CAPITULO 3METODO DE RECUPERACION TERMICA DE

HIDROCARBUROS

La recuperación térmica es el método de recuperación terciaria mas aplicada en algunos tipos de yacimientos principalmente productores de crudos pesados y densidades intermedias. Es de nominado también recuperación asistida y que consiste en inyectar fluidos calientes denominados fluios térmicos tales como vapor de agua, agua caliente, aire caliente a presión y también oxigeno que originan en le interior de los yacimientos petrolíferos modificaciones sustanciales en las propiedades físicas y químicas de los fluidos por efecto del calentamiento de los reservorios. Por tanto el fenómeno térmico que se presenta esta basado en el incremento de calor en las arenas productoras y que por elevación de la temperatura que es controlada se presenta en algunos casos una severa disminución de la densidad y viscosidad y la gradiente API del petróleo provocando mayor movilidad y desplazamiento a través de los canales de flujo permeables hacia las áreas de drenaje y de esta hacia los pozos productores para su recuperación, por tanto el método es más recomendable en yacimientos de petróleo crudo que tienen valores entre 8 y 38 ºAPI con viscosidades aparentes elevadas.

1. PARAMETROS INTERMEDIOS EN LA RECUPERACIÓN TERMICA

a) ViscosidadLas porosidades efectivas y absolutas son las que se cuantifican para calcular el volumen poral disponible donde se inyectará el volumen térmico después de la recuperación secundaria, para esta situación la porosidad efectiva es menor a la absoluta.

b) PermeabilidadCuya cuantificación de la permeabilidad actual sirve para la movilidad del fluido térmico que se obtendrá con la inyección. Para este efecto se considera la permeabilidad efectiva que mide la capacidad de transmisión cuando la matriz de las rocas va saturándose paulatinamente con el fluido térmico que se utiliza.

c) HumectabilidadQue es la capacidad de los fluidos térmicos para humectarse y adherirse a una superficie sólida. Se define como la tendencia del fluido humectante en este caso térmico a ocupar la fuerza mecánica para humectar.

d) Tensiones superficialesQue es la propiedad de los fluidos calientes para tomar contacto con el petróleo de formación y se define como la fuerza necesaria para mantener una superficie efectiva de contacto entre dos fluidos (fluido térmico-petróleo) sus unidades de medida son Kg/m y varia de acuerdo a los tipos de fluidos.

e) Presiones capilaresQue mide la movilidad de los fluidos térmicos en relación a la movilidad de los fluidos de formación y que en los yacimientos petrolíferos es función del volumen

de reservas y su factor de recuperación (Fr). Entre otros parámetros que se analiza para recuperación térmica se tienen:

Densidad y viscosidad del petróleo Viscosidad del gas y del agua de formación Densidad y viscosidad del fluidos térmico.

1.1 Continuidad térmica de los fluidosSe define como la cantidad de calor transmitida por unidad de tiempo y es función de los gradientes de temperatura, las presiones de formación y las presiones de inyección. Por ejemplo experiencias efectuadas cuando agua caliente como fluidos de inyección y vapor de agua como fluido térmico han dado como resultado que al conductividad térmica del agua en le interior de los yacimientos disminuye a medida que aumenta la temperatura de los yacimientos. En cambio por efecto de la presión la conductividad térmica se incrementa, puede calcularse con la siguiente ecuación:

Donde: = conductividad térmica (BTU-hora/ºF-ft)Ce = calor especifico del agua caliente (Btu-libra/ºF)Ge = gravedad especifica del agua caliente(LPC)M = masa total del agua caliente que se inyectará al yacimiento (lb)TNE= temperatura nominal del reservorio (ºF)CL= calor latente que trasmite el agua caliente o vapor de agua (ºF)

La conductividad térmica para la mayor parte de los fluidos calientes derivados de agua esta en el rango de 0.02-0.05 BTU. En cambio para los vapores de agua la conductividad térmica varia entre 0.2-0.389 BTU.

1.2 Difusividad térmica de los fluidosEs la relación de la conductividad térmica y el valor especifico volumétrico que se genera en los espacios porales . Es función de la densidad de los fluidos y se calcula con la siguiente ecuación:

Donde: = densidad de los fluidos térmicos (LPG) = difusividad térmica (ft2/hora)Cc = capacidad calorífica del fluido térmico (BTU)

2. METODOS DE RECUPERACIÓN TERMICASon dos los métodos principales que se usan en recuperación térmica:

a) Rec. térmica por combustión in situ.

b) Rec. Térmica por inyección de fluidos calientes

2.1 Recuperación térmica por combustión in situ

Este método de recuperación in situ esta basado en la inyección de aire caliente a las formaciones productoras donde el oxígeno componente principal de este aire a presión al mezclarse con las partículas combustiona el petróleo originando un incendio instantáneo en el interior cuando alcanza la mezcla de punto de ignición. El encendido instantáneo ese el efecto del rozamiento del aire caliente con los componentes volátiles del petróleo y el calor propio del yacimiento que en conjunto provocan la inflamación del combustible que está constituido por un porcentaje de las partículas pesadas y otro porcentaje de las partículas livianas del petróleo residual que se depositó en las paredes laterales de los espacios porales originando la disolución del resto del crudo que luego circula por los canales permeables hacia las áreas de drenaje de los pozos productores de acuerdo con la densidad y viscosidad de los componentes del crudo y de las áreas de drenaje a los pozos productores.

Mecanismo del fenómeno de igniciónEl proceso de ignición efectos variables en los yacimientos de acuerdo al tipo de crudos. Si el petróleo contenido tienen gravedades API altas la concentración de material pesado será bajo, por lo que el frente de combustión disponible no será suficiente para elevar la temperatura del petróleo y provocar una eficiente recuperación térmica. En el caso contrario si la gravedad API se baja, se dispondrá de suficiente material para alcanzar el calentamiento total del petróleo y provocar un encendido que se provoca en el interior tendrá mayor tiempo de duración para disolver mayores volúmenes de petróleo impregnado en las paredes.

Estas 2 condiciones que pueden presentarse de acuerdo a la naturaleza de los crudos, determina que la recuperación térmica por combustión in situ, es más dechado para petróleos pesados y de mediano punto de escurrimiento, y menos recomendable para petróleos livianos de elevado punto de escurrimiento. De manera general en un proceso de combustión in situ para inyección de aire, cuando el fenómeno se presenta en toda su magnitud en el interior de los reservorios el calentamiento es gradual en toda su intensidad, distribuido en 5 zonas bien definidas que conforman el circuito de combustión.

Zona de calcinación (1200-1200 ºF)

Zona de combustión (1000-1200 ºF)

Zona de destilación (700 ºF)

Zona de desplazamiento (300-500 ºF)

Zona contaminada (T=Tyac)

POZO PRODUC

TOR

a) Zona de calcinaciónO zona periférica del área de drenaje total, donde han quedado depositado los mayores porcentajes de volúmenes residuales pesados y que en este proceso recibe la denominación de “material carbónico de encendido” después de la recuperación secundaria.La temperatura en esta zona es variable, mayor en lo límites de la periferia (exterior) y va disminuyendo gradualmente a medida que va avanzando hacia las zonas de combustión. Las temperaturas fluctuantes en esta zona después del encendido con 500 ºF son de 1200-1500 ºF; siendo menor con la zona de combustión.

b) Zona de combustiónEs la zona madre y la más importante del circulo de combustión; se encuentra ubicada en el núcleo mismo de la matriz de las arenas productotas; y es por tanto la zona de mayor espesor útil en relación a las otras zonas. En esta zona se origina un proceso de oxidación de las partículas que se depositaron después de la cracknización del combustible quemado en la zona de calnización.Al frente de combustión que se presenta en esta zona barre prácticamente a todo el contenido de petróleo residual en el yacimiento, por efecto de las presiones y temperaturas que se generan y que fluctúan entre 1000-1200 ºF:

c) Zona de destilaciónUbicada a partir del imite de la zona de combustión, donde se produce un proceso efectivo de fraccionamiento del petróleo que ha sido procesado a mayor temperatura en la zona de combustión, los volúmenes que escurren a través de esta zona después de la deposición de los productos más pesados fluye a través de los canales de flujo hasta la zona de expulsión o de desplazamiento para alcanzar los sectores más permeables del arca de influencia de los pozos productores que ya están definidas en el limite de la frontera de la zona de desplazamiento y la no contaminada. La temperatura de esta zona alcanza los 700 ºF

d) Zona de desplazamientoLa masa de petróleo que alcanza esta zona experimenta una franca disminución en sus propiedades de viscosidad y densidad debido al efecto de los cambios de severos temperatura desde 700 ºF en la anterior zona hasta los 300 ºF en esta, durante su recorrido desde la zona de destilación. En esta zona ya esta prácticamente definido el volumen de petróleo que se recuperará a través de cada uno de los pozos productores. La temperatura de esta zona fluctúan entre 300 y 500 ºF.

e) Zona no contaminadaEs la zona ubicada detrás de los baleos de formación o bocas de salida a los fondos de pozo, es denominado también “zona no perturbada” debido a que en esta zona actúan la temperatura y presión normales de formación y que son función del gradiente geotérmico, por lo que el petróleo que se produce finalmente no sufre variaciones sustanciales en cuanto a su densidad y gravedad API ; y que son similares a los que se obtenía por los procesos de recuperación secundaria.

En resumen, el proceso de recuperación térmica por combustión in situ, después de haber pasado por las 5 zonas de combustión es la siguiente:

Se inyecta aire caliente a elevada presión, el mismo que después de haber originado la ignición del petróleo provoca la disolución del crudo en el sector de calcinación, se regula la temperatura en la zona de combustión por cuyo efecto los fluidos cambian en sus propiedades físicas para pasar con mayor fluidez a la zona de destilación desde donde el petróleo empieza a fluir más libremente por los canales permeables a la zona no contaminada y de esta a los pozos productores. Para que este método alcance una eficiencia mayor al 90%, es necesario mantener durante todo e proceso las siguientes condiciones básicas:

a) Que el volumen de aire inyectado debe estar en relación al volumen de los espacios porales con contenido de reservas.

b) El volumen de aire inyectado debe estar calculado en relación al porcentaje de componentes pesados que será disuelto por combustión interna. Esta relación debe fluctuar de 902 a 95% (casi iguales)

c) La relación del volumen de aire inyectado vs. Volumen de petróleo recuperado, debe ser máximo, o sea 100% para tener una máxima eficiencia de recuperación térmica

2.2 Técnicas de aplicación de la combustión in situSon dos las técnicas que se utilizan en este método y que están definidas por el tiempo y grado de ignición que se origina a través de la inyección de aire, estos métodos son:

a) Ignición espontáneaSe presenta en yacimientos d elevada temperatura donde se origina un encendido espontáneo dentro de la formación al producirse contacto y rozamiento del aire con las partículas de petróleo impregnadas en las paredes porales. Por este proceso la ignición es casi inmediata en la zona de calcinación y su intensidad esta en función a la relación aire-petróleo (RAP) que es proporcional a la API del petróleo, es decir a mayor gravedad API mayor relación aire petróleo o viceversa.

b) Ignición artificialSe aplica en yacimientos que no tienen temperatura suficiente para provocar ignición espontánea; en este método se presenta un proceso inicial que luego es complementado con un calentamiento artificial de los reservorios usando calentadores termoeléctricos de potencia para originar temperaturas latentes y elevar la temperatura natural en las profundidades de inyección, para que sumado a la temperatura del aire en esos niveles se llegue a alcanzar la T suficiente en las zonas de calcinación, la combustión de las arenas hasta tener como resultado final lo que se denomina T de ignición, que llega a originar el encendido instantáneo del combustible natural iniciando el proceso térmico.La capacidad de los calentadores estar diseñados para volúmenes variables y temperaturas variables que pueden ser usadas de acuerdo al volumen final de tratamiento o de los reservorios, los calentadores van instalados en los puentes de las tuberías de inyección conectados a superficie a través de cables especiales de

potencia que van acopladas a los grupos electrógenos de generación de calor. Están constituidos de termómetros de resistencia que tienen uso temporal en el fondo de los pozos inyectores para medir la temperatura final del aire que es inyectado hacia las zonas de calcinación. Una vez obtenido este propósito los termómetros son retirados del fondo de pozo, el fenómeno de ignición cuando se alcanza el encendido inicial es instantáneo y tiene el siguiente proceso:

Inicio del encendido del combustible para originar la ignición inicial artificial a 500 ºF.

Oxidación de las partículas de carbono contenidas en las paredes de los espacios porales de la formación cuando la temperatura alcanza 1200 ºF.

Inicio del proceso de dilución en la zona de combustión cuando la temperatura fluctúa entre 700 y 1000 ºF.

Proceso de desplazamiento del petróleo diluido con concentración en la zona de desplazamiento con una temperatura fluctuante de 300 a 500 ºF.

Flujo de petróleo a través de los pozos productores.

2.3 Rangos de recuperaciónLos rangos de producción de reservas remanentes por combustión in situ después de la recuperación secundaria son mayores en relación a los otros métodos de recuperación terciaria y estas pueden alcanzar entre un 80 y 90% de las reservas remanentes. Para generar este proceso del 10 al 15% del contenido de petróleo como reserva se consume en el proceso de combustión y parte queda definitivamente atrapado en el yacimiento de acuerdo a los valores de la EAB que se obtenga en el proceso. Los porcentajes de recuperación están también en función al tipo de yacimiento y la eficiencia de aplicación del método diseñado de acuerdo a la naturaleza de los anticlinales, por tanto es necesario estudiar en forma de tallada las características de esos yacimientos para obtener los mejores rendimientos que están en relación a los volúmenes de invasión que absorben estos procesos.Para obtener los máximos porcentajes de recuperación, las siguientes condiciones mínimas deben tener los yacimientos de aplicación:

Profundidad de las arenas productoras mayores o iguales a 1500 mts. Espesor promedio ponderado de las arenas productoras mayores a 10 m y

menores a 20 m. Permeabilidades relativas del petróleo de yacimientos mayores a 10 md. Porosidad actual del 10%. Extensión mínima de los yacimientos de aplicación de 10 acres. Gravedad API de petróleo menor a 35. Viscosidad mínima 500 cp. A 60 ºF y 14.7 PSI.

De acuerdo con estos parámetros mínimos de aplicación se establece que el método de recuperación térmica por combustión in situ es mas recomendable en yacimientos espesos (mayores a 10m.) y crudos pesados. No es recomendable su aplicación en yacimientos lenticulares productores de crudos livianos.

2.4 Equipos e instalaciones utilizadas para el método de combustión in situComo parte de la instalaciones requeridas se contempla la selección de los pozos inyectores y su equipamiento para este efecto puede usarse los pozos anteriormente productores, totalmente agotados y que quedan ubicados en la periferia de los anticlinales después del redimensionamiento del yacimiento, o en su caso será necesario perforar pozos adicionales de inyección, que generalmente son ubicados en áreas de mayor influencia de acuerdo a los modelos de arreglos de pozos, para obtener eficiencias de áreas barridas máximas con rendimientos altos. Los pozos inyectores de aire tiene el siguiente equipamiento básico:

Líneas de conducción de aire caliente o fluido térmico de temperatura controlada.

Cabezas de inyección de aire caliente con sus instrumentos de control: temperatura, caudal y presión.

Tuberías de inyección o cañerías de inyección equipadas con calentadores de fondo y boquillas de inyección, los calentadores sirven para mantener la temperatura del aire inyectado.

Termocuplas en los sistemas de inyección. Válvulas de control de flujo en todo el sistema de conducción artificial.

Equipos superficiales, están constituidos por:

Grupos electrógenos. Baterías de compresores de aire cuya capacidad esta en función de los

volúmenes requeridos para inundar todo el espacio poral vacío que ha quedado después de la recuperación secundaria. La inyección se efectúa con presiones y caudales calculados para no desmoronar la estructura interna y para originar temperaturas adecuadas de ignición e iniciar la calcinación.

Inyectores superficiales de combustible que son equipos auxiliares que se usan en caso de que los yacimientos no posean volúmenes adecuados de componentes livianos en su interior para iniciar la combustión, para este efecto temporalmente son conectados a los inyectores de fondo de pozo.

Calentadores eléctricos de superficie que son usados en algunas zonas de temperaturas bajo cero donde se requiere precalentar el aire de inyección antes de que este llegue a las cabezas (en zonas frías).

Instalaciones de los pozos productores que son similares a los usados en recuperación primaria y secundaria.

3. ARREGLOS DE POZOS PARA COMBUSTIÓN IN SITUEl arreglo de pozos para este caso contempla la utilización de pozos inyectores que pueden ser perforados como nuevos o pozos readecuados de los existentes, como productores durante las anteriores etapas. En ambos casos estos pozos deben proporcionar un eficiente trabajo de inyección para obtener los siguientes resultados mínimos:

a) Un mejor control sobre el desplazamiento del petróleo del reservorios a través de un diseño eficiente de espaciamiento de pozos.

b) Prevenir perdidas de hidrocarburos en los liquidaos del área de explotación por fluencia desde las zonas periféricas a otras cuando se produce la calcinación y la disolución en la zona de calcinación.

c) Ubicar a los pozos inyectores en puntos equidistantes para racionalizar los efectos de la inyección de acuerdo de los pozos productores.

En recuperación térmica por combustión in situ todos los modelos de inyección están diseñados para inyectar fluido térmico al reservorio y obtener como resultado avances de desplazamiento denominados “tipo planar” por efecto de empuje ya sea en pozos de línea directa o escalonada. En los arreglos en línea directa, los pozos productores están directamente compensados por la capacidad de inyección de los pozos inyectores, y el avance planar máximo que se obtienen cuando los pozos inyectores quedan ubicados a distancias lo más cerca posible los unos de los otros para provocar una inundación simultanea y originar un proceso de calcinación masiva para iniciar la recuperación térmica. En los modelos en línea escalonada el. efecto planar es compensado con el efecto escalonar por la modificación de la líneas de inyección de los arreglos diagonales por lo que en este modelo se incrementa significativamente la eficiencia del encendido y la culminación del proceso de calcinación para ingresar más rápidamente al proceso de combustión y destilación.

Los modelos de pozos que más se usan en recuperación térmica son los siguientes:

a) Arreglo de 5 pozos invertidos

EAB >= 1

b) Arreglo de 7 pozos invertido

EAB >= 1

Para la combustión in situ los arreglos de 5 pozos invertido son los más recomendados principalmente en campos con espaciamiento de pozos irregulares para obtener con cada pozo inyector la inundación de una cuarta parte exacta del área de drenaje de cada pozo productor en las zonas de calcinación para tener como resultado un volumen de inyección equivalente a 2 pozos inyectores por cada pozo productor y obtener como resultado final una eficiencia de ignición igual a 1; es decir 100%.

4. EVALUACIÓN DE LOS YACIMIENTOS PARA APLICAR RECUPERACIÓN TERMICA

4.1 Selección del reservorioSe realiza en base al estudio global del reservorio tomando en consideración de que generalmente la recuperación térmica se aplica a reservorios homogéneos muy profundos, en este caso las arenas deben tener espesores medianos, es decir mayores a 10 md y menores a 20 md, porosidades altas y contener como mínimo reservas de 1300 (Bbl/acre-ft). Esta condición mínima para aplicar este método esta referida a las condiciones físicas del crudo, es decir estas deben tener densidades y viscosidades con tendencia a una rápida disminución cuando se aplique al temperatura desde que se inicia la calcinación hasta su escurrimiento a los pozos productores. Entre las características de los reservorios que son evaluados para diseñar los proyectos de recuperación térmica son los siguientes:

Geometría de los reservorios que es función de la determinación exacta de su longitud, ancho y la altura del reservorio.

Limites máximos definitivos de la extensión de los reservorios. Porosidad efectiva de las arenas, So, Sw, Sg actuales y la permeabilidad

absoluta actual. Gradiente actual de las arenas. Características físicas del crudo. RGP (luego de la recuperación secundaria ya no hay agua). Cálculo de reservas después de ka recuperación secundaria.

4.2 Cálculo de la factibilidad de la recuperación térmicaPara determinar la factibilidad es necesario realizar los siguientes estudios:

Simulación del comportamiento de los reservorios considerando la disponibilidad, ya sea de las fuentes de agua caliente para el método de inyección de fluidos calientes o plantas de abastecimiento de aire caliente para el método de combustión situ.

Cálculo de los volúmenes que sean desplazados con el proceso térmico. Para sete efecto debe calcularse también las perdidas de calor que se producirán en superficie y en le interior de los reservorios una vez iniciado el proceso de combustión.

De acuerdo a experiencias de aplicación se ha establecido que las pedidas de calor con el método de combustión en le proceso de recuperación afectan en algunos casos hasta en un 15 y 20% la factibilidad del proyecto.

Para la elaboración de los proyectos se efectúa los siguientes cálculos:

a) Cálculo de las reservas actuales de petróleo usando la siguiente ecuación:

Donde: Aa = área actual del reservorio (m2)h = Epp de la arenas productoras (m)Fr = factor de recuperación (%)o = factor volumétrico del petróleo (Bbl/STB)

b) Cálculo del volumen de la arenisca con contenido de petróleo usando:

..............................(1)

De acuerdo al método de combustión in situ, para calcular este volumen se asume arreglos de pozos invertidlos de formas romboidales.

Donde D es diagonal mayor entre el D pozo inyector y el productor en km,

d d es la diagonal menor en km.

Reemplazando en (1)

(Acres-ft)

c) Cálculo del volumen total de airee necesario para iniciar la combustión donde existen muchos métodos y ecuaciones recomendadas por diversos autores para determinar la cantidad de aire necesario para la combustión del petróleo en las zonas de calcinación, siendo la ecuación más usada aquella que considera la capacidad calorífica promedio de las arenas.

(MMft3 de aire)

Donde: Y1 = peso específico de la masa total de los granos de arena en el reservorio (lb/PC)

c = capacidad calorífica promedio de las arenas (BTU/lb-ºF) = porosidad promedio de las arenas (%)T2 = temperatura final de aplicación (ºF)

T1= temperatura inicial de aplicación (ºF)Y2 = volumen de O2 necesario para iniciar la combustión (MMC)kc = pérdida de calor en la zona de calcinación (BTU/STB)kd = pérdida de calor en la zona de desplazamiento

Para resolver esta ecuación el valor de c se calcula con la siguiente ecuación:

d) Cálculo de la velocidad de avance de frente de combustión, la velocidad de avance es uno de los parámetros físicos del que depende la eficiencia del proceso; desde la zona de calcinación hasta la zona de combustión y de esta a la zona de desplazamiento.

Como ejemplo se ha comprobado en base a algunas experiencias, de que en proyectos de recuperación térmica cuando el avance es muy lento se corre el riesgo de que todo el petróleo remanente se llegue a consumir con un mínimo porcentaje de recuperación; por el contrario si el avance es muy rápido, el frente de combustión no se va consumiendo uniformemente, y el flujo va dejando concentraciones importantes de petróleo en algunos sectores del yacimiento, disminuyendo los volúmenes finales de recuperación por lo que es necesario calcular exactamente los volúmenes y los tiempos de encendido en función a las eficiencias de recuperación planteadas.Para evitar estos efectos cuando se esta diseñando un proyecto es necesario calcular volúmenes adecuados de los volúmenes de aire para la inyección en base al volumen de combustible que ha sido detectado en la zona de calcinación. Este volumen esta en función al espacio poral de la arena en la zona de calcinación del reservorio.

e) Cálculo del tiempo mínimo de operación par iniciar y concluir la combustión , se define como el tiempo que dura la operación de calcinación y combustión en las zonas correspondientes y es función directa de las variaciones de la velocidad de avance y la distancia radial o diagonal del pozo inyector respecto a los pozos productores, se calcula con la ecuación:

t = distancia promedio (hr) velocidad normal de avance

Luego el volumen de aire necesario a ser inyectado por día para ,mantener una velocidad de avance uniforme, se calcula con la siguiente ecuación:

f) Cálculo de la cantidad de combustible que aporta el yacimiento para la combustión, es el volumen de petróleo residual contenido en el reservorio que se va a quemar por ignición para provocar la calcinación y al combustión; se calcula con la ecuación:

Donde: w = rendimiento del combustible (lb/100 Bbl arenisca) = porosidad actual (%)Geo = gravedad especifica del pet. residual (lb/ft3)

g) Cálculo de la potencia de los compresores de aire, la potencia necesaria para inyectar todo el volumen de aire requerido para originar el proceso térmico a una presión determinada está en función directa de la necesidad de calcinación y combustión de determinados porcentajes de petróleo residual contenidos en el reservorio y que son estimados antes de iniciar el proceso.

Se ha establecido experimentalmente que son necesarios 250 HP de potencia mínima de un compresor para inyectar 1000000 PC de aire por día:

250 HP = 1 MMPCD (aire)

Luego la potencia que se calcula para cada caso, es la siguiente: