDADES DE SUPERFICIE

TRATAMIENTO DE CRUDOS PESADOS

MEJORAMIENTO DE CRUDOS (HTL)

PROCESOS DE RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOSDE CRUDOS PESADOS

HEAVY OIL RECOVERY PROCESSES

CONTENIDO

MÉTODOS TÉRMICOS MÉTODOS NO TÉRMICOS

HEAVY OIL IN THE WORLD

RESERVAS DE CRUDO• Actualmente el 90% de

la producción total proviene de la extracción de crudoconvencional.convencional.

• La producción de crudopesado está creciendorápidamente.

• Canadá y Venezuela tienen más del 35% del

crudo no convencionalConvencional < 100 cPCrudo Pesado 100 – 10000 cPBitumen > 10,000 cP

MÉTODOS TÉRMICOS DE RECUPERACIÓN DE CRUDOS RECUPERACIÓN DE CRUDOS

PESADOS

Principales Áreas de Inyección Continua

Venezuela

KERN RIVER FIELD. CALIFORNIA

DURI FIELD. INDONESIA

VENEZUELA Orinoco Belt, one of the biggestheavy oil accumulations in theword;In order of trillon of original oil inplace.

<10 API, 3.6% S, high metals content(620 ppm).(620 ppm).

Cyclic Steam Stimulation (CSS)

Steam PlantSteam PlantSteam PlantSteam Plant

InjectionInjection

Cps

0

µµµµ

Mo

Cps

0 °F

µµµµ

T

Steam

q

t

ProductionProduction ProductionProductionCYCLECYCLECYCLECYCLE

Cyclic Steam Stimulation in Horizontal Wells

Steam Assisted Gravity Drainage(SAGD)

THAI(Toe to Heel Air Injection)

Radio Radio FrecuencyFrecuency HeatingHeating

OTROS PROCESOS TÉRMICOS

PROCESOS DE RECUPERACIÓN NO TÉRMICOSTÉRMICOS

Cold Heavy Oil Recovery Production with Sand ( CHOPS)

• C – Cold

• H – Heavy

• O – Oil

• P – Production with

• Produces > 550,000 bbl/day of <20°API oil in Canada (25% of total!)• >20% oil recovery in good reservoirs• Applicable worldwide? Maybe

• P – Production with

• S – Sand

Multilateral Wells

VAPEX Schematic

EAST

SAGD Facility

VAPEX

Steam Chamber

Steam Injector

Steam Flow

Oil Flow

Slots

Oil Producer

Oil Sand Formation

Courtesy Neil Edmunds, EnCana

Solvent

Solvent

Solvent

OTROS MÉTODOS NO TÉRMICOS

Infill Drilling, Side Track, Short Radius Drilling, Re-completions, Reentries, use of Additives Foam, Surfactants,

light Solvents, Flu Gas, etc

Main Heavy Oil Fields in Colombia

31 60 - 100

POES

3000-4000

150 225

200120

CASTILLA - CHICHIMENE

301 485-525

7000

4000

15000

ECUADOR

2.- PROCESOS DE RECUPERACIÓN

2.1.- MÉTODOS TÉRMICOS

PROPIEDADES DE ROCAS Y FLUIDOSPROPIEDADES DE ROCAS Y FLUIDOS

PROPIEDADES TÉRMICAS DE ROCAS Y FLUIDOSEntre las Propiedades Térmicas más importantes relacionadas con larecuperación de Crudos Pesados tenemos:

PROPIEDADES TERMODINÁMICAS DEL AGUA Y VAPOR

-HIDROCARBUROSVISCOSIDADDENSIDADCALOR ESPECíFICOCONDUCTIVIDAD TÉRMICACONDUCTIVIDAD TÉRMICA

-ROCASCALOR ESPECÍFICOCAPACIDAD CALORÍFICA (para rocas secas y saturadas)CONDUCTIVIDAD TÉRMICA

OBJETIVODISCUTIR LAS PROPIEDADES Y EL EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE LASMISMAS INCLUYENDO ALGUNAS CORRELACIONES QUE AYUDAN A SU USO EINTERPRETACION.

PROPIEDADES TERMODINÁMICAS DEL AGUAEl uso de agua y vapor de agua en recuperación de crudos pesados se basa enla gran cantidad de energía que el agua y el vapor acarrean por unidad devolumen y masa y por su abundancia y presencia en la tierra.

Entre las propiedades más importantes del agua como acarreador de energíatenemos:

TEMPERATURA Y PRESIÓN DE SATURACIÓNTemperatura y Presión a las cuales se vaporiza el agua.

Los valores de P y T de saturación se encuentran normalmente tabulados, sinLos valores de P y T de saturación se encuentran normalmente tabulados, sinembargo es conveniente tener ecuaciones sencillas para su estimación pararelacionar estas propiedades. F. Allí derivo una ecuación muy práctica de usar.

P = psia. T = °F

CALOR ESPECÍFICO DEL AGUA Y VAPOR

Se define como la capacidad que tiene una sustancia para absorber energía,en el sistema Inglés, las BTU necesarias para que una libra de agua aumente sutemperatura en un 1°F.

El calor específico varía muy poco con temperatura. Para el agua es 1BTU/lb.°F, para el vapor es 0.56. Normalmente se consideran constantes.

PRESIONES Y TEMPERATURA CRÍTICA DEL AGUA Y VAPOR

CALOR SENSIBLE Y LATENTE DEL AGUA Y VAPOR

Calor Sensible es el calor necesario para aumentar la temperatura del agua hastaalcanzar la temperatura de saturación y aumenta al aumentar la presión.

Considerando el calor específico del agua como 1.0 BTU/lb.°F y la entalpía( contenido de calor) a 32°F o 0°C, se puede estimar el calor sensible como:

hw = Cw ( Ts – 32) hw = Entalpía del agua o calor sensible en BTU/lbTs = Temperatura de saturación en °FCw = Calor específico del agua

El calor sensible es función de la presión y se puede leer en las tablas de vapor oEl calor sensible es función de la presión y se puede leer en las tablas de vapor ose puede usar la función que sigue como aproximación :

Calor Latente de Vaporización es el calor necesario para vaporizar una libra deagua a la temperatura de saturación para pasar de líquido a vapor, es función dela presión y se puede estimar de las tablas de vapor. También una función queayuda a estimarla con buena precisión es la que sigue:

CALOR SENSIBLE Y LATENTE DE VAPORIZACIÓNThe image cannot be displayed. Your computer may not have enough memory to open the image, or the image may have been corrupted. Restart your computer, and then open the file again. If the red x still appears, you may have to delete the image and then insert it again.

ENTALPÍA DEL VAPOR SECO Y HÚMEDO

Representa el calor total del vapor, es decir el calor sensible mas el calorlatente, se encuentra en las tablas de vapor. Sin embargo de la función quesigue se puede estimar fácilmente con buen grado de aproximación:

Donde P está en psia y H es la entalpía total del vapor en BTU/libra

TABLAS DE VAPOR

Aunque las ecuaciones mencionadas son una buena aproximación, las tablasde vapor son de fácil uso y siempre deben estar a la mano como la fuente másexacta de propiedades termodinámicas del vapor, las de Keenan and Keyes sonde uso normal en aplicaciones de vapor. Ver tablas de vapor.

Vh = XVs + (1-X)Vw

DIAGRAMA TEMPERATURA-ENTALPÍA PARA EL AGUA

Las relaciones de Presión Temperatura y Entalpía ( contenido de calor) del aguapueden representarse en un diagrama de Entalpía versus Temperatura como semuestra a continuación:

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PROPIEDADES TÉRMICAS DE LOS HIDROCARBUROS

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

Una variable clave en procesos de recuperación térmica, disminuye conaumentos de temperatura, la reducción es mayor cuanto mas viscoso es elcrudo.Dos métodos tradicionales de relación Viscosidad – Temperatura

a.- ECUACIÓN DE ANDRADE:a.- ECUACIÓN DE ANDRADE:

; Log µ = logA + B/T

µ = viscosidad en cps, T en °K o °R, A y B Constantes típicas para cada crudo

El procedimiento requiere por lo menos dos mediciones de viscosidad adiferentes temperaturas, se tendrá un sistema con dos ecuaciones y dosincógnitas desde donde se obtiene los valores de A y B: Se aplica la ecuaciónresultante para cualquier T. y es específica para ese crudo.

µ = � ��/�

b.- CARTA ASTM VISCOSIDAD – TEMPERATURA

Se utiliza para crudos y productos líquidos del Petróleo. Utiliza la ecuación dobleexponencial de Walther:

Log ( log( ν + 0.8 )) = n log(T/Ti)) + log( log( νi + 0.8 ))

Donde: n = constante ; ν = viscosidad cinemática ( cts) ; νi = ViscosidadDonde: n = constante ; ν = viscosidad cinemática ( cts) ; νi = Viscosidadcinemática (cts) a Ti

Ti = Temperatura en °K

VISCOSIDADES DE CRUDOS EN EL MUNDO

PRINCIPALES PROPIEDADES TÉRMICAS DE LAS ROCAS

Los procesos térmicos modifican las propiedades de las rocas y aunque enmuchos casos se asumen constantes en los procesos, algunas de ellas varíancon la temperatura y la presión.

Calor Específico de la Roca

Se estima de la ecuación Cr = 0.18 + 0.00006T

Donde T esta en °F y Cr en BTU/lb.°F

Capacidad Calórica de las Rocas SaturadasCapacidad Calórica de las Rocas Saturadas

Calor requerido para incrementar un grado °F a un pie cúbico de roca saturadade fluidos en el sistema inglés. En el caso de agua, crudo, gas y roca, lacapacidad calórica se expresa como:

M = Ф (So ρo Co + Sw ρw Cw + Sg ρg Cg ) + ( 1 –Ф ) ρrCr

M = Capacidad calórico en BTU/pie3ºF

S = saturación de fluido en fracción

Ф = porosidad en fracción

C = Calor específico en BTU/lbºF

ρ = Densidad en lb/pie3

o,w,g,r = subíndices referidos a petróleo, agua , gas y roca respectivamente.

CONDUCTIVIDAD TÉRMICA

Se define como la facilidad con la que una sustancia permite el flujo de calor através de ella, se mide regularmente en BTU/hr-ft-°F

Para la roca saturada una función muy usada es la ecuación de Tikhomirov laPara la roca saturada una función muy usada es la ecuación de Tikhomirov lacual considera el efecto combinado de densidad de roca, saturación ytemperatura:

Donde K es la conductividad térmica a Sw y a T en BTU/lb-hr-°F

ρ = densidad de la roca seca en gr/cc y T en °F

DIFUSIVIDAD TÉRMICA

La difusividad térmica se define como la relación de la conductividadtérmica y la capacidad calórica en términos de área por unidad de tiempo.

Donde K esta normalmente en BTU/hr.ft.°F y M en BTU/ pie3-°F

INYECCIÓN DE VAPOR, SUPERFICIE Y POZOSY POZOS

PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE

En este tipo de pérdidas están incluidos los tres mecanismos detransferencia de calor: conducción, convección y radiación. Su magnituddepende de la longitud de tubería y su diámetro, de la naturaleza yespesor del aislante, de la temperatura del fluido caliente en la línea y delmedio ambiente que la rodea.medio ambiente que la rodea.

Q = U. Área Exterior (Ts – Tamb) (1)

Donde:

Q: Tasa de pérdidas de calor, BTU/hr.

U: Coeficiente de transferencia de calor total para el sistema,referido al área exterior del mismo, BTU/hr-pie 2-°F.

Área Exterior: Área exterior total del sistema expuesta al flujo de calor,pie2.

Ts: Temperatura del fluido fluyendo en la línea, °F.

Tamb: Temperatura del medio ambiente donde se encuentra la línea, °F.

La expresión para U en caso de líneas con aislante y referida al áreaexterior, es la siguiente:

= �� .� �� + �� .�� + �� .�� . �� . + �� + ��−� (�)Donde:

ri: radio interno de la tubería, pies.

re: radio externo de la tubería, pies.

raisl.: radio del aislante i.e (re + haisl.), siendo haisl el espesor del aislante,pies.

= �� .� �� + �� .�� + �� .�� . �� . + �� + ��−� (�)

Kacero: conductividad térmica del acero del cual está construida laLínea, BTU/hr-pie - °F.

Kaisl : conductividad térmica del material aislante, BTU/hr-pie-°F.

Depende de la naturaleza del material aislante. Algunos de los másusados son; Magnesio (K = 0.034 a 0.04 BTU/hr-pie °F), Corcho (K =0.025 BTU/hr-pie-°F) y Fibra (K = 0.028 BTU/hr-pie °F).

hr: coeficiente de radiación de la superficie exterior de la tubería o delaislante en caso que exista, BTU/hr-pie2 °F. Depende de laaislante en caso que exista, BTU/hr-pie2 °F. Depende de latemperatura en la superficie exterior del aislante o de la tubería,Te, y de la temperatura ambiente, Tamb. Se calcula mediante laecucación correspondiente para hr reemplazando T1 por Te y T2

por Tamb, y haciendo Ff igual a la unidad y Fe igual a la emisibidadde la superficie exterior de la tubería o del aislante en caso queeste exista.

hci: coeficiente de convección entre el vapor o el agua caliente y lasuperficie interna de la tubería, BTU/hr-pie2 -°F. Para vapor húmedoo agua caliente varía entre 200 y 2.000 BTU/hr-pie2 -°F y para gasbajo condiciones de flujo turbulento es de 2 a 5 BTU/hr-pie2 - °F.

hce: coeficiente de convección entre el fluido existente en el medioambiente exterior a la tubería, aire generalmente y la superficieexterior de la tubería o aislante, en caso de que este último exista,exterior de la tubería o aislante, en caso de que este último exista,BTU/hr-pie-°F. Depende de la presión y temperatura en el medioambiente y de si existe o no viento en el ambiente exterior, i.e. de siexiste convección forzada o libre. Mediante análisis dimensional yexperimentación se han desarrollado las siguientes expresionespara calcular hce.

i. para convección libre, (velocidad del viento o millas/hr),

Donde:

D: diámetro exterior de la tubería o del aislante en caso que exista,pies.

Ka: conductividad térmica del aire (BTU/hr-pie-°F).!!!!

�� = ". #$ ��% &%$('� − '�().)*� +� ,- .�/�� ∗ 12�3�� 4� +� ($)

Ka: conductividad térmica del aire (BTU/hr-pie-°F).!!!!a: coeficiente de expansión volumétrica del aire, pie3/pie3-°F.

Va: viscosidad cinemática del aire, pie2/seg.

µa: viscosidad dinámica, lb/pie-hr (=2.42 x cp).5555: constante de gravedad; 4.17 x 108 pie/hr2

Cpa: capacidad calorífica del aire a presión constante, BTU/lb-°F.

ii. para convección forzada.

�� = �6. $ 12� (7� /)".8%".+ � �""" ≤ ::"" %/ ≤ #""""

�� = ". "�$6 ��% ;#. �:" 7� /%3� <".:"# (+)

� ::"" %/ ≥ #"""" (#)

Donde: V es la velocidad del viento en millas/hr y >a la densidad del aire en lb/pie3.

>Las propiedades físicas del aire requeridas en las ecuaciones (3), (4) y (5) se pueden estimar en función de temperaturas y a presión atmosférica de 14.7 lpca mediante las ecuaciones:

Ka = 0.01328 + 2.471 * 10Ka = 0.01328 + 2.471 * 10Ka = 0.01328 + 2.471 * 10Ka = 0.01328 + 2.471 * 10----5555 T T T T ---- 4.247 * 104.247 * 104.247 * 104.247 * 10----9999 T T T T 2222 >>>>a = 0.0771 a = 0.0771 a = 0.0771 a = 0.0771 ---- 8.8488.8488.8488.848 * 10* 10* 10* 10----5555 T T T T ---- 3.744 * 103.744 * 103.744 * 103.744 * 10----8888 T T T T 2222 µa = 0.0400 + 6.155 * 10µa = 0.0400 + 6.155 * 10µa = 0.0400 + 6.155 * 10µa = 0.0400 + 6.155 * 10----5 T 5 T 5 T 5 T ---- 1.220 * 101.220 * 101.220 * 101.220 * 10----8888 T T T T 2222 Cpa = 0.2382 + 1.390 Cpa = 0.2382 + 1.390 Cpa = 0.2382 + 1.390 Cpa = 0.2382 + 1.390 * 10* 10* 10* 10----5555 T + 1.027 * 10T + 1.027 * 10T + 1.027 * 10T + 1.027 * 10----8888 T T T T 2222 (6) Pa = 0.0024 Pa = 0.0024 Pa = 0.0024 Pa = 0.0024 ---- 0.757 * 100.757 * 100.757 * 100.757 * 10----5 5 5 5 T + 0.169 * 10T + 0.169 * 10T + 0.169 * 10T + 0.169 * 10----7777 T2 T2 T2 T2 ---- 0.1480.1480.1480.148 * 10* 10* 10* 10----10101010 T T T T 3333

Para T en °F en el rango de 0 a 1.000 °F excepto para a, la cual es válida solamente en el rango de 0 a 500 °F. Las unidades son las indicadas anteriormente.

Dado que para calcular hce y hr se requiere conocer la temperatura exterior de la superficie, te; el procedimiento para evaluar (hce + hr) y por lo tanto U, es un proceso de ensayo y error el cual puede hacerse matemática o gráficamente.

a. Procedimiento Matemático: consiste de los siguientes pasos: a. Procedimiento Matemático: consiste de los siguientes pasos:

i. Suponer un valor de Te y calcular hce y hr mediante las ecuaciones presentadas.

ii. Calcular el valor de U mediante la ecuación (2), obsérvese que la contribución de hci, dado su valor alto para vapor y agua caliente es poca, por lo que para propósitos prácticos puede ser despreciada. Similarmente, el término que contiene Kacero contribuye poco, ya que el valor de Kacero es aproximadamente 26 BTU/hr-pie-°F.

iii. Calcular Q mediante la ecuación (1)

iv. Dado que Q es constante, se puede escribir Q = U' Área Exterior (Ts- Te) donde U' es el coeficiente de transferencia hasta la superficie exterior, i.e excluyendo hce y hr. Luego, Te puede calcularse, i.e.

'� = '� − Q ∗ Á�� STU�� (V)

v. Comparar el valor de Te calculada con el supuesto en i. Si no son iguales,

∗ Á�� STU�� dentro de una tolerancia de aproximación, repetir desde el paso i. utilizando el Te calculado como valor supuesto.

Para propósitos de computación se puede utilizar el método de Newton-Raphson para resolver por Te la función que resulta de igualar las expresiones de Q dadas, i.e. la ecuación (1) y la expresión dada en el paso iv.

CÁLCULO DE LA CALIDAD DEL VAPOR EN EL CABEZAL DEL POZO

Disponiendo de la calidad del vapor a la salida del generador, Xgen; las pérdidas de calor en las líneas de superficie, por unidad de longitud de la línea Q; la tasa de inyección de vapor m; y la longitud de la tubería (línea) Wl, se puede determinar la calidad del vapor en el cabezal del pozo, Xwh, mediante el siguiente balance:

Cantidad de calor a la = Pérdidas en calor en + Cantidad de calor en salida del generador líneas de superficie el cabezal del pozo

el cual escrito en términos matemáticos puede expresarse como,

WWWWel cual escrito en términos matemáticos puede expresarse como,

m(hw + Xgen.L) = m(hw + XwhL) + Q. WWWWl (8)

donde,

XY� = XZ��. − Q. [\( ]

siendo Q expresada en BTU/hr-pie de longitud, m en lbs/hr, ∆l en pies, L en BTU/lb y Xgen y Xwh en fracción.

El balance expresado por la ecuación (8) implica que no existe caída de presión en las líneas de superficie, o mejor dicho, que son despreciables. En el caso de existir caídas de presión considerables, la temperatura a la salida del generador y en el cabezal del pozo son diferentes y por tanto las propiedades del vapor (hw y L).

La forma rigurosa de considerar la caída de presión por fricción y las pérdidas de calor, es resolver simultáneamente las ecuaciones de energía total y energía mecánica. mecánica.

Sin embargo, se pueden hacer buenos estimados del comportamiento, calculando la caída de presión por fricción independientemente y luego las pérdidas de calor utilizando como temperatura del vapor constante, el valor de temperatura de saturación correspondiente a la presión media de los valores existentes en los extremos de la línea. La aplicación de este procedimiento por intervalos cortos de longitud de tubería, da mejores resultados.

PÉRDIDAS DE CALOR EN EL POZO

El diseño de pozos de inyección de agua caliente o vapor requiere de la estimación de la temperatura del revestidor, lo cual a su vez requiere de una estimación de la tasa de pérdidas de calor.

Existen varios métodos para calcular las pérdidas de calor en un pozo de inyección; la mayoría de los cuales se basan en las siguientes suposiciones:

i.i. El vapor se inyecta por la tubería de producción a temperatura, presión, tasa y calidad constante.

ii. Dentro de la tubería de producción los cambios de energía cinética y potencial, así como las pérdidas por fricción son despreciables. Esta suposición implica que si el vapor no pierde calor suficiente para condensarse, la temperatura de la tubería de producción permanecerá constante a través de toda su longitud y será igual a la temperatura del vapor en la superficie.

iii. El gradiente geotérmico puede despreciarse y la temperatura de la tierra puede considerarse igual al promedio aritmético, o sea la temperatura en la superficie, mas la mitad del aumento de temperatura a la formación de la superficie, mas la mitad del aumento de temperatura a la formación de interés.

iv. Las conductividades y difusividades térmicas de la tierra en la región que rodea al pozo, se consideran constantes.

Método de Willhite

De los métodos simplificados, basados en las suposiciones anteriores el método presentado por Willhite es posiblemente el más riguroso y de fácilaplicación.

Este se fundamenta en el uso de un coeficiente de transferencia total de calor para el sistema formado por el espacio anular, las tuberías de inyección (producción) y revestimiento, el cemento y el aislante en caso que exista. Este (producción) y revestimiento, el cemento y el aislante en caso que exista. Este sistema se ilustra en la siguiente figura (1) y las expresiones para el coeficiente de transferencia total de calor son,

_à = b c̀ ac̀ d ℎf + c̀ a gh(c̀ a c̀ d⁄ )jklmca + 1(ℎl + ℎc ) + c̀ a gh(cla cld⁄ )jklmca + c̀ a gh(cℎ cla⁄ )jlmnmhà o−1 (9)

para tubería de producción sin aislante

Y para el caso que exista aislante.

_à = b c̀ ac̀ d ℎf + c̀ a gh(c̀ a c̀ d⁄ )jklmca + c̀ a gh(ckdpg . c̀ d⁄ )jkdpgkh`m + c̀ ackdpg .�ℎ` + ℎf � + c̀ a gh(cla cld⁄ )jklmca+ c̀ a gh(cℎ cla⁄ )jlmnmhà o−1 (10)

c �ℎ + ℎ �+ c̀ a gh(cℎ cla⁄ )jlmnmhà o−1 (10)

En ambos casos el espacio anular se considera lleno de aire y se ha utilizado el área exterior de la tubería de producción (2 q rto ∆L) como área característica.

Una vez evaluado el coeficiente Uto, la tasa de transferencia de calor desde el interior de la tubería de producción hasta la interface cemento, tierra, puede evaluarse mediante,

Q = � r �U� U� ('� − '�) (s' �� − 2 � t� 2��u.⁄ ) (��)

donde Ts es la temperatura del fluido en el interior de la tubería de producción y Th la temperatura en la interface cemento-formación.

En vista de que el valor de Th no se conoce, es necesario considerar la En vista de que el valor de Th no se conoce, es necesario considerar la transferencia de calor hacia la formación para así relacionarla con Te, la temperatura original en la formación, i.e. en una zona alejada del pozo. La trasferencia de calor del cemento a la tierra es flujo no continuo.

Por lo tanto se hace necesario resolver la ecuación de difusividad.

v�'v�� + �� v'v� = �% v'vU

a fin de determinar la distribución de temperatura Ramey resolvió una ecuación para obtener la distribución de temperatura en función de r y t.

Una vez sustituida esta solución, la ecuación para calcular la transferencia de calor entre la interfase cemento-formación y la formación es la siguiente;

Q = � r �� ('� − '�)u(U) (s' �� − 2 � t� 2��u.⁄ ) (��)

Donde:

u(U) = �� w�√%U − ". �6y

u(U)Donde:

u(U) = �� w�√%U�� − ". �6y

siendo Ke la conductividad térmica de la tierra, D la difusividad térmica de la tierra y t el tiempo en hr, si D esta en pies2/hr y rh esta en pies.

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO

Dado que el valor de Uto (hr, hr', hc, y hc') depende de la temperatura Tto, Taisl. y Tci, las cuales no son conocidas, el procedimiento para evaluar Uto y luego Q es de ensayo y error, y diferente de acuerdo a si existe o no aislante.

i, Tubería de inyección sin aislante: En este caso las ecuaciones a utilizar se obtienen como sigue:

Igualando las ecuaciones (11) y (12) se obtiene,

'� = '� u(U) + (�� U� ⁄ U�)'�u(U) + (�� ⁄ )'� = '� u(U) + (�� U� ⁄ U�)'�u(U) + (�� U� ⁄ U�)

la cual relaciona Th con Te y Ts; valores conocidos generalmente, o estimables.

En vista de que hr y he dependen de Tto y Tci se hace necesario relacionar estas temperaturas con valores conocidos (Ts o Te) o calculables (Th).

Al considerar despreciable el efecto de hf y Kacero se tiene que Tti ≡ Tto ≡ Ts y que Tto ≈ Tci. El valor de Tco se puede relacionar con Th, considerando la transferencia de calor a través del cemento, la cual viene dada por:

Q = � r ��(. ('�� − '�)��(�� ⁄ ) s' �� − 2 � t� 2��u. (�$)⁄

igualando las ecuaciones: (11) con (13) se obtiene,

'�� = '� + �U� ��(�� + ��) U�� ('� − '�)'�� = '� + �U� ��(�� + ��) U��(. ('� − '�)

Luego, el procedimiento iterativo es el siguiente:

i. Suponer un valor de Tci y evaluar hr y hc, puesto que Tto ≡ Ts. Calcular Uto mediante ecuación (10)

ii. Una vez calculado Uto se calcula Th, evaluando previamente f (t) para el tiempo de interés.

iii. Teniendo Th se determina Tco y por tanto Tci, puesto que Tco ≈ Tci, se compara con el supuesto en i y repetir, en caso necesario hasta que Tci supuesto ≡ Tci calculado, utilizando como valor supuesto el previamente calculado.

Una vez determinado el valor correcto de Tci se tendrá el valor correcto Una vez determinado el valor correcto de Tci se tendrá el valor correcto de Th y de Uto y por lo tanto, se puede calcular Q mediante las ecuaciones (11), (12) y (13). La constancia del valor de Q obtenido de las ecuaciones anteriores demostrará la veracidad de la solución obtenida.

1200

1400

1600

1800P

RES

ION

(P

si)

PRESIÓN Vs. TASA

2 7/8" @ 1200 psi

3 1/2" @ 1200 psi

600

800

1000

0 100 200 300 400 500 600

PR

ESIO

N (

Psi

)

TASA (Ton/d)

3 1/2" @ 1200 psi

4 1/4" @ 1200 psi

2 7/8" @ 1500 psi

3 1/2" @ 1500 psi

70

75

80

85

90

CA

LID

AD

(%

)

PERFIL DE CALIDAD Vs. PROFUNDIDAD - TUBERÍA 2 7/8"

12 MLbs/Hr @ 1200 psi

22 Mlbs/Hr @ 1200 psi


50

55

60

65

0 500 1000 1500 2000

CA

LID

AD

(%

)

PROFUNDIDAD (Ft)





70

75

80

85

CA

LID

AD

(%

)





50

55

60

65

0 500 1000 1500 2000

CA

LID

AD

(%

)

PROFUNDIDAD (Ft)






70

75

80

85

CA

LID

AD

(%

)



50

55

60

65

0 500 1000 1500 2000

CA

LID

AD

(%

)

PROFUNDIDAD (Ft)




ESFUERZOS ORIGINADOS EN LAS TUBERÍAS DEL POZO POR EFECTO DE LA TEMPERATURA.

Los problemas de la expansión térmica en la tubería de inyección han sido solucionados mediante el uso de juntas de expansión o fijando la tubería en la empacadura térmica, dejándola libre de elongarse.

En las tuberías de revestimiento, sin embargo, como no poseen ningún medio que les permita expandirse de acuerdo al incremento de temperatura, la tendencia a elongarse es reemplazada por la reacción de esfuerzos de tendencia a elongarse es reemplazada por la reacción de esfuerzos de comprensión. A temperaturas elevadas, los esfuerzos térmicos pueden exceder el límite elástico y la tubería de revestimiento se comporta plásticamente, es decir, se producen en ella deformaciones permanentes y al enfriarse, se originan esfuerzos de tensión en el material ya deformado, causando daños en el revestidor.

La temperatura a la cual será sometido el revestidor durante la inyección de vapor puede calcularse mediante el procedimiento propuesto por Wilhite. La elongación ∆L que sufrirá esta tubería cuando se calienta desde la temperatura de la formación hasta ésta temperatura puede aproximarse mediante la ecuación:

∆] = ] . ('� − '�) (�+)

siendo L la longitud de la tubería y ! el coeficiente de expansión térmica delmaterial (para el acero != 6.9 x 10-6 °F-1).

!material (para el acero != 6.9 x 10-6 °F-1).

Puesto que la tubería está totalmente cementada y no es libre de elongarse, el esfuerzo de compresión creado (σ) puede calcularse mediante la Ley de Hooke:

| = ∆] S] (�#)

Siendo E el Módulo de Young (para el acero E = 30 x 106 Ipc)

Si se conoce la resistencia máxima de la tubería a la compresión, mediante las ecuaciones (14) y (15) se puede calcular la temperatura máxima permisible que puede soportar el revestidor.

Si la tubería de revestimiento es cementada en tensión, la temperatura máxima permisible aumenta, ya que el efecto de aumentar la temperatura es disminuir progresivamente la tensión inicial hasta alcanzar un punto neutral, para luego entrar en compresión. En este caso, el esfuerzo total resultante será:

|U�U�� = |��(2�� ó� − |U�� ó� (�8)|U�U�� = |��(2�� ó� − |U�� ó� (�8)

y la temperatura del revestidor debe ser tal, que

|U�U�� ≤ |(áT (� (��u�� t� ��(2�� ó� (áT (� t� �� U�)��í�)


La práctica comúnmente utilizada es cementar la tubería de revestimiento en tensión bajo su propio peso. También, para prevenir deformaciones laterales, la cementación del espacio anular es completa (hasta la superficie).

Si se dejan intervalos donde no existe contacto entre el revestidor y el cemento, la máxima temperatura permisible se reduce. Por esta razón una buena cementación en los pozos térmicos es de gran importancia.

Para cementar revestidores con tensiones adicionales a las de su propio peso, Para cementar revestidores con tensiones adicionales a las de su propio peso, se requiere efectuar una cementación en dos etapas: La primera, es un trabajo de bajo volumen o zapata para proporcionar anclaje de la tubería de revestimiento y la segunda, es un trabajo para soportar la tubería pretensada alas paredes del pozo hasta la superficie.

FACILIDADES DE VAPOR Y PÉRDIDAS DE CALORPÉRDIDAS DE CALOR

PLANTA DE GENERACIÓN DE VAPOR

DIAGRAMA DE FLUJO DEL GENERADOR DE VAPOR

DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE CO-GENERACIÓN

An example calculation of Boiler efficiency is as follows.Data: Water feed rate, bbl/day 800 Water feed temperature, °F 80 Fuel gas consumption, Mscfd 350 Heating value of fuel, BTU/scf 960 Steam generator discharge pressure, psia 680

Quality of produced steam, % 81.3

Total heat released:

QT = 350000 x 960 = 336x106 BTU/day

Enthalpy gain by steam:

Enthalpy steam = 487.7 + 0.813 (714) = 1068.2 BTU/lb Enthalpy feed water 48.0 BTU/lb ∆h = 1020.20 BTU/lb Total heat gained by steam:

800 x 350 x 1020.2 = 285.7 x 106 BTU/day

Boiler Efficiency:

� − �$$8 T �"8− �:#.V T �"8 $$8 T �"8 � = ". :#

MÉTODOS DE MEDICIÓN DE LA CALIDAD DEL VAPOR LA CALIDAD DEL VAPOR

MÉTODO DE SEPARACIÓN DE FASES

Consiste en separar las fases del agua y vapor en un separador bifásicoy medir lo más preciso posible ( placa de orificio, vortex) el flujo decada fase.

La calidad será la relación másica de vapor seco y vapor húmedo.

MÉTODO DE LOS CLORUROSMÉTODO DE LOS CLORUROS

Los sólidos disueltos del agua se concentran en la fase líquida duranteel proceso de vaporización en el generador de vapor, los iones clorurosmedidos mediante titulación química en el agua de entrada algenerador y luego medida a la salida del generador, nos da una buenaaproximación de calidad del vapor.

X = Calidad = 1 – (% Cl agua de entrada / %Cl parte liquida del vapor)

MÉTODO DE CONDUCTIVIDADLa conductividad del agua depende de la concentración de salesdisueltas, de igual midiendo a la entrada y salida del generador sepuede determinar la calidad del vapor.

X = 1 - ( Cond. a la entrada / Cond. A la salida)

Usa la concentración de todos los sólidos disueltos en lugar de solo laconcentración de cloruros.

MÉTODO DEL MEDIDOR DE ORIFICIOUtiliza el método de medición de placa de orificio (Método de Pryor)para estimar la calidad del vapor, tiene buena exactitud a valores altosde calidad.

ϱ = densidad del vapor, h = caída de presión en la placa de orificio,C = Constante de medición con placa de orificio.

√X = 1 ��

MÉTODO COMBINADO DE PLACA DE ORIFICIO Y MEDIDOR DE FLUJO CRÍTICO

Combina una placa de orificio con un medidor de flujo críticoubicados muy cerca uno del otro, se resuelven las dos ecuacionesde flujo y calidad como incógnitas y resulta lo siguiente:

X = w6#. �: 1�� (t �⁄ )+ �� Ф1� &� − (t %⁄ )+* ��−1�y�.V8"8

C1 y C2, Constantes para presiones entre 100 y 1000 psia.Co, coeficiente de descarga de la placa de orificio = 0.61

X = w6#. �: 1�� (t �⁄ )+ �� Ф1� &� − (t %⁄ )+* ��−1�y� = �. #�#$ 1� �X".+88

P = Presión aguas arriba del choque, psia.d = diámetro de la placa de orificio, pulg.Y = factor de expansión del vapor.Ф = Caída de presión en la placa de orificio en pulg. de agua.D = Diámetro interno del medidor o tubería.W = Flujo másico para choque y Placa en BWPD.X = Calidad del vapor , fracción.

MÉTODO DE MEDICIÓN MULTIFÁSICA CON RAYOS GAMMAMÉTODO DE MEDICIÓN MULTIFÁSICA CON RAYOS GAMMA

Los rayos gamma de una fuente radioactiva varían a un ángulo diferentedependiendo de la densidad del fluido que fluye. Esta propiedad se usapara determinar de manera muy precisa la diferente densidad de losfluidos que se transportan a través de líneas de flujo como el vapor. Losequipos requieren calibración específica con los fluidos a medir.No es muy popular debido al manejo de material radioactivo en campospetroleros.

INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPORINYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR

CRITERIOS DE SELECCIÓN, INYECCIÓN ALTERNADA DE

VAPOR E INYECCIÓN CONTINUA

IAV ICV Espesor de Formación, ft (h) ≥ 30 ≥ 30 Profundidad, ft ˂ 3000 ˂ 3000 Porosidad, % ˃ 30 ˃ 30 Permeabilidad, md (K) 1000 - 2000 4000 Saturación de Petróleo, Bls /Acre-ft 1200 1200 - 1700 ° API ˂ 15° 13 - 25° Viscosidad del Petróleo, cp (µ) A condiciones de yacimiento ˂ 4000 ˂ 1000 Presión del Vapor, psig ˂ 1400 ˂ 2500 Kh/µ ˂ 200 ˂ 30 -3000

PREDICCCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA IAV

La predicción del comportamiento de producción de la inyección alternada de

vapor ha sido y continúa siendo compleja.

Desde los inicios de la inyección de vapor en pozos petrolíferos en el año 1957

su estimación ha sido objeto de análisis estadístico, analítico y numérico.

El comportamiento es función de: cantidad de vapor inyectada, espesor de la

formación, presión de inyección, tasa de remoción de los fluidos, el número de

ciclos de producción y la energía del yacimiento entre otros factores.


La más sencilla aproximación a un comportamiento de producción después de

la inyección de vapor en un pozo, es plantear la Ecuación de Darcy, para flujo

radial en frío y caliente y suponer que la energía la provee principalmente el

yacimiento, considerando dos zonas principales de flujo, una caliente y otra en

frío planteando la ecuación para ambas zonas y su relación.

Ecuación General de Darcy:

�f = 2q (1.127)�ℎ(�m − �� )�f gh�cm c�� (1) �f = 2q (1.127)�ℎ(�m − �� )�f gh�cm c�� (1)Producción en caliente (Zona Radial):

�l = 2q (1.127)�ℎ(�l − �� )�l gh�cl c�� (2)

Producción en frío (Zona Radial):

�f = 2q (1.127)�ℎ(�m − �l )�f gh�cm cl� � (3)

Si se trabajan las ecuaciones (1) y (2) se consigue la producción en caliente

considerando un circuito en serie y que el yacimiento aporta la energía, de lo

que se obtiene:

�l = 2q (1.127)�ℎ(�m − �� )�f gh�cm c�� + �l gh�cl c�� Luego

�l�f será:

�l�f = �f �l gh clc�ln clc� + �f�l gh cmcl

�l�f = �f �l gh clc�ln clc� + �f�l gh cmcl

Dividiendo entre

�f �l� se consigue:

�l�f = gh�cm c�� l�f ln�cl c�� + ln�cm cl� �

Si µf es ˃˃ µc la relación �l �f� es solo una relación de radios.

�l�f = gh�cm c�� ln�cm cl� �

Y depende solo de cl puesto que es la única variable, el resto son constantes.

Esto explica de cierta forma la necesidad de mayores cantidades de vapor en

crudos muy viscosos.

El desarrollo de Boberg y Lantz permite estimar el valor de Qc como función del

tiempo, estimando una temperatura promedio (Tavg) en la zona calentada,

considerando una zona calentada de radio rh tal como lo estima Marx y

Langenheim en forma cilíndrica, Ts es la temperatura del vapor al final de la Langenheim en forma cilíndrica, Ts es la temperatura del vapor al final de la

inyección.

El modelo se representa como la figura anexa, donde Vz representa las

pérdidas de calor a los estratos adyacentes, Vr la energía transferida al

yacimiento y la energía producida como ᵹ la temperatura baja por efecto de la

producción de fluidos en el tiempo.

Fig. BOBERG - LANTZ

La temperatura promedio Tavg se estima por un proceso iterativo:

�k�� = �� + (�� − ��)��c��(1 − �) − �� (4)

La función Vr energía transmitida al yacimiento:

�c = 1� � �h∞

h=0

Donde �h puede ser obtenido de la siguiente relación:

� = b;− 1�< (h + 1.5)(2 + h)(3 + h)o ��h

�h+1 = b;− 1�< (h + 1.5)(2 + h)(3 + h)o �h

� = �ℎa ¡a c̀l2

Donde: t es tiempo, Khob es conductividad térmica y Mob es la capacidad

térmica volumétrica.

�c = 1 + ¢�q b2 − �2 − 3�216 − 15�364 − 525�41024 + ⋯ o

La función Vz se estima de:

�� = mcf 1�¤ − ¢¤q ¥1 − m−1¤ ¦ Donde:

¤ = 4�ℎa ¡a . ℎ̀2§§§

ℎ§¤ = ¡a . ℎ2§§§

Aquí ℎ§ se estima de:

ℎ§ = ℎ` ℎ¨©1

Donde: ©1es la primera función de Marx Langenheim, ©1/`¨ es la fracción del

vapor utilizado al tiempo t y ℎ§ es el espesor “incrementado” debido a la energía

inyectada.

La energía perdida por la producción viene dada por:

� = 12 ª �l�«a,� + «� ,p�q cℎ2 ℎ ¡(�p − ��)`

0 ®`

Donde Ho,g y Hw,s representan los contenidos de calor de petróleo y gas y los

de mezcla de agua y vapor.

El calor removido es:

«a,� = ¯5.615 >a la + � >� l�°��k�� − ��«a,� = ¯5.615 >a la + � >� l�°��k�� − ��

Donde, R es la relación gas petróleo, >� es la densidad del gas, l� la capacidad

calórica del gas.

El calor latente y sensible removido por el agua producida es:

«�,p = 5.615 >� &±²�(ℎ� − ℎc ) + �p³�* Donde: >� es la densidad del agua, hw entalpia del agua, Lv calor latente a la

temperatura promedio Tavg, Rs es la porción de agua producida como vapor.

hr = Cw ( Tr – 32)

Para producción de agua líquida:

�p = 15.615 . >p �>� . �p�� − �p . = 1.36�10−4� �p�� − �p

Una vez calculados los valores de Vz, Vr y δ se calcula el valor de Tavg con la ecuación (3) y se compara con el valor estimado, un valor igual o muy cercano al valor estimado significa que se puede avanzar con el resto de los cálculos.

Teniendo Tavg, µc puede ser calculada y finalmente Qc de la ecuación (2).

En el caso de considerar caída de presión en los límites del yacimiento la razón

de estimulación se estima de:

�l�f = 11́ + �l�f . ´2

Donde: 1́ = ¥gh cmcℎ − 0.5 + cℎ22cm2¦ / ¥gh cmc� − 0.5¦ Donde: 1́ = ¥gh cmcℎ − 0.5 + cℎ22cm2¦ / ¥gh cmc� − 0.5¦

´2 = wgh cmc� − cℎ22cm2y / ;gh cmc� − 0.5<

Los cómputos para el Segundo ciclo son idénticos solo que el calor remanente

en el yacimiento, q ∗ cℎ2¡ℎ��k�� − �� del segundo ciclo como la temperatura

inicial y se le agrega al segundo ciclo y se toma la temperatura Inicial del

yacimiento como inicial del segundo ciclo.

Remojo Sincronizado Comportamiento de Producción

Inyección Alternada de Vapor en pozos Horizontales

Temperatura Yacimiento: 120 ° F Permeabilidad: 1000 md

Presión de Inyección: 500 Psia Viscosidad a Ty: 1200 Cps

Espesor de Formación: 100 Pies Temperatura 1: 200 ° F

Capacidad Cal. vol. Roca: 40 Btu/Pc°F Viscosidad a Temp. 1: 85 Cps

Difusividad Térmica: 0,74 Pies2/d Calidad del Vapor: 80 %

Conductividad Térmica 24 Btu/pd°F Gravedad Específica: 11 API

Long. Horizontal del Pozo: 1000 Pies Swi: 15 %

Tiempo de Inyección: 20 días Porosidad: 35 %

Tiempo de Remojo: 14 días Escalón de Tiempo: 1 Días

Tiempo de Producción: 12 Meses Sorw: 10 %

Tasa de Inyección: 400 Ton/día Números de Ciclos: 1

EFECTO DE TIEMPO DE CIERRE EN EL POTENCIAL

2000

2500

3000

3500Tas

a (B

PN

D)

Remojo Sincronizado Tiempo Vs Tasa

0

500

1000

1500

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Tas

a (B

PN

D)

Tiempo Tasa de Petróleo 14 remojo 21 remojo 28 remoo 7

remojo 180 remojo 90 remojo 365 remojo 3

1.- Se confirma la alta respuesta inicial de producción a tiempos de

cierres bajos y la menor declinación a medida que el tiempo de

cierre se hace mayor.

2.- El potencial inicial para tiempos de cierre entre 3 días y tres

meses no varía grandemente, sin embargo a períodos mayores la

pérdida es sustancial.

3.- En tiempos de Cierre Obligado por Mercado la técnica de

inyección y cierre de pozos es aconsejable.

INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

MODELO DE MARX LANGENHEIM

Fig. Representación esquemática del Modelo de Marx-Langenheim para el Calentamiento de Reservorios por Inyección de Vapor

ASUNCIONES BÁSICAS

- No considera efectos gravitacionales. - Toda la zona se calienta a la temperatura del vapor. - No hay agua condensada en el frente. - No hay agua condensada en el frente. - Arena y Arcillas homogéneas. - No hay caída de presión. - La inyección de vapor es constante.

SE ESTABLECE UN BALANCE DE CALOR

Tasa de inyección de vapor = tasa de calor perdida a los estratos adyacentes + tasa de calor cedido a la roca y fluidos.

O bien: Q i = Qob + Qs

Donde,

�d = ;35024 < dp�´� (�� − ��) + µ ³�� dp = inyección de vapor en B/D

� = ; 24 < d �´ (� − � ) + µ ³ �dp = inyección de vapor en B/D

X = calidad del vapor en fracción

Cw = calor específico del agua

Ts y Tr = temperaturas del vapor y yacimiento

Lv = calor latente del vapor.

El segundo término de la ecuación de balance se define como:

�p = ¡p(�p − �c ) ®�p®`

Ms, es la capacidad calórica volumétrica y Vs, es el volumen de roca y fluidos.

El tercer término, las pérdidas de calor no se pueden eliminar y el balance de calor resulta en una ecuación diferencial que se resuelve usando transformadas de Laplace. La solución resulta en un volumen total de rocas y fluidos como sigue:

�p = �d¡pℎ2̀©14jℎa ¡a (�p − ��)

Donde: F1 es una función del tiempo adimensional td, como sigue:

` �

4jℎa ¡a (�p − ��)Donde: F1 es una función del tiempo adimensional td, como sigue:

©1 = m`¨ mcfl�`¨ + 2¶`¨ q� − 1

Donde erfc es la función de error complementaria (anexo) y el tiempoadimensional viene de:

`¨ = 4jℎa ¡a ¡p2 . ℎ̀2̀

Aquí, Khob es la conductividad térmica del overburden en BTU/hr.ft.°F, Mob la capacidad calórica volumétrica del mismo en BTU/ft3.°F, t en horas, y ht es el espesor bruto de formación.

Valores de F1 y tD han sido tabulados y graficados para su aplicación práctica.

La derivada de F1 con respecto al tiempo adimensional t·� tU%⁄ , es importante en el cálculo de la tasa de crecimiento de la zona de vapor e importante para el cálculo del tiempo crítico en el desarrollo del método de Mandel- Volek.

t·Mandel- Volek.

t·�tU% = �U%��u� �U% = ·�

EFICIENCIA DE LA INYECCIÓN DE VAPOR

Se define como la fracción del vapor inyectado que permanece en la zona de vapor a un tiempo dado:

p̧ = ©1`¨

El calor perdido será: Qperdido = 1 – F1/tD

Èl calor perdido será: Qperdido = 1 – F1/tD

Es interesante notar que la pérdida de calor es función casi exclusivamente del tiempo tD y del espesor de la arena, ya que el resto de las propiedades en la ecuación de tD son básicamente constantes. La pérdida de calor se incrementa con el tiempo y también se incrementa con el decrecimiento del espesor total de la formación.

MODELO DE MANDL – VOLEK

En el modelo de M-L el calor latente inyectado debe suplir la energía de la zona inyectada y también cubrir las pérdidas de calor a los estratos adyacentes. En la medida que el calor latente sea mayor que la energía consumida, el modelo M-L se mantiene. Cuando esto no es así y ocurre en algún momento en el tiempo llamado tiempo crítico, la transferencia se hace más convectiva, deja de ser conductiva.

Tiempo Crítico.

1Tiempo Crítico.

©2l = m`¨l mcfl �`¨l = 11 + ¹

`¨l = 4jℎa ¡a ¡p2 . `lℎ2̀

`l = ¡p2ℎ2̀`¨l4jℎa ¡a

La razón calor latente a calor sensible se obtiene de B:

¹ = fp` ³�´� (�p − ��)

Una vez determinado tc el procedimiento es idéntico al de M-L usando la ecuación de M-V pero con la nueva función F3 para M-V.

Vs se estimará de la ecuación original de M-L.

�p = �d¡pℎ2̀©34jℎa ¡a (�p − ��)

Ejemplo:

Tomado del libro “Practical Heavy Oil Recovery” del Dr. Farouq Ali

Tasa de Inyección de vapor = 7.94 10(6) BTU/H

Capacidad calórica de la arena = 35 BTU/pie3.°F

Conductividad térmica del overburden= 1.2 BTU/hr.ft.°F

Capacidad calórica del overburden = 42 BTU/pie3°F

Temperatura del Vapor = 417 °F

Temperatura original del yacimiento = 85 °F

Calidad del vapor = 70%

Calor latente = 809 BTU/lb

Los valores calculados con los modelos de M-L y M-V se presentan en la siguiente tabla.

VOLUMENES DE ZONAS DE VAPOR

Vol Zona de Vapor, Ac-Ft

Espesor, Ft

Tiempo, Años

tD �U% F1 F3 Marx -

Langenheim Mandl - Volek

TC

25 2 4.61 2.15 1.67 1.55 99 92 0.64

25 4 9.23 3.04 1.60 2.30 155 137 0.64

25 6 13.84 3.72 3.34 2.85 199 170 0.64

10 6 86.5 9.30 9.55 6.9 91 66 0.10

20 6 21.6 4.65 4.36 3.7 166 141 0.41

50 6 3.46 1.86 1.37 1.3 326 310 2.58

100 6 0.865 0.93 0.496 -- 473 473 10.3

SAGD

STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE

VARIAS MODALIDADES

1. DOS POZOS AISLADOS

2. PARES DE POZOS CONTIGUOS

3. UN SOLO POZO PRODUCTOR E INYECTOR

4. UN POZO PRODUCTOR Y VARIOS INYECTORES VERTICALES

SAGD Physics

steam + oil

“insulated”region

countercurrentflow

CH4 + oil

countercurrentflow

Keep ∆p small to maximize stability

overburden

steam + oil+water + CH4

liquid level

oil and water

θlateral steamchamber extension

water legcool bitumen plug

MECANISMOS DE EMPUJE:

• CONDENSACIÓN DEL VAPOR EN LA INTERFASE

• CRUDO Y CONDENSADO DRENAN AL FONDO

• EL FLUJO ES POR GRAVEDAD• EL FLUJO ES POR GRAVEDAD

• LA CÁMARA DE VAPOR CRECE ARRIBA Y A LOS LADOS

CARACTERÍSTICAS

1. PRESIÓN CONSTANTE EN LA CÁMARA

2. PETRÓLEO RESIDUAL EN LA CÁMARA DE VAPOR

3. TRANSFERENCIA DE CALOR POR CONDUCCIÓN

4. COMPORTAMIENTO MEJOR A ALTAS TEMPERATURAS4. COMPORTAMIENTO MEJOR A ALTAS TEMPERATURAS

5. CRECIMIENTO DE LA CÁMARA NECESARIO PARA QUE HAYAPRODUCCIÓN

ESTIMADOS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO

El proceso de “Steam Assisted Gravity Drainage” fuépropuesto inicialmente por el Dr. Roger Butler en los años80. Basó su propuesta en dos procesos que ocurren enforma simultánea:

1.- La transferencia de calor ocurre en forma perpendiculara la interfase crudo–vapor y es función de la conductividadtérmica del yacimiento, su densidad y de la capacidadcalórica, de igual forma la tasa de avance del frente devapor depende de los mismos factores, el avance ocurrepor el drenaje del crudo y la velocidad U del frentedepende de la posición del mismo.

2.- El drenaje de petróleo es paralelo a la interfase y obedece a la Ley deDarcy, la viscosidad varía con la temperatura y es máxima en elyacimiento y mínima en la interfase.De la figura (1) y aplicando Darcy tenemos:

Donde:q = flujo volumétrico de petróleo, m3/sL = longitud horizontal del pozo, m

t� = ] º 7 Z � �»3 t¼ = ] º Z � �»½ t¼ (�)

L = longitud horizontal del pozo, mk = permeabilidad efectiva al petróleo, m2

ϱ = densidad del petróleo, kg/m3

g = aceleración de gravedad , 9.81 m2/segϴ = ángulo de inclinación de la interfaseξ = distancia perpendicular a la interfaseµ = viscosidad dinámica del petróleo, Pa.sν = viscosidad cinemática del petróleo, m2/s

Para integrar la ecuación de Darcy anterior se debe tener la

viscosidad como función de la distancia a la interfase ξ, ésto

es posible si se tiene la temperatura como función de la

distancia, y la viscosidad se conoce como función de la

temperatura.

En la interfase se puede estimar un estado estacionario en

el cual la tasa de transferencia de calor es igual antes e

inmediatamente después de la interfase y se mueve a la

velocidad U, ver la figura (2) anexa.

Donde K es la conductividad térmica, W/m°C

ϱC = es la capacidad volumétrica, J/m3°C

El gradiente de temperatura es:

La variación de la distancia queda definida como:

−� t't¼ = 7 1(' − '¾) (�)

t't¼ = − ¿ (' − '¾) ($) La variación de la distancia queda definida como:

Integrando la ecuación 11.3 se obtiene la temperaturacomo función de la distancia.

t't¼ = − ¿ (' − '¾) ($)

t¼ = − ¿ t'' − '¾ (+)

' − '¾'� − '¾ = �−¼¿ (#)

Insertando (4) en (1):

Integrando, obtenemos una función general para q:

t� = ] º Z ¿ � �»½ t'' − '¾ (8)

� = ] º Z ¿ � �» ª t'½ (' − '¾) '�

'¾+v= ] º Z ¿ � �» ( ½� (V)

�( ½ = ª t'½ (' − ' ) '� (:)Se integra por método numérico y define el valor madimensional, el cual usualmente tiene un valor entre 3 y 5.La velocidad de avance del frente se define como:

�( ½� = ª t'½ (' − '¾) '�

'¾+v (:)

= ;ÀTÀU<Á � �» (6)

Sustituyendo en (7) tenemos:

Se establece un balance de materiales entre el fluido quesale y el que entra en un elemento de la interfase tal que:

� = ] º Z ¿ ( ½� ¥ÀTÀU¦Á

(�")

− ;À�ÀÁ<U tÁ tU = ] » ∆Â� ;ÀTÀU<Á tÁ tU (��)

Sustituyendo en (10) e integrando se forma una dobleintegral:

− ;À�ÀÁ<U tÁ tU = ] » ∆Â� ;ÀTÀU<Á tÁ tU (��)

ª �t� = − ]�º Z ¿ » ∆Â�( ½��

" ª tÁ (��)Á�

Integrando:Resulta la ecuación del trabajo original del Dr. Butler paraflujo de petróleo en la zona de expansión de la cámaracomo:

� = ] ¶�º Z ¿ » ∆Â�(� − Á)( ½� (�$) � = ] ¶�º Z ¿ » ∆Â�(� − Á)( ½� (�$)

Trabajos posteriores mostraron otra forma de la ecuaciónoriginal, considerando que el estado estacionario supuestoinicialmente sobre igual energía antes y después de la interfaseno se cumple exactamente, habiendo menos energía adelanteque atrás del frente, el valor de la ecuación original quedareducida en un factor de 0.806 con respecto al desarrollooriginal, como sigue:

� = �] ¶ �. $º Z ¿ » ∆Â� �( ½� (�+)Durante la etapa de crecimiento de la cámara de vapor, un tratoanálogo ha sido hecho considerando que la cámara crecegeométricamente similar y crece en forma proporcional en loancho a la ecuación anterior. La ecuación resultante es:

� = �] ¶ �. $º Z ¿ » ∆Â� �( ½� (�+)

� = $] ;º Z ¿( ½� <� $� (» ∆Â�)� $� U� $� (�#)

La función tiempo a la cual llega la cámara al tope delyacimiento se define igualando las ecuaciones (15) y (14) yresolviendo por el tiempo tal como:

De igual manera para la forma para la etapa dedecaimiento de la producción, se trabajó con tiempos

U = ". ++� ¶» ∆Â� ( ½� � º Z ¿ (�8)

decaimiento de la producción, se trabajó con tiemposadimensionales.

�∗ = � ¶ ( ½�º Z ¿ » � ∆Â� (�V)

U∗ = UY ¶ º Z ¿» ∆Â� ( ½� � (�:)

Q∗ = ¶$� − U∗� ¶�$ (�6)

Las diferentes ecuaciones analíticas mostradas se hancomputarizado en el tiempo en simuladores analíticos quepredicen el comportamiento de producción en el tiempo, yde forma similar existen los simuladores numéricos quedesde hace algún tiempo ya muestran cotejos históricosaceptables del proceso SAGD.

DESARROLLOS RECIENTESDESARROLLOS RECIENTES

El acoplamiento de los simuladores analíticos y numéricosa los cambios geomecánicos, (porosidad y permeabilidad)esfuerzos y deformación que sufre la roca durante elproceso de producción y variación de propiedadestérmicas, ofrece un campo de mejora reciente en lapredicción del comportamiento de los yacimientossometidos a procesos térmicos.

SINGLE WELL SAGDSINGLE WELL SAGD

Recuperación de Crudos Pesados enRecuperación de Crudos Pesados enVenezuelaVenezuela

Proceso SW Proceso SW -- SAGDSAGD

Tubería de Inyección Aislada

Fibra Óptica

Tubería de Producción

T3Bomba

Forro RanuradoSensor de Presión @ 2770´

Fibra Ópticay Capilares

T1

T2

Bomba

FACTORES IMPORTANTES

•LLEVAR FLUIDO DE ALTA CALIDAD AL FONDO DEL POZO

•FLUJO POR GRAVEDAD EN CONTRA-CORRIENTE

•LA CAMARA DE VAPOR CRECE HACIA ARRIBA DESDE EL FONDO HACIA LA •LA CAMARA DE VAPOR CRECE HACIA ARRIBA DESDE EL FONDO HACIA LA CURVA Y DESDE EL WELLBORE HACIA LOS LADOS.

•DIFÍCIL DE ESTABLECER FLUJO EN CONTRA CORRIENTE

VARIABLES CLAVES A CONSIDERAR�GEOLOGÍA

• CALIDAD DEL VAPOR Y TASA

�PERMEABILIDAD VERTICAL

• MOBILIDAD DEL AGUA

�SATURACIÓN DE GAS (CAPA DE GAS)

• LONGITUD HORIZONTAL• LONGITUD HORIZONTAL

�RELACIÓN Kv/Kh

• COMPLETACIÓN DEL POZO

�PRESENCIA DE AGUA

• CONTROL DE PRODUCCIÓN

�EFECTOS DE PRESIÓN Y PROFUNDIDAD

� EFECTOS GEOMECÁNICOS

MARACAIBO

CABIMAS

TIA JUANA

LAGUNILLAS

BACHAQUERO

LAGO

TIA JUANA FIELD

LAGODEMARACAIBO

SAGD PILOT TEST, SPE 53687

FIG. 1 LOCATION SAGD PILOT TEST

1264

4258

4270 4301 4307

4512

4540

4543

4544

4545

4546

4560

4564

4629

4646

4648

4692

4693

4696

4650

4652

4654

4657

4567

4628

4695 4561

4541

4626

4662

4772

-643'

-648'-685'

-645'-744'

-646'

-649'-692'

-704'

-590'

-621'

-616'

-537'

-604'

-550'

-564'

-554'

-583'-498'

-513'

-518'

-513'

-520'L D

4798

4799-466'

-483'

4844-475'

-565'

-427'

5091 E

5092

SS

SS

SS

F

F

4692 UAUS-2UAUS-1

F

FF

E E

UAS-3

UASN-2

1591

3303

4207

4211

4213

4252

4258

4274

4277 4398

4399

4400

4445

4491

4510

4511 4517

4545

4554

4618

4620

4625

4648

4556

S4762

S4763

4758

S4765

4768

4622

4626 4772

-751'

- 765'

-766'

-834'

-728'

-687'

-795'

-645'

-812'

-835'

-744'

-725'

-704'

-744'

-751'

-707'

-678'

-693'

-550'

-692'

4703 S

F

-552'-692'

-634'

-634' -570'

4902 4921

E

4944

4991-803'

4993-789'

4994-791'

4995

4996-826'

4998-830'

4999-833'

5002

5004-824'

5005

5006-717'

5008-739'

5009-744'

5010-719'

5011

5018-701'

5027-757'5029-776'

5030-840'

5079E

F

5083E

F

5085E

F

F5088

E

E F

5177

5175

FIG. 2 PROJECT AREA OF SAGD WELLS

LSE-5085

LSE-5088

13-3/8” CAS. @ 190’

3-1/2” TUBING

13-3/8” CAS. @ 224’

20 mts

2-7/8” CIRCULATING PIPE

STEAM

STEAM

PRODUCTION

12-1/4” HOLE

7” LINER 0.015” x 292 SLOTS/FT @ 2365 FT

9-5/8” CAS. @ 1301’

9-5/8” CAS. @ 1314’

10” HOLE @ 2392’ 5 mts

LINER @ 1214’

FIG. 3 WELL COMPLETION OF PAIR LSE-5085-5088

7” LINER 0.015” x 292 SLOTS/FT @ 2340 FT

10” HOLE @ 2610’

640

713742 694

936

580

709776

482

618

1286

815

397400

600

800

1000

1200

1400B

OP

D

100

150

200

250

% A y S MBLS

482

0

200

400

0

50

% A y S MBLS

FIG. 4 PRODUCTION PERFORMANCE AND ANALYTICAL PREDICTION, PAIR LSE-5085 - 5088

N D J F M A M J J A S O N D

1997 1998

TIME

REAL BOPD

ANAL. SIM. BOPD

CUM. OIL

WATER CUT. (%)

200

300

400

500

1 2 3

4

5

6

7

PR

ESSU

RE

-P

SI

0

100

1.- PREHEATING2.- START INJECTION 3.- WELLHEAD BLOW-UP4.- INCREASED PRESSURE5.- WELL HEAD REPAIR6.- STOP CIRCULATION IN THE PRODUCER7.- BOILER FAILURES

N D J F M AO

FIG. 5 PRESSURE PROFILE -Vs.- TIME AT THE HEEL AND TOE, PAIR, LSE-5085-5088

TIME

TOE PRESSURE HEEL PRESSURE

PR

ESSU

RE

PSI

150

200

250

300

350

400

450

3/8

” C

AS.

@ 2

14

’

5/8

” C

AS.

@ 1

28

1’

-2

-7/8

” TU

BIN

G

LIN

ER @

11

76

’

1/2

” TU

BIN

G @

27

06

’

TEM

PER

ATU

RE

ºF

0

50

100

150

FIG. 6 TYPICAL FIBER OPTIC TEMPERATURE PROFILE Vs. MAEASUREDDEPTH, PRODUCER LSE-5091

MEASURED DEPH FT.

13

-3/8

” C

AS.

@ 2

14

’

9-5

/8”

CA

S. @

12

81

’

7” LINER 0.015” x 292 SLOTS/FT @ 2936 FT1

10

0’ -

10” HOLE @ 2936 FT

LIN

ER @

11

76

’

3-1

/2”

TUB

ING

@ 2

70

6’

TEM

PER

ATU

RE

ºF

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

j

i

FIG. 7 AREAL GRID MODEL (8 x 25 x 17), PAIR LSE-5085 / 5088

FIG. 8. SAND-SHALE (POROSITY) DIVERGENCE ALONG THE HORIZONTAL WELLS

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

FIG. 9. COMPARISON OF SIMULATED OÍL PRODUCTION RATE AGAINST TIME

NUM. SIM.

ACTUAL DATA ANAL. SIMU.

D J F M A M J J

1997 1998

TIME

3040

50

60

7080

90

100W

ate

r C

ut

(%)

20

30

Wat

er

Cu

t (%

)

FIG. 10. COMPARISON OF SIMULATED WATER CUT AGAINST TIME

D J F M A1997 1998

TIME

150

200

250

300

350

400B

HP

(P

SI)

100

FIG. 11. COMPARISON OF SIMULATED BOTTOM HOLE PRESSURE AGAINST TIME

Simulated BHP Toe Press Heel Press

D J F M A1997 1998

TIME

J

100

200

300

400

500

600

700200 (T/D)

120 (T/D)

160 (T/D)

0

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300

T ime (D ays)

Base (160 T/D) Sens1 (120 T/D) Sens2 (200 T/D)

FIG. 12. CUMULATIVE OIL RECOVERY PROFILE COMPARING 120 - 160 AND 200 T/D NUMERICAL SIMULATIONS VERSUS TIME

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,2

100,00 300,00 500,00 700,00 900,00 1100,00

D ays

FIG. 13. CUMULATIVE OIL-STEAM RATIO COMPARING 120 - 160 AND 200 T/D NUMERICAL SIMULATIONS

BASE CASE (160 T/D) CASE 1 (120 T/D) CASE 2 (200 T/D)

FIG. 14. STEAM SATURATION AT THE END OF THE CIRCULATING PERIOD (11/11/98)

FIG.15. STEAM SATURATION AT THE BEGINNING OF THE INJECTION (18/12/97)

FIG. 16. STEAM SATURATION 17/06/98 FIG. 17. STEAM SATURATION 18/12/98

FIG. 18 STEAM SATURATION 18/12/99 FIG. 19 STEAM SATURATION 18/12/2000

FINAL RECOVERY…………………..60% OF STOIIP

LIFE OF THE PROJECT…………………3 ½ YEARS

HIGHLY SUCCESSFUL PROJECT FROM RECOVERY

AND ECONOMIC POINT OF VIEW

AFTER 3 YEARS AND 3 MONTHS OF OPERATION, THE SAGD PROCESS HASDEMOSTRATED TO BE TECHNICAL AND ECONOMICALLY FEASIBLE IN THE EXTRA HEAVYOIL AREA OF THE TIA JUANA FIELD.

THE FINAL RECOVERY WAS 60% OF THE OOIP VERSUS 58% ESTIMATED IN THE PILOTAREA.

CONCLUSIONS - SAGD PILOT TIA JUANA

THE MONITORING WITH CAPILLARY TUBING, THERMOCOUPLES AND FIBER OPTIC HASBEEN OF HIGH UTILITY AND NECESSARY IN THE CONTROL OF THE PROCESS.

AT THE CURRENT OIL PRICES THE PROCESS IS ECONOMICALLY ATTRACTIVE FOR EXTRAHEAVY OIL TIA JUANA, ALSO, THE RECOVERY AND THE ECONOMIC COULD BE IMPROVEDAPPLYING THE CSS FOLLOWED BY THE SAGD PROCESS.

USOS DE FIBRA ÓPTICAUSOS DE FIBRA ÓPTICA

CONTENT

1.Introduction /objective

2.Principles of Distributed Temperature Measurement2.Principles of Distributed Temperature Measurement

3.Different types of well Completion with Fiber Optic

4.Some Real Application in Thermal Processes

5.Advantages and disadvantages

6.Conclusions.

RamanScattering

DirectionalCoupler

Temperature MeasurementTemperature Measurement

LaserSource

SignalProcessing

Raleigh

Brillouin

StokesRaman Band

Anti-StokesRaman Band

R(T)= intensive ratioIAS = anti-stokes IS = stokesλs , λas = stokes and antistokes wavelengthsh= planck’s constantc= velocity of the lightk= boltzmann’s constantT= aboslute temperature

Temperature Installation OptionsTemperature Installation OptionsSingle Ended Double EndedSingle Ended Double Ended

Check ValveTurn

aroundSub

Cable Type 1

Cable Cable ConfigurationConfiguration

The drawings below show the construction of two types of cables typically used fordownhole monitoring:

Cable Type 2

General General SpecificationsSpecifications

Response of Response of thethe FiberFiber OpticOptic SignalSignal toto ChangesChanges in in thethe PProcessrocess

150

200

250

TE

MP

ER

AT

URE

ºF

TYPICAL FIBER OPTIC TEMPERATURE PROFILE Vs. MEASURED DEPTH TYPICAL FIBER OPTIC TEMPERATURE PROFILE Vs. MEASURED DEPTH

MEASURED DEPH

0 500 1000 1500 2000 2500

0

50

100

150

TE

MP

ER

AT

URE

ºF

MEASURED DEPTH

13

-3/8

” C

AS.

@ 2

14

’

7” LINER 0.015” x 292 SLOTS/FT @ 2936 FT11

00

’ -2

-7/8

” TU

BIN

G

10” HOLE @ 2936 FT

LIN

ER @

11

76

’

9-5

/8”

CA

S. @

12

81

’

3-1

/2”

TUB

ING

@ 2

70

6’

Surfactant Tank

Chem. Inj.Pump

Boiler

Control Room

Pressure Sensors Optic Fiber

Steam

Surfactant

Special Completion for Steam Injection Investigation with Fiber Optic, Special Completion for Steam Injection Investigation with Fiber Optic, thermocouples and capillary tubingthermocouples and capillary tubing

@ 1300’

13-3/8”Shoe, J-55, 68 #/ft.@ 301’

9-5/8” Shoe @ 1640’

Pack Off @ 1432’

7” x 29 #/ft Slotted 0.012 STL

4 ½” TUBING

4 ½” Shoe

2950’

2800’

Pressure Sensor @ 2200´Pressure Sensor@ 1670´

4 ½”x2 3/8”Connection

Fiber Óptic and Capillaries

10´x 2 3/8” Tubing w/Holes Pressure Sensor @ 2770´

300

250

200

150

20/05/2000

21/05/2000

24/05/2000

25/05/2000

26/05/2000

27/05/2000

29/05/2000

04/06/2000

06/06/2000

TEM

PER

ATU

RE

(ºC

)Overall Temperature ProfileOverall Temperature Profile

100

50

0

0 200 400 600 800 1000 1200

06/06/2000

TEM

PER

ATU

RE

(ºC

)

MEASURED DEPTH (m)

TEM

PER

ATU

RE

(ºF)

871

771

671

Temperature ProfileTemperature ProfileEnd Of 3000 Tons. InjectedEnd Of 3000 Tons. Injected

MEASURED DEPTH (FT.)

TEM

PER

ATU

RE

(ºF)

571

471

371

271

171

71

543 1043 1543 2043 2543 3043

Flowing Well Temperature ProfilesFlowing Well Temperature Profiles

Normal Temperature

Profile

Decreased

GeothermalGradient

DecreasedFlow Rate

Gas Lift Valve MonitoringGas Lift Valve Monitoring

Normal Temperature

Profile

Profile withGLM

GeothermalGradient

Profile withGas Lift

Slugging

Water InjectionWater Injection

InjectionProfile

Geothermal Gradient

Profile

Warmback

Wellbore Temperature - Casing1 Fluid

0

100

200

300

400

Undisturbed

2 Zone Injection

1 day shutin

10 day shutin

30 day shutin

100 day shutin

300 day shutin

Well Schematic

RKB

5000 bwpd

Injector ModelInjector Model(5000 + 1000 bwpd)(5000 + 1000 bwpd)

0.0 25.0 50.0 75.0 100.0 125.0 150.0 175.0 200.0 225.0 250.0

500

600

700

800

900

1000

Temperature (deg F)

MD

(ft)

500 ft

600 ft

1000 ft

9 5/8" Intermediate Casing

1.050" Production Tubing

7" Protective Casing

5000 bwpd

1000 bwpd

Steam Flood MonitoringSteam Flood Monitoring

Geothermal Gradient

Steam-up

Thermal Profiles of a SAGD Horizontal WellThermal Profiles of a SAGD Horizontal Well

150

200

250

Tem

p D

egC

Steam Front

Wellhead

Producing Zone

Vertical Section

4

-50

0

50

100

1

37

73

10

9

14

5

18

1

21

7

25

3

28

9

32

5

36

1

39

7

43

3

46

9

50

5

54

1

57

7

61

3

64

9

68

5

72

1

75

7

79

3

82

9

86

5

90

1

93

7

97

3

10

09

10

45

10

81

11

17

11

53

11

89

12

25

12

61

12

97

13

33

13

69

Fibre Length m

Tem

p D

egC

Cold Fluid Slug Pushed to the Toe

End of Slotted Liner

The optical fiber can be installed at anytime as temporary or permanentcompletion.

SAGD SAGD ExperiencesExperiences: Tía Juana LS: Tía Juana LS--5085/885085/88

AdvantagesAdvantages and and DisadvantagesDisadvantages Of Of FiberFiber OpticOptic OverOverConventionalConventional MeasurementsMeasurements

Advantages:

• Real-time and continuous measurements

• Static downhole sensor

• No impact on the well operation

• Reduction in operation time

Disadvantages:

• Initial high cost

• Hydrogen signal attenuation

• Accuracy

• Current Temperature limit 300ºC

ManageManage DifferentDifferent DownholeDownhole ConditionsConditions LikeLike As:As:

1. Flow contribution or distribution across zone

2. Deduction of mass flow rate

3. Identification of water and gas breakthrough zones

4. Optimization of flow rate to mitigate water, gas, steam, etc breakthrough

5. Damaged/noncontributing/nondistributing intervals (selective and

estimulations candidates)

6. Identify variances in permeability

ConclusionsConclusionsConclusionsConclusions• Fiber Optic technology is ideally suited for temporary and permanent down-

hole applications

• Distributed temperature monitoring is a reliable real time method of monitoring reservoirs - providing time vs depth data every meter along the reservoir

• A wide range completion types, and well flow problems can be addressed and analysed using distributed temperature measurement.

• Thermal well bore simulator software solves the energy, mass and momentum equations for each flow stream. Heat transfer in the well bore consists of conduction, convection, and radiation. Also the current models account for Joule Thompson effect due to pressure drop and temperature change around the well bore or through perforations.

COMBUSTION IN SITUCOMBUSTION IN SITU

EL PROCESO CONSISTE EN LOGRAR UN FRENTE DECOMBUSTIÓN , QUEMANDO PARTE DEL CRUDO CONEL OBJETO DE PRODUCIR EL RESTO DEL CRUDO.

EXISTEN DOS PROCESOS BÁSICOS DE COMBUSTIÓNIN SITU:IN SITU:

• COMBUSTIÓN ADELANTE “FORWARD COMBUSTION” Y,

• COMBUSTIÓN EN REVERSA O “REVERSE COMBUSTION”

REACCIÓN DE COMBUSTIÓN

REACCIONES QUÍMICAS DE LA COMBUSTIÓN DE CRUDO

1ÃÄ + ,�( + ��( + � + �+4 Å� ⇒ � (( + �� 1Å� + , �� + (4 1Å + �� Ã�Å

1ÃÄ + �� ,�( + ��( + � + �+4 Å� + �� ∗ V6�� ,�( + ��( + � + �+4 Ä�→ � (( + �� 1Å� + , �� + (4 1Å + �� Ã�Å + ��∗ V6 ,�( + � + �4 Ä + ;� − �< ,�( + � + �4 Å

Donde:

n: Razón de átomos de hidrógeno a átomos de carbono.

m: Razón de moléculas de CO2 a moléculas de CO.

Y : Fracción del oxígeno utilizado.

1Ã + � ,�( + � + +4 Å + � ∗ �� ,�( + � + +4 Ä→ � (( + �� 1Å� + , �� + (4 1Å + �� Ã�Å + ��∗ V6�� ,�( + ��( + � + �+4 Ä� + ;� − �� < ,�( + ��( + � + �+4 Å�

Tube Test

5

Combustion Tube TestOil, Water, Gas

Thermocouple Output Display

Initiationof Air Injection

Oil, Water

Run Time, HrsDeveloped by S Sur,

6

USING THE COMBUSTION TUBE DATA TO DESIGN A FIELD PROJECTTO DESIGN A FIELD PROJECT

FIELD APPLICATIONSFIELD APPLICATIONS

COMBUSTIÓN IN SITU CON POZOS HORIZONTALESPOZOS HORIZONTALES

THAI(Toe to Heel Air Injection)

THAI Technology

THAI PROCESS SCHEMATIC

CAPRI Liner Desing (Patent Protected)

BENEFITSToe - to - Heel - Air - Injection Vs Alternatives

WHITESANDS PROJECT

THAI Upgraded Produced Oil

Average Sales Oil Quality June 2008

THAI Oil Initial Upgrading

THE ALBERTA OIL SANDS

Video Alberta

MÉTODOS NO TÉRMICOSTÉRMICOS

POZOS HORIZONTALES PRODUCCIÓN EN FRÍOPRODUCCIÓN EN FRÍO

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD CON ANISOTROPÍA

DE PERMEABILIDAD HORIZONTAL Y VERTICAL

ECUACIÓN DE JOSHI, S.D., (JPT, June, 1988)

� = �r ºÃ � È2/(3s)É� + ¢� − �] �� Ê .� .�

� = �r ºÃ � È2/(3s)��

ËÌÌÉ� + ¢�� − �] ��

] �� ÍÎÎÊ + .�] �� ; .��Y<

Para: ] > .�

Donde:

ÐÑÒ . = �ºÃ/º½

� = ] �� ". # + b". �# + ;��Ã] �� <+o".#�".# Ó

Schematics of Vertical and Horizontal Well Drainage Volume

Reference Planes AA and BB

Division of 3D horizontal well problem into two 2D problems.

Girasol-ML-2

DirAtts GR

RES

DirPS

Executed Trajectory Planned Trajectory

Casing @ 1770 ft

MD

Lateral-1 starting point @ 2000 ft

MD


MD Lateral-3 starting point @ 2600 ft

MD


MD

TD: 3592 ft MD – Inc

92°

Directional

Attenuations

GR

RES

RT GR

Image

Girasol-2H, 05Feb08, 17:00hs Geosteering Update

Reservoir base

Directional

Phases

Total depth: 3560 ft MD

Planned Trajectory

Executed Trajectory

Apparent dip of 2.6°

GR image confirms that the base

was just touched at this point Local low resistivity

sand body (8-10 ohm.m)

Basic Model for Horizontal WellProductivity IndexProductivity Index

PRODUCTIVITY INDEXSHAPE OF SOLUTION

15 ft

0.001

0.001

Normalized Productivity Index vs. Open FractionNormalized Productivity Index vs. Open Fraction

5000000

6000000

7000000

8000000

9000000

10000000

5000000

5100000

5200000

5300000

5400000

5500000

US$

NP

V U

S$

5-year Net Present Value - Girasol Horizontal Project

NPV Cost Revenue

0

1000000

2000000

3000000

4000000

4500000

4600000

4700000

4800000

4900000

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

US$

NP

V U

S$

Open Fraction

Production: 100 Bopd - Horizontal Section: 2000 ft - Well Cost: 1.76 MMUS$ - Price: 60 US$/blMeshRite Cost : 180 – 350 US$/ft

PRODUCTIVITY Vs. COMPLETION

0.042

0.074

0.044

0.057

0.047

0.072

0.045

0.071

0.045

0.050

0.077

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09B

OP

D /

FT

50% OPEN 100% OPEN

AVERAGE 50% OPEN

0.049 BOPD/FT AVERAGE 100% OPEN

0.054 BOPD/FT

0.0420.039 0.039

0.028

0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

PH01

-01

PH01

-02

PH01

-03

PH01

-04

PH01

-05

PH01

-MTL

02

PH03

-01

PH03

-02

PH03

-03

PH03

-06

PH10

-01

PH10

-02

PH10

-03

PH10

-04

BO

PD

/ F

T

PROCESO CHOPSPROCESO CHOPS

TECNOLOGÍATECNOLOGÍA DEDECOCO--PRODUCCIÓN DE ARENA Y CRUDO PRODUCCIÓN DE ARENA Y CRUDO

Time (months)0 1 2

Pro

duct

ion

(bbl

s/d)

Oil

Sand

Departamento: Explotación de Crudos Pesados Departamento: Explotación de Crudos Pesados

• Es un método de recuperación primaria,exitosamente utilizado en yacimientos noconsolidados de Canadá.

• La arena es producida conjuntamente con elcrudo mejorando de manera sustancial las tasas

COCO--PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN CRUDO/ARENACRUDO/ARENA

crudo mejorando de manera sustancial las tasasde producción de crudo.

• El incremento significativo de producción esatribuido principalmente a un incremento depermeabilidad.

COCO--PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN CRUDO/ARENACRUDO/ARENA

Golfo de MéxicoMar del Norte

Canadá

Reto

Manejar producción de arena para obtener la producción óptima de petróleo

• Alta tasa inicial deproducción de arena,luego decrece esta-bilizándose a una tasabase.

Descripción del ProcesoDescripción del Proceso

• Alta tasa deproducción de crudo,con declinación lenta.

RESULTADOS RESULTADOS -- APLICACIÓN EXITOSA APLICACIÓN EXITOSA

•Incrementos en las Tasas de producción depetróleo de hasta 10 veces

•Recuperaciones:•Recuperaciones:

•1-5 % POES (sin producción de arena)

•12-18 % POES (con producción de arena)

Características Generales Características Generales -- Aplicación exitosa Aplicación exitosa

• Arenas no consolidadas

• 10 - 14° API

• Porosidad de 30 %

• Profundidad de 300 -600 m

• Temperatura 15° C• Temperatura 15° C

• Saturación de crudo entre 85-90%

• No tienen zonas de aguas móviles, ni grandes capasde gas

• Espesor de 4-25 m

• Empuje por Gas en Solución

Producción de arenaincrementamovilidad del fluido.

Licuefacción

Remoción constante dearena genera una zona dealta permeabilidad.

Mecanismos de Incremento de producción:Mecanismos de Incremento de producción:

Aumento de permea-bilidad. alta permeabilidad.

Formación de burbujasque actúan como fuerzasde conducción interna.

Causados por asfaltenosy finos.

bilidad.

Fluido espumante.

Eliminación de lasposibles obstrucciones,mediante el movimientode los sólidos.

Patrones Físicos de crecimientoPatrones Físicos de crecimiento

Crecimiento CompactoSe forman tres zonas principales:

�Zona de licuefacción�Zona cedida�Zona intacta.

Las cuales encierran volúmenes bien definidos que pueden ser aproximados a una definidos que pueden ser aproximados a una elipse.

Crecimiento por canales tubulares� Crecimiento radial en forma de canales

de diferentes longitudes.� No se puede diferenciar la zona intacta

del resto de las zonas.� Formación de dendritas a lo largo del

canal.

Yacimientos donde se aplica CHOPSYacimientos donde se aplica CHOPS

Frog LakeCold LakeLuselandReita LakeBurnt LakeLindberghLloydminster

*Husky Oil

*Texaco Canada Petroleum

*PanCanadian Petroleum Limited

*Centre for Frontier Engineering Research

Alberta, Canadá

Estado / País Compañia

LloydminsterEdam FieldCeltic Field

Engineering Research (numerical studies)

Shanxi, China

California, USA

Oklahoma, USA

Henan Petroleum Exploration Bureau

Mobil OilCat-Canyon FieldSureste de PaulsValley Field

Henan, Xinzhuang Oil Field

• Descubierto en el año 1959.

• Explotado por Texaco Canada Petroleum Inc.

• Ubicado a 240 km al Este de Edmonton, Canadá.

Frog LakeFrog Lake, Alberta, Canadá., Alberta, Canadá.

Profundidad 460 mProfundidad

Espesor de Arena

Gravedad API

Temperatura

Saturación de crudo inicial

Porosidad

Permeabilidad

Viscosidad en el yacimiento

460 m

10 m

10 - 14°

21°C

75%

32%

2500 mD

25000 cP



Clear Water Field, Clear Water Field, Alberta, Canadá.Alberta, Canadá.

LuselandLuseland, Saskatchewan, Canadá, Saskatchewan, Canadá

• Registro Sónico-Porosi-dad antes y después delproceso

• Durante un cambio debomba. Después de 9

Seguimiento Seguimiento -- Proceso CHOPSProceso CHOPS

bomba. Después de 9meses de producciónCrudo/arena.

• Se observa unincremento general de laporosidad en lasadyacencias del pozo

Seguimiento al Proceso CHOPSSeguimiento al Proceso CHOPS

• Sísmica 3D-CampoLuseland realizada enpozos con diferentesniveles de producciónde arena.

• Medición luego de 2años de operación delchops.

Consideraciones para el AnálisisConsideraciones para el Análisis

Simuladores Simuladores -- Aproximaciones para CHOPSAproximaciones para CHOPS

• Vectorized Implicit Program (VIP) Simuladornumérico de yacimientos, Landmark Graphics.

• STARS, fue evaluado y mostró limitaciones parasimular satisfactoriamente el proceso.

• La complejidad del proceso ha dificultado la• La complejidad del proceso ha dificultado lacorrecta representación del fenómeno y eldesarrollo de un simulador apropiado.

• Existen grandes esfuerzos dirigidos alacoplamiento del STARS con herramientas decálculo geomecánicos, en Canadá con el GrupoAACI.

Perforación/Perforación/CompletaciónCompletación dede PozosPozos

• Inicialmente en Pozos verticales.

• Pozos direccionados hasta 40 °

• Pozos horizontales (no extendido).

• Completados con revestidor y cañoneados.

• Uso de liner con ranuras de 0.25” (típicamente se• Uso de liner con ranuras de 0.25” (típicamente seutilizan liners con ranuras de 0.03, 0.02 y 0.015”)

RehabilitaciónRehabilitación dede PozosPozos

• Recañoneo

• PPTTM (Pressure Pulse Technology)

Equipos de Levantamiento Equipos de Levantamiento -- CHOPSCHOPS

•Bombas de Cavidad Progresivas han sido ampliamenterecomendadas en el manejo de sólidos abrasivos.

•Desgaste por abrasión reduce la Eficiencia volumétricay incrementa las fugas.

•Diseño óptimo de las bombas.Diseño geométrico de las bombas.�Diseño geométrico de las bombas.

�Parámetros de diseño: velocidad del fluido y de laspartículas, tamaño de partícula, concentración dearena entre otros.

�Materiales:�Rotor - recubrimientos.�Estatores- elastómeros.

TratamientoTratamiento dede sólidossólidos generadosgenerados enen CHOPSCHOPS

• Limpieza directa con solventes, agua caliente ydecantación.

• Biodegradación en rellenos.• Biodegradación en rellenos.

• Método de flotación.

• Incineración y craqueo térmico.

TanquesTanques dede SeparaciónSeparación

DisposiciónDisposición dede sólidossólidos generadosgenerados enen CHOPSCHOPS

•Mezclada con asfalto para carreteras o rociada encaminos descompuestos.

•Inyectada en yacimientos adecuados, SFITM.

•Uso Industrial.•Uso Industrial.

•Paredes y baldosas.

•Venta directa a fábrica de cemento.

•Otros.

•Rellenos o apilamiento.

• Eliminación de los empaques de grava ytratamientos especiales de estimulación(fracturamiento, limpieza del empaque).

• Incremento en la tasa de producción, con respectoa los métodos convencionales. Esto para el caso de

BeneficiosBeneficios

a los métodos convencionales. Esto para el caso deyacimientos de Canadá.

• El yacimiento está en continua deformaciónmecánica, creando zonas de alta permeabilidadque se traducen en un Skin factor negativo.

• Reducción de costos de rehabilitación asociados ala remoción de fuentes de bloqueo.

• Se debe trabajar mayormente en:

� Simuladores acoplados que permitan estudiarel proceso adecuadamente.

Estimación de costos adaptados a cada área

Aspectos a desarrollar en el futuro/tendencias.Aspectos a desarrollar en el futuro/tendencias.

� Estimación de costos adaptados a cada áreapara éste proceso.

� Evaluar las adaptaciones de las facilidades deproducción existentes en superficie a losrequerimientos de esta tecnología.

TECNOLOGÍATECNOLOGÍA DEDECOCO--PRODUCCIÓN DE ARENA Y CRUDO PRODUCCIÓN DE ARENA Y CRUDO

Time (months)0 1 2

Pro

duct

ion

(bbl

s/d)

Oil

Sand

Departamento: Explotación de Crudos Pesados Departamento: Explotación de Crudos Pesados

INYECCIÓN DE DILUYENTES

OTROS MÉTODOS NO TÉRMICOS

Infill Drilling, Side Track, Short Radius Drilling, Re-completions, Reentries, use of Additives Foam, Surfactants,

light Solvents, Flu Gas, etc

VAPEX Schematic

EAST

SAGD Facility

VAPEX

Steam Chamber

Steam Injector

Steam Flow

Oil Flow

Slots

Oil Producer

Oil Sand Formation

Courtesy Neil Edmunds, EnCana

Solvent

Solvent

Solvent

POLÍMEROS

POLIMER FLOODING IN HEAVY OIL

BUCKLEY – LEVERETT ANALYSISBUCKLEY – LEVERETT ANALYSIS

Effect of Oil Viscosity on Polymer Flood Performance

Polymer Flood Model

250 m wide 1600m long 1600m long 8 m thick Well spacing 170 m Well Length 1500 m

FIELD EXAMPLE - BRINTNELLFIELD EXAMPLE - BRINTNELL

Polymer Advantages�Modify mobility ratio and extend potential byflooding higher oil viscosity areas.�Increased level of control by varying theconcentration to change the viscosity of injectedfluid according to response at the productionwells.wells.�Production at lower watercuts reduces totalfluid handling requirements�Mitigate viscous fingering by reducing themobility of the injected fluid.•Source: 2007 Athabasca CNRL Brintnell In Situ Progress Report

Polymer Flood Status•Overall polymer flood results have been excellent,exceeding expectations (reservoir simulations predictedearly breakthrough).•Flood expanded into areas with varied length of wells,different well configurations, and varying reservoircharacteristics (ie. oil viscosity, water saturation,characteristics (ie. oil viscosity, water saturation,permeability and pay thickness).•Estimated incremental recovery ranges from 5% to 14%above primary recovery.•Continuous expansion of the polymer flood to other partsof the field.

Source: 2009 Athabasca CNRL Brintnell In Situ Progress Report

CONCLUSIONS

•Polymer flooding should be considered as an EORprocess for oil up to about 10000 cp•Polymer flooding increases economic oil recoverysignificantlysignificantly•Modest increase in water viscosity providesoptimum results•Can be applied to mature heavy oil waterfloods•Horizontal wells allow for adequate injectivity

3. FACILIDADES DE SUPERFICIE3. FACILIDADES DE SUPERFICIE

TECNOLOGÍAS PARA EL MEJORAMIENTO DE MEJORAMIENTO DE CRUDOS PESADOS

HEAVY OIL UPGRADING TECHNOLOGIES TECHNOLOGIES

BACKGROUND OF HEAVY OIL UPGRADING TECHNOLOGIESUPGRADING TECHNOLOGIES

MEJORAMIENTO DE CRUDOS (HTL)(HTL)

HTL CORE PROCESS REACTOR AND REHEATER

HTL PROCESS

ANEXOSANEXOS

• De lo ofrecido por el expositor HumbertoMendoza en el Curso de Crudos Pesados, serealizó todas las correcciones correspondientesen éste archivo, el mismo que fue utilizado en lapresentación del curso.

• Referente al cálculo de la función de errorcomplementaria erfc, podrán fácilmente estimarcomplementaria erfc, podrán fácilmente estimaréste valor con la tabla de cálculo entregada en elCD.

• Para la estimación de pérdidas en tuberías, en lasláminas siguientes pueden encontrar todo elprocedimiento a seguir.

Cálculo de las caídas de presión en Líneas de Vaporen Líneas de Vapor

Documents

Curso de Crudos Pesados h Mendoza