REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS INYECCION DE CO2 DESPUES DE PROCESOS TERMICOS EN YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE GAS Autor: Belkis Hernandez Tutor: Jorge Barrentos Co-tutor: Adafel Rincón Maracaibo, noviembre de 2009 Belkis Hernández. Inyección de CO2 después Procesos Térmicos en Yacimientos de Crudos Pesados y Extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. (2009). Trabajo de Grado Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 167p. Tutor: Dr. Jorge Barrientos; Co-Tutor: Dr. Adafel Rincón. RESUMEN En la producción de hidrocarburos se considera que los métodos primarios de recuperación son aquellos donde se utiliza la energía natural del yacimiento, como lo son la expansión roca-fluido, el empuje por gas en solución, capa de gas, empuje hidráulico debido a la acción de un acuífero y cualquier combinación de ellos. Ahora bien, se consideraban como métodos secundarios a aquellos que utilizan la energía proveniente de la inyección de fluidos al yacimiento, más estrictamente gas, agua, o una combinación agua-gas. Pero con el uso de estos métodos el factor de recobro no alcanza valores muy altos y esto significa que hay más petróleo dejado en el subsuelo que el que se extrae a la superficie. Básicamente existen tres factores físicos que inciden en el pobre recobro de hidrocarburos cuando se utilizan métodos de recuperación convencionales, estos factores son alta viscosidad del petróleo, fuerzas interfaciales y heterogeneidad del yacimiento. En nuestro caso, Venezuela tiene los depósitos de crudos pesados y extrapesados más grandes del mundo, pero la recuperación primaria (factor de recobro) en estos crudos no supera el 10 %. Hasta el día de hoy algunos procesos han sido estudiados y aplicados en la recuperación mejorada de crudos pesados, tales como inyección agua caliente, inyección de vapor, bombeo electro sumergible, bombeo mecánico, entre otros. Se estima que en muchos yacimientos que serán explotados por inyección de vapor, ya sea inyección alternada o inyección continua, se podrá lograr un aumento estimado en el factor de recobro de un 30%, quedando aun la posibilidad de recuperar el petróleo remanente por algún otro método adicional, como la inyección de CO2, con el que se estima una recuperación aproximada de crudo remanente de un 60 %. Este método ha sido aplicado en otras partes del mundo, el cual ha demostrado ser muy poderoso y eficiente gracias a sus propiedades de solubilidad en el petróleo, reduciendo la viscosidad del petróleo y aumentando la movilidad. Palabras Clave: Crudos Pesados, inyección de vapor, inyección de CO2 E-mail del autor: [email protected] Belkis Hernández. CO2 Flooding after Termal Proceses in Heavy and Extra Heavy Oil Reservoirs of the Orinoco Oil Belt.(2009). Trabajo de Grado Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 167p. Tutor: Dr. Jorge Barrientos; Co-Tutor: Dr. Adafel Rincón. ABSTRACT In the hydrocarbons recovery the primary drive mechanisms are those where the natural energy of the reservoir is used, they are rock – fluid expansion, solution gas drive, gas cap drive, water drive, gravity segregation drive and any combination of them. The secondary methods are those that use the energy provenient from the injection of fluids into the reservoir, i.e.: gas, water, or combination water - gas. But even with the use of these methods the recovery factor does not reach very high values, meaning that there is oil remaining in the reservoir that may be extracted by other methods. Basically there are three physical factors that cause poor recovery of hydrocarbons when conventional methods are used, these factors are high oil viscosity, interfacial forces and reservoir heterogeneity. Heavy and extra heavy oils are difficult to produce due to the low API gravity, which correspond with high viscosities, which decrease the fluid flow capacity., and it have high specific gravity, because of its high viscosity, a common practice is the use of thermal recovery methods, where by effects of temperature there are changes in the viscosity. The “Orinoco Petroleum Belt” is the largest hydrocarbon accumulation in Venezuela with OOPI in order of 1,3 * 1012 bls with a primary recovery factor ranging between 3% and 10%, so it is important the application of technology and thermal/No thermal methods to increase the recovery of such accumulations of hydrocarbons. PDVSA is working on the reserves certification of the Venezuela’s Orinoco Belt to position Venezuela as the major country with heavy and extra heavy oil accumulation of the world. For this reason arise the commitment to apply and develop new technologies that allow taking advantage of the whole oil potential that there is stored, and in the same way to provide technical foundations that allow executing economic analyses with a view to new business. Until now some processes have been studied and applied to improve the recovery factor, most of them are thermal processes because of the high viscosity. Is estimated that in many reservoirs that will be exploited by continuous steam injection, it will be possible to achieve an estimated recovery factor of 30 %, staying even the possibility of recovering the remaining oil for some another additional method as CO2 flooding. With this method will be an additional recovery of remaining crude oil of 60 %. This method has been applied in other parts of the world, where has proved to be very powerful and efficient, thanks to its properties of solubility in the oil. Key words: Heavy Oils, Steam Injection, CO2 flooding Author’s E-mail: [email protected] 4 DEDICATORIA A Dios por haberme guiado y dado la sabiduría de seguir el mejor camino hacia el logro A mis padres y a mi esposo, quienes creyeron y creen en mí y fueron un apoyo incondicional en la realización de esta maestría. Al Sr Claudio de la Cerda por darme esta oportunidad. A todos ellos muchas gracias. AGRADECIMIENTOS A mis padres y a mi esposo ante todo por darme todo el apoyo y creer en mi A Schlumberger de Venezuela S.A., por haberme permitido realizar este proyecto para optar. En especial agradecimiento al Sr. Claudio de la Cerda y a Faja Regional Techonolgy Center por la confianza en mi depositada y por las enseñanzas impartidas durante el desarrollo de mi trabajo. Al Sr Jorge López de Cárdenas por darle continuidad a este voto de confianza. A los profesores Adafel Rincón y Rafael D’Elia por sus sabios concejos y motivación, sin ustedes no lo hubiese logrado, muchísimas gracias. A todos los compañeros del FRTC por brindarme su apoyo y colaboración para poder lograra este objetivo: Edgar, Raúl, Rosa, Karin, José, Adrián, Jorge, Ángel y a Yhoxanette muchas gracias por todo el apoyo. A los compañeros del segmento SIS en Puerto la Cruz, por proporcionarme las herramientas para poder realizar este estudio. Al profesor Jorge Barrientos quien siempre estuvo en todo momento para aclarar dudas e inquietudes y a los profesores del postgrado de Ingeniería de Gas de la universidad del Zulia por su apoyo y colaboración para la presentación de este trabajo. 6 ÍNDICE GENERAL Página RESUMEN ................................................................................................3 ABSTRACT ................................................................................................44 DEDICATORIA 5 ………………………………………………………………5 6 AGRADECIMIENTOS ………………………………………………………………66 ÍNDICE GENERAL ………………………………………………………………7 11 ÍNDICE DE TABLAS ………………………………………………………………11 ÍNDICE DE FIGURAS ………………………………………………………………12 15 NOMENCLATURAS Y SIMBOLOS………………………………………………15 CAPITULO I. MARCO REFERENCIAL………………………………………..16 1.1 Planteamiento del problema………………………………………………. 16 1.2 Justificación de la investigación…………………………………………….17 1.3 Objetivo general de la investigación………………………………………. 18 1.4 Objetivos específicos de la investigación…………………………………..18 1.5 Alcance……………………………………………………………………..18 1.6 Delimitación…………………………………………………………………19 CAPITULO II. FUNDAMENTOS TEORICOS…………………………………..20 2.1 Crudos pesados……………………………………………………………..20 2.2 Crudos pesados en Venezuela…………………………………………….. 21 2.3 Métodos de recuperación mejorada ………………………………………. 25 2.4 Métodos de recuperación térmica…………………………………………. 28 2.4.1 2.5 Procesos de recuperación térmica………………………………. 31 Inyección continúa de vapor (ICV)……………………………………… 37 2.5.1 Mecanismos de inyección continúa de vapor………………………37 2.5.2 Parámetros de selección para aplicar inyección continua de vapor 40 2.5.3 Consideraciones para el diseño de un proceso de inyección continua 43 de vapor……………………………………………………………………………….. 2.6 Propiedades térmicas de los fluidos y rocas………………………………. 49 2.7 Métodos de recuperación mejorada (no térmicos)………………………….. 59 Página 2.7.1 Métodos químicos…………………………………………………… 59 2.7.2 Inyección de gases…………………………………………………61 2.7.3 Inyección de gases de hidrocarburos………………………………62 2.8 Propiedades del dióxido de carbono (CO2) puro………………………… 65 2.9 El dióxido de carbono como fluido de desplazamiento…………………… 71 2.10 Arreglos de pozos…………………………………………………………..73 2.10.1 Tipos de arreglos de pozos………………………………………….. 74 2.11 Simulación de yacimientos…………………………………………………75 2.11.1 Tipos de simuladores numéricos…………………………………..76 2.11.2 Ecuaciones utilizadas en la simulación de yacimientos…………..77 2.11.3 Mallados…………………………………………………………..80 CAPITULO III. MARCO METODOLOGICO.………………………………... 85 3.1 Tipo de investigación………………………………………………………85 3.2 Población y muestra………………………………………………………..86 3.3 Instrumentos y técnicas…………………………………………………….86 3.4 Recursos……………………………………………………………………87 3.5 Documentación bibliográfica……………………………………………….87 3.6 Selección del área de estudio……………………………………………… 88 3.7 Selección del fluido…………………………………………………………89 3.8 Ajuste de la ecuación de estado…………………………………………….89 3.9 Definición del modelo de yacimiento……………………………………..95 3.9.1 Características de la malla…………………………………………. 95 3.9.2 Propiedades de la roca………………………………………………97 3.9.3 Propiedades de las rocas adyacentes………………………………..97 3.9.4 Propiedades de los fluidos…………………………………………. 98 3.9.5 Presiones…………………………………………………………… 104 3.10 Definición de las propiedades de inyección………………………………..105 3.10.1 Presión de inyección de vapor…………………………………….. 105 3.10.2 Calidad del vapor en la cara de la arena…………………………….105 3.10.3 Tasa de inyección…………………………………………………..106 8 Página 3.11 Estudio de la inyección continua de vapor con pozos horizontales…….. 107 3.11.1 Arreglo de pozos …………………………………………………..107 3.11.2 Parámetros utilizados para el análisis del proceso …………………109 3.12 Cantidad de CO2 producida a partir del proceso de combustión de la planta 111 de generación de vapor……………………………………………………….. 3.12.1 Capacidad de la planta generadora de vapor……………………….111 3.12.2 Proceso de combustión…………………………………………….113 3.13 Regulaciones ambientales internacionales sobre las emisiones de CO2 115 3.13.1 Protocolo de Kyoto…………………………………………………116 3.13.2 Papel de Venezuela en el control de las emisiones de CO2………..117 3.14 Premisas establecidas en la aplicación de cambio de método de recuperación………………………………………………………………………… 120 3.15 Estudio de la Inyección de CO2 en pozos horizontales después de un proceso 121 de Inyección Continua de Vapor ………………………………………….. 3.16 Determinación de la miscibilidad del CO2 a partir de las condiciones finales 122 del proceso de inyección de vapor…………………………………………… 3.17 Definición de las propiedades de inyección de CO2……………………… 123 3.17.1 Presión inicial de inyección del CO2……………………………… 123 3.17.2 Condiciones del CO2 a la salida de la planta de compresión………123 3.17.3 Tasa de inyección del CO2………………………………………….123 3.18 Sensibilidad de los parámetros…………………………………………… 124 3.19 Análisis de efectividad del proceso…………………………………………125 3.20 Descripción de las herramientas utilizadas……………………………… 125 CAPITULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS…………………………………127 4.1 Ajuste de la Ecuación de Estado del Fluido……………………………….127 4.2 Creación del modelo homogéneo…………………………………………..134 4.3 Simulación dinámica………………………………………………………136 4.3.1 Desplazamientos y saturaciones de los fluidos durante el periodo de 137 inyección de vapor…………………………………………………………………… 4.3.2 Mecanismos…………………………………………………………141 4.3.3 Relación Vapor Petróleo (SOR)…………………………………….145 Página 4.4 Análisis de efectividad del proceso de inyección de vapor…………….. 146 4.5 Proceso de inyección de CO2 ……………………………………………………………..147 4.5.1 Sensibilidades en el proceso de inyección de CO2…………………… 152 CONCLUSIONES…………...……………………………………………………164 RECOMENDACIONES…………..………………………………………………165 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………….166 10 ÍNDICE DE TABLAS Tabla Página 1 Clasificación de los crudos pesados……………………………………….. 20 2 Diferentes procesos de recuperación de petróleo…………………………..27 3 Criterios para la selección de la inyección continúa de vapor…………….. 42 4 Clasificación de los crudos pesados y extrapesados………………………. 50 5 Propiedades térmicas de las rocas secas……………………………………..58 6 Propiedades térmicas de las rocas con agua……………………………….. 58 7 92 Propiedades de los seudocomponentes del fluido…………………………… 8 Permeabilidad relativa al agua…………………………………………….. 99 9 Permeabilidad relativa del gas………………………………………………100 10 102 Viscosidad del gas vs. temperatura………………………………………….. 11 Viscosidad de la mezcla vs. temperatura……………………………………103 12 Composición del fluido al final del proceso de inyección de vapor………. 121 13 Condiciones del yacimiento durante la inyección de vapor……………….. 136 14 Composición de la mezcla al final de la inyección de vapor……………….147 15 Condiciones del fluido al inyectar CO2 a 600 lpc…………………………… 153 16 154 Condiciones del fluido al inyectar CO2 a 800 lpc…………………………… 17 155 Condiciones del fluido al inyectar CO2 a 1000 lpc…………………………. INDICE DE FIGURAS Figura Página 1 Faja Petrolífera del Orinoco……………………………………………… 17 2 Proceso de combustión in situ…………………………………………… 33 3 Proceso de inyección cíclica de vapor…………………………………… 35 4 Respuestas típicas en un proceso de Inyección Cíclica de vapor……….. 36 5 Proceso de inyección continua de vapor………………………………… 38 6 Propiedades termodinámicas del agua…………………………………… 45 7 Perdidas de calor en un proceso de ICV………………………………… 47 8 Calor total………………………………………………………………… 53 9 10 Efecto de los polímeros en las curvas de permeabilidad relativa y flujo 59 fraccional…………………………………………………………………. Grafico de compresibilidad del gas………………………………………. 65 11 Factor de compresibilidad del CO2……………………………………… 66 12 Viscosidad del CO2 en función de la presión……………………………. 68 13 Viscosidad de algunos gases comunes a presión atmosférica……………. 69 14 Entalpía del CO2 a partir de correlaciones y propiedades termodinámicas.70 15 Esquema de diferentes procesos de inyección de CO2………………….. 72 16 Arreglo de pozos regulares………………………………………………. 74 17 Arreglo de pozos irregulares…………………………………………….. 74 18 Representación del flujo de masa……………………………………….. 78 19 Representación del flujo de energía…………………………………….. 79 20 Malla block centered……………………………………………………. 80 21 Malla corner point………………………………………………………. 81 22 81 Malla en coordenadas cilíndricas…………………………………………… 23 Malla pebi…………………………………………………………………..82 24 84 Tipos de mallas pebi………………………………………………………… 25 Ubicación del área de estudio………………………………………………88 26 Etapas del ajuste de la ecuación de estado…………………………………90 27 Envolvente de fases……………………………………………………….. 92 12 Figura Página 28 Curvas de valores K para un sistema multicomponente……………………93 29 Malla cartesiana……………………………………………………………96 30 Curvas de permeabilidad relativa al agua………………………………….100 31 Curvas de permeabilidad relativa al gas…………………………………….101 32 102 Comportamiento de viscosidad del gas vs. temperatura…………………….. 33 Comportamiento de la mezcla vs. temperatura…………………………….104 34 Modelo de inyección con 4 pozos productores y un pozo inyector central...107 . 35 Esquema masivo de arreglos de 5 pozos………………………………….. 108 36 Esquema típico de una planta de generación de vapor……………………..112 37 117 Emisiones de CO2 provenientes de la industria energética…………………. 38 Emisiones de CO2 en países de Latinoamérica…………………………….118 39 119 Métodos para almacenar CO2 en formaciones geológicas subterráneas……. 40 128 Caracterización de los seudocomponentes de la mezcla…………………… 41 129 Envolvente de fase de la composición inicial de la mezcla…………………. 42 Ajuste de la densidad de liquido del fluido…………………………………130 43 Ajuste del factor volumétrico del petróleo………………………………... 131 . 44 131 Ajuste de la RGP en solución………………………………………………... 45 132 Ajuste de la viscosidad del liquido por presión……………………………… 46 133 Ajuste de la viscosidad del gas por presión………………………………….. 47 134 Malla homogénea……………………………………………………………. 48 Arreglo de pozos……………………………………………………………135 49 Sección transversal del modelo con pozos…………………………………135 50 Saturación inicial de gas……………………………………………………137 51 138 Saturación final de gas………………………………………………………. 52 139 Saturación inicial de agua…………………………………………………… 53 Saturación final de agua……………………………………………………139 54 Saturación inicial de petróleo………………………………………………140 55 141 Saturación final de petróleo………………………………………………….. 56 Temperatura inicial durante la inyección de vapor…………………………142 57 143 Temperatura final durante la inyección de vapor……………………………. Figura Página 58 Viscosidad inicial durante la inyección de vapor……………………………. 144 59 Viscosidad final durante la inyección de vapor……………………………... 144 60 Relación vapor petróleo durante el periodo de inyección de vapor………… 145 61 Factor de recobro de producción en frío e inyección de vapor……………… 146 62 Envolvente de fase al final del periodo de inyección de vapor……………… 148 63 Presión mínima de miscibilidad……………………………………………... 149 64 Envolvente a diferentes concentraciones de CO2…………………………… 150 65 Diagrama Presión- entalpía……………………………………………… 151 66 Factor de recobro con inyección de CO2 a presión de inyección de 600 lpc. 152 67 Factor de recobro con inyección de CO2 a presión de inyección de 800 lpc. 153 68 Factor de recobro con inyección de CO2 a presión de inyección de 1000lpc 154 69 Efecto de la presión y temperatura en los mecanismos de desplazamiento del CO2……………………………………………………………………… 156 70 Saturación de petróleo al final del proceso de inyección de CO2…………… 157 71 Saturación de gas al final del proceso de inyección de CO2……………… 158 72 Saturación de agua al final del proceso de inyección de CO2……………… 159 73 Temperatura al final del proceso de inyección de CO2……………………... 160 74 Viscosidad al final del proceso de inyección de CO2………………………. 161 Comparación envolvente de fases al final de ICV y al final de inyección de 75 CO2……………………………………………………………………………... 162 Incremento de producción con inyección de CO2 sobre el petróleo 76 remanente……………………………………………………………………….. 162 14 NOMENCLATURA Y SIMBOLOS • µ : viscosidad • bead: Barriles equivalentes de agua por día • Bls: Barriles • dx: Dimensionamiento en la dirección x (pies) • dy: Dimensionamiento en la dirección y (pies) • dz: Dimensionamiento en la dirección z (pies) • f: fase • f(t): Función transitoria de calor • Fr: Factor de recobro (fracción) • hc: Coeficiente de transferencia de calor por convección natural • hr: Coeficiente de transferencia de calor por radiación • ICV: Inyección Continua de Vapor • ICVH: Inyección Continua de Vapor con pozos horizontales • K: permeabilidad absoluta • Kh: Permeabilidad horizontal • Kv: Permeabilidad vertical • Krf : Permeabilidad relativa de la fase • mD: milidarcy • Pyac: Presión de yacimiento • PGV: Petróleo utilizado para generar vapor • PNV: Petróleo Neto para la venta • SOR: Steam Oil Ratio Instantáneo • SPE: Society of Petroleum Engineers • t: Tiempo • Tco: Temperatura externa del revestidor • Tyac: Temperatura de yacimiento • UNITAR: United Nations Institute for Training Research • Uto: Coeficiente de transferencia de calor total 15 CAPITULO I MARCO REFERENCIAL 1.1. Planteamiento del problema En nuestro caso, Venezuela tiene los depósitos de crudos pesados y extrapesados más grandes del mundo, pero la recuperación primaria (factor de recobro) en estos crudos no supera el 10 %. Hasta el día de hoy algunos procesos han sido estudiados y aplicados en la recuperación mejorada de crudo pesado, tales como inyección agua caliente, inyección de vapor, bombeo electro sumergible, bombeo mecánico, entre otros. Se estima que en muchos yacimientos que serán explotados por inyección de vapor, ya sea inyección alternada o inyección continua, se podrá lograr un aumento estimado en el factor de recobro entre 30 y 50 %, quedando aun la posibilidad de recuperar el petróleo remanente por algún otro método adicional, como la inyección de CO2, con el que se estima una recuperación aproximada de crudo remanente de un 60 %. Este método ha sido aplicado en otras partes del mundo, el cual ha demostrado ser muy poderoso y eficiente gracias a sus propiedades de solubilidad en el petróleo, reduciendo la viscosidad del petróleo y aumentando la movilidad. 16 Figura 1. Faja Petrolífera del Orinoco 1.2. Justificación de la investigación Este proyecto será representativo de crudos pesados y extrapesados que pertenecen a “La Faja Petrolífera del Orinoco” en el Oriente Venezuela. En el mismo se plantea la inyección de CO2 como un método de recuperación terciario, con la finalidad de recuperar las reservas remanentes que se quedan en el yacimiento después de un proceso térmico (Inyección continua de vapor), y dadas las condiciones de nuestra matriz de crudo pesado se espera un resultado favorable posterior a los estudios de simulación. 17 1.3. Objetivo general de la investigación Estudiar la Respuesta de recuperación de un yacimiento de crudos pesados posterior a la inyección de vapor, y ver el efecto de la inyección de CO2 a diferentes etapas de agotamiento del vapor y a diferentes temperaturas. 1.4. • Objetivos específicos de la investigación Identificar las diferentes etapas posteriores a la inyección de vapor y más adecuadas al proceso de inyección de CO2. • Comparar los resultados del modelo de simulación de yacimientos creado con un modelo térmico. • Determinar las posibles cantidades de CO2 disponibles para inyección al tener implantadas en forma masiva las plantas generadoras de vapor. • Determinar el aprovechamiento de CO2, que de ser lanzado a la atmósfera causa graves danos ambientales, y que puede ser utilizado de manera muy efectiva en la recuperación de crudos (secuestro de CO2). 1.5. Alcance La investigación persiguió la realización de un modelo de simulación numérica de un yacimiento representativo de la Faja del Orinoco en donde se aplico inyección continua de vapor y posteriormente inyección de CO2 en un arreglo de 4 pozos productores horizontales realizando sensibilidades que permitieron encontrar los parámetros adecuados de inyección de CO2 posterior al proceso térmico inicial para conocer el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y como puede influir en el factor de recobro. 18 1.6. Delimitación El estudio se realizo dentro de las instalaciones de FAJA Regional Technology Center de la empresa Schlumberger de Venezuela S.A. en la ciudad de Puerto La Cruz - Estado Anzoátegui, Venezuela. La investigación estuvo limitada a la creación de modelos de simulación numérica de un proceso de inyección continua de vapor y posteriormente inyección de CO2, así como su posterior análisis mediante la realización de diversas sensibilidades en los mismos. Para la documentación del tema, se contó con trabajos de grado relacionados al tema, artículos publicados, entre otros; contando siempre con la ayuda técnica de los profesores de la Universidad del Zulia y asesores industriales de la empresa Schlumberger de Venezuela S.A. 19 CAPITULO II FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1. Crudos pesados El crudo pesado es aquel en el que predominan los componentes de hidrocarburo de mayor peso molecular, que suelen denominarse C7+, es decir del heptano en adelante, lo que determina que tenga mayor viscosidad y densidad que los petróleos livianos. En la Tabla 1 se muestra la clasificación elaborada en 1.982 por UNITAR durante una conferencia en Venezuela. Clasificación Viscosidad Cp a Ty Densidad a 15 °C Gravedad API Kg=m3 Crudo pesado 100-10.000 943-1.000 Bitumen ≥ 10.000 ≥ 1.000 20-10 ≤ 10 Tabla 1. Clasificación de los crudos pesados y extrapesados Los crudos pesados poseen generalmente 3% en peso de azufre, 10-30% de asfaltenos, y hasta 2.000 ppm de vanadio. Los crudos venezolanos normalmente tienen gas en solución en cantidades de alrededor de 20-60 pcn/bl. La mayoría de las acumulaciones de petróleo pesado son relativamente someras de 3.000 pies o menos; con altas permeabilidades, de uno a varios darcies; altas porosidades, alrededor del 30%; arenas poco consolidadas; y altos valores de saturación de petróleo, que varían entre 50-80%, la explotación de este crudo se ha llevado a cabo desde los mismos inicios de la explotación petrolera mediante procesos térmicos, químicos, o de otro tipo. Sin embargo, a pesar de que las acumulaciones de crudo pesado y extrapesado en el mundo se estiman en mas de 10 billones de barriles, su baja gravedad API y 20 altas viscosidades dificultan su producción, y por ende su costo de extracción, por lo que por mucho tiempo no se les dio la importancia debida. En la actualidad, debido al continuo aumento de las demandas de crudo, se ha mostrado gran interés en desarrollar métodos de recuperación que pudiesen ser aplicables a crudos pesados. 2.2. Crudos pesados en Venezuela Venezuela cuanta con uno de los campos de hidrocarburos mas grandes del mundo, la Faja Petrolífera del Orinoco, con una estimación de hidrocarburos no convencionales de 1200 millardos de barriles, compuestos principalmente por crudos pesados, extrapesados y bitumen natural (según la clasificación adoptada por los congresos mundiales de petróleo y el instituto para el entrenamiento y la investigación de las naciones unidas, Unitar). Se estima que las reservas que se pueden obtener de la Faja del Orinoco estarían entre los 260-300 millardos de barriles, lo cual convierte a Venezuela en el país con mayor potencial de producción de este tipo de hidrocarburos. Para dar una idea de la potencialidad de la Faja del Orinoco, basta decir que con 260 millardos de barriles se podrían producir 3 millones de barriles por día por más de 230 años, lo cual se estima sea un periodo mayor que la vida útil del petróleo, según pronostican diversos planificadores y expertos en materia energética. Esta riqueza potencial en subsuelo de la faja del Orinoco solo servirá para potenciar el desarrollo económico social y humano del país mediante un desarrollo oportuno y sostenido, eficiente y armónico de su producción. Es importante destacar que la explotación racional de estos recursos requiere la aplicación de las tecnologías mas avanzadas en materia de perforación de pozos, producción y mejoramiento de crudos, que combine la investigación tecnológica con la aplicación en el campo de los nuevos desarrollos que resulten de dicha investigación. De igual manera se puede decir que la materialización de las reservas contingentes requiere de una explotación sostenida en el tiempo, de las mejores tecnologías disponibles y de nuevas tecnologías aún por desarrollar, ya que aun a los precios 21 actuales del petróleo es difícil visualizar hoy en día que se pueda recuperar económicamente todo el potencial de la Faja. Para resaltar este punto se puede decir que usando el mismo crudo de la Faja para general vapor y asignando al mismo su valor comercial actual e incluyendo plantas de limpiezas de gases de combustión, el costo para generar una tonelada de vapor sería superior a los 60 dólares, lo cual significa que la inyección continua de vapor pudiera no ser rentable en toda la extensión de la Faja. En todo caso, solo la explotación masiva y sostenida de la Faja podrá indicar la verdadera magnitud de reservas. Hasta la fecha la ejecución de los proyectos de producción, mejoramiento y el proyecto de Orimulsión, hoy cerrado por cambio de estrategia, han demostrado sin lugar a dudas que la explotación de la faja es altamente rentable. Adicionalmente se han probado diversas tecnologías de explotación y mejoramiento que permitirán una optimización de los futuros proyectos y una explotación más económica al utilizar parte de la infraestructura ya desarrollada en esta etapa inicial. Ante la aparición de nuevos productos y tecnologías para el sector transporte y para el sector eléctrico y ante la enorme presión ambiental, surge la interrogante ¿Cual es el futuro de la Faja del Orinoco? De que manera la Faja puede contribuir al desarrollo armónico y humano de Venezuela y de la región donde está ubicada la faja en particular. La faja petrolífera del Orinoco, tiene aproximadamente 700 Kilómetros de largo y abarca desde Tucupita, (Delta Amacuro) hasta el estado Guárico, atravesando Monagas y Anzoátegui. Su ancho varía entre 35 y 100 Kilómetros y su área total es de unos 54.000 Kilómetros cuadrados. Geológicamente es la parte sur de la cuenca de Maturín o de Oriente, y geográficamente se le ha dado el nombre de Faja del Orinoco porque casi todo su límite sur corre a lo largo del río con el mismo nombre. La delineación de su parte norte se está llevando a cabo desde mediados de los años 30 cuando se perforo el pozo canoa 1, a medida que se exploraba la cuenca de Maturín. El área de Machete, debido a sus características geológicas no fue explorada inicialmente con tanta profundidad, en cambio los otros tres sectores fueron 22 sometidos a una intensa evaluación mediante proyectos pilotos en Zuata, Hamaca y Jobo. Posteriormente se amplió la explotación, principalmente en el área de Bare en Hamaca, y se formaron las asociaciones estratégicas que dieron origen a los proyectos de Petrozuata, operadora Cerro negro, Sincor, Ameriven y Sinovensa. Los cuatro sectores en que fue originalmente dividida la faja (Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro) han sido renombrados como Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, respectivamente. Igualmente las cuatro asociaciones estratégicas iniciales para el desarrollo de la Faja vía mejoramiento anteriormente indicadas, han sido renombradas como Petroanzoátegui, Petropiar, Petrocedeño y Petromonagas respectivamente. El factor de recobro estimado inicialmente para estos crudos estaba en el orden de 4-5 %. No había historia de Producción ni conocimiento especial del comportamiento de estos crudos y arenas. Con el fin de afinar el factor de recobro y de entender mejor el comportamiento de las arenas y crudos de la Faja, se diseñaron los tres proyectos pilotos mencionados. Jobo fue llevado a cabo por la empresa Lagoven con el fin de evaluar el comportamiento de la inyección continua de vapor, mientras que Hamaca y Zuata fueron concebidos para verificar si el comportamiento de estas arenas iba a ser similar al de la costa Bolívar, incluyendo los fenómenos de la compactación y la subsidencia. Estos últimos proyectos fueron diseñados de modo que el agotamiento fuera rápido, a fin de evaluar mediante pozos observadores, si se producía la subsidencia. Los pozos fueron sometidos a la inyección cíclica de vapor y se esperaba el 4-5 % de recobro estimado se obtuviera en unos 5 o 6 años. Los pozos observadores se completaron con balas radioactivas que medirían con precisión cualquier hundimiento de las formaciones rocosas y todo indicaba que a la vuelta del tiempo estipulado se conocerían los resultados. Sin embargo, el comportamiento esperado no se dio y los pozos siguieron produciendo a tasas importantes, incluso hasta el día de hoy, después de varios ciclos de inyección y sin medirse ningún hundimiento apreciable de la superficie. 23 Este comportamiento inesperado llevó a realizar estudios más completos que revelaron dos cosas importantes: una, que la movilidad de estos crudos es mucho mayor a la esperada, principalmente a causa de la altísima permeabilidad de las arenas (decenas de darcies) y otra, que el crudo tiene un comportamiento llamado “espumante” que produce un entrampamiento del gas a presiones por debajo de la presión de saturación y. Ambos factores juntos han hecho reevaluar el factor de recobro, que tras estas evidencias y el meticuloso trabajo de laboratorio, ha sido reestimado en torno al 10-12% para un agotamiento natural. En consecuencia, la exploración exhaustiva y las pruebas de producción y de laboratorio, llevan a estimar el Petróleo Original en Sitio (POES) de la Faja en alrededor del billón de barriles (10 12 barriles) y las reservas primarias superiores a 100.000 millones de barriles. Actualmente, se realiza un proceso de cuantificación y certificación de cuatro áreas con 27 sub-bloques de la Faja, el cual al finalizar permitirá establecer con mayor precisión las reservas existentes. Estas reservas, sin embargo, son de crudos pesados y extrapesados, cuyos volúmenes en los años 80-90 no era sencillo colocar en los mercados. Ante estas dificultades, Intevep, filial de PDVSA, responsable de desarrollar tecnologías que faciliten la explotación y procesamiento de los hidrocarburos en el país realizo investigaciones que dieron como resultado la Orimulsión, la cual en una forma adicional de disponer de estas grandes reservas de hidrocarburos. En efecto, tal y como se ha mencionado anteriormente, PDVSA, junto con otras compañías petroleras extranjeras, según cifras oficiales 15 empresas provenientes de 18 diferentes países están en proceso de cuantificar y certificar las reservas de la Faja, partiendo del hecho altamente probable de que se aplicarán tecnologías de recuperación mejorada, factibles en las condiciones de estos crudos y yacimientos. Las potencialidades son, por tanto, claramente más altas de las previstas originalmente y pudiera serlo aun más si los precios del petróleo siguen su escalada alcista y la demanda mundial de energía su marcha indetenible. Los altos precios del petróleo, la eficacia de las nuevas tecnologías y el incremento de la demanda de mayores volúmenes de crudo, hace imperativo pensar en métodos 24 o procesos que lleven a aumentar el escaso 10-12 % de factor de recobro primario de estos yacimientos. Es por ello que, al proyectar el uso de tecnologías probadas o en un punto avanzado de experimentación, aunado a los ventajosos precios del petróleo, sea posible pensar que el factor de recobro pueda ser estimado nuevamente en alrededor de 20% o quizás un valor mayor. 2.3. Métodos de recuperación mejorada En la producción de hidrocarburos se considera que los métodos primarios de recuperación son aquellos donde se utiliza la energía natural del yacimiento, como lo son la expansión roca – fluido, el empuje por gas en solución, empuje por capa de gas, empuje hidráulico debido a la acción de un acuífero y cualquier combinación de ellos. Ahora bien, se consideraba como métodos secundarios aquellos que utilizan la energía proveniente de la inyección de fluidos al yacimiento, más estrictamente gas, agua, o una combinación agua-gas. Pero con el uso de estos métodos el factor de recobro no alcanza valores muy altos y esto significa que hay más petróleo dejado en el subsuelo que el extraído a la superficie. Básicamente existen tres factores físicos que inciden en el pobre recobro de hidrocarburos cuando se utilizan métodos de recuperación convencionales, estos factores son alta viscosidad del petróleo, fuerzas interfaciales y la heterogeneidad del yacimiento. Este hecho se evidencia en cualquier tipo de yacimientos, pero el panorama es peor aun en el caso de yacimientos de crudos pesados, extra pesados y bitúmenes, en los cuales es poco factible el recobro de reservas por los métodos primarios o secundarios, de allí la importancia de los métodos de recuperación mejorada (EOR), los cuales se han fijado como meta el recobro de las reservas dejado por los métodos convencionales. Bajo el patrón de los tipos de yacimientos y de la ineficiencia o poca factibilidad de aplicación de los llamados métodos de recuperación secundaria para acumulaciones de hidrocarburos pesados, esa clasificación de métodos primarios, 25 secundarios y terciarios deja de tener sentido y es necesario redefinir el esquema de clasificación, porque en muchos casos se inicia la explotación primaria para pasar luego a un método de recuperación mejorada, o en otras ocasiones se recurre directamente desde la explotación inicial del yacimiento a cualquier método EOR, generando una nueva visión donde los procesos se pueden agrupar como métodos convencionales y métodos mejorados. En ese marco de ideas, los procesos de recuperación mejorada abarcan todos aquellos métodos que utilizan fuentes externas de energía y/o involucran diversos materiales para recobrar petróleo que no puede ser recuperado de alguna manera económicamente rentable por cualquiera de los métodos convencionales. Los procesos de recuperación mejorada, pueden ser clasificados en: 1. Métodos Térmicos: • Estimulación con Vapor • Inyección de Vapor • Inyección de Agua Caliente • Combustión in Situ 2. Métodos Químicos: • Inyección de Químicos (Polímeros, Surfactantes, Cáustico etc.) 3. Métodos Miscibles: • Inyección de Fluidos Miscibles • Inyección de Gases (N2, CO2, etc.) 26 Recuperación Primaria Producción por Flujo Natural LAG, BM, BCP, BES, BH Recuperación Secundaria Métodos Convencionales Inyección de Agua / Gas Mantenimiento de Presiones Métodos EOR Recuperación Terciaria Procesos Termicos Gases Misc /Inmisc Quimicos Otros IAV-I CV-IAC-SAGD-Combustión -Electromagnetismo CO2-Hidrocarburo- Nitrógeno- Surfact- Gases Iner Soluciones Alc., Polímeros- Surfact – Espumas Inyección de Bacterias Tabla 2. Diferentes procesos de recuperación de petróleo 27 2.4. Métodos de recuperación térmica Definición Recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no solo que el petróleo fluya más fácilmente sino también resulte una razón de movilidad mas favorable. Historia Desde 1895 se han publicado numerosos trabajos y artículos referentes a la introducción de calor en los yacimientos petrolíferos para mejorar o acelerar la extracción de petróleo, el método más antiguo conocido para introducir calor en los yacimientos es el de los calentadores de fondo. Una de las primeras referencias de esta práctica esta en una patente otorgada a Perry y Warner en 1895. El propósito primario de los calentadores de fondo, es reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de producción de crudos pesados, aunque ocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo por encima del punto de fluidez (Pour point) durante su movimiento hasta la superficie, y para remover o inhibir la formación o depositación de sólidos orgánicos, tales como parafinas y asfáltenos. Como con el uso de calentadores de fondo del hoyo y los sistemas equivalentes que utilizan la circulación de fluidos calientes desde la superficie, solamente se afecta la parte productora del hoyo y su vecindad inmediata, en la práctica, tales aplicaciones están consideradas como tratamientos de estimulación y prevención. En algunas partes del mundo se han usado diferentes formas de calentamiento hoyo abajo por medio de quemadores y de calentadores eléctricos, mediante inyección intermitente de fluidos calientes en los pozos 28 productores o por la simple circulación de fluidos calientes, pero estas aplicaciones han disminuido en épocas recientes, en comparación con el énfasis inicial dado a los calentadores de fondo, según el informe presentado por la publicación del API, History of “Petroleum Engineering”[1]. La combustión In Situ en yacimientos petrolíferos, probablemente ocurrió durante la ejecución de proyectos de inyección de aire usados a principios de siglo para mejorar la extracción de petróleo. En 1920, Wolcott y Howard consideraron algunos elementos claves de los procesos de combustión subterránea para yacimientos petrolíferos, incluyendo la inyección de aire para quemar parte del crudo, a fin de generar calor y reducir la viscosidad y proporcionarle al mismo tiempo la fuerza de desplazamiento de crudo. Estos mismos aspectos fueron reconocidos por patentes emitidas en 1923. La primera publicación sobre una operación de campo del proceso de combustión a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en Rusia, en 1933, las cuales fueron realizadas en vetas de carbón. Este proceso se conoce como proceso In Situ para gasificación de carbón (In Situ Coal Gasification Process). El primer intento de aplicación de este proceso a yacimientos petrolíferos ocurrió también en ese mismo país en 1934. La combustión In Situ, tal como es conocida en la actualidad, se desarrollo rápidamente en EEUU, a partir de las investigaciones de laboratorio publicados en 1953 Estos investigadores visualizaron una onda de calor móvil (Ej. El calor dejado atrás en la zona quemada sería llevado corriente abajo por el aire inyectado a temperatura ambiente). Inmediatamente, una sucesión de artículos técnicos siguió a estas primeras publicaciones. El uso de la inyección continua de vapor comienza entre los anos 1931-1932, cuando se inyecto vapor por 235 días en una arena de 18 pies de espesor, a una profundidad de 328 pies, en la parcela Wilson y Swain, cerca de Woodson, Texas, EEUU. No hay registro aparente de la inyección de vapor en los siguientes 20 años, hasta el proyecto piloto que funciono en Yorba Linda, California, EE.UU. 29 Los primeros proyectos de inyección continua de vapor en gran escala se realizaron en Schoonebeek, Holanda y Tía Juana, Estado Zulia, en Venezuela. La inyección alternada de vapor se descubrió accidentalmente en 1959, durante la prueba piloto de inyección continua de vapor que se estaba llevando a cabo en Mene Grande, Estado Zulia, en Venezuela. Hoy en día, la inyección alternada de vapor (también conocida como inyección cíclica de vapor, remojo con vapor o estimulación con vapor) es un método de recuperación térmica muy utilizado. La utilización de las reglas de escalamiento y de los modelos físicos a escala ha desempeñado un papel importante en el desarrollo de los procesos de inyección continua y de inyección alternada de vapor. El primer registro de un proceso de inyección de gas caliente en un yacimiento petrolífero lo cubre el propuesto por Lindsly en 1928. Lindsly reconoció que el crudo se podía someter a pirolisis y los compuestos livianos del crudo podían ser despojados preferencialmente y al condensarse, aumentaría la gravedad API y disminuiría la viscosidad de los crudos. La primera prueba de campo reseñada tuvo lugar en el municipio Chusov, Rusia en 1935. 30 2.4.1. Procesos de recuperación térmica Los procesos térmicos de extracción utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como “Procesos In Situ”, entre los cuales cabe mencionar el proceso de “Combustión In Situ”, también se pueden clasificar como desplazamientos térmicos o tratamientos de estimulación térmica. En los desplazamientos térmicos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. En consecuencia el desplazamiento térmico no solamente reduce la resistencia al flujo, sino que además, añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo. En los tratamientos de estimulación térmica, solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solución y el desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de extracción, una vez que se reduce la resistencia al flujo. En este tipo de tratamientos, la reducción de la resistencia al flujo, también puede resultar en la remoción de sólidos orgánicos o de otro tipo, de los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y aun de poros de la roca que forma el yacimiento. Los tratamientos de estimulación también pueden ser combinados con los desplazamientos térmicos y en este caso, las fuerzas impelentes son ambas: naturales y compuestas. A continuación se presenta una breve descripción de los procesos térmicos de extracción mas comúnmente usados. 31 Inyección de agua caliente La inyección de agua caliente al igual que la inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección continua de vapor. En su forma más sencilla, la inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo. Mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelven una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente más fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por agua fría. Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la inyección de agua caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la formación. Combustión In Situ La combustión In Situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por este método da lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensación, empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos productores. Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la Combustión In Situ en un yacimiento, denominadas: Combustión Convencional o hacia adelante (“forward combustión”) y Combustión en Reverso o Contracorriente (“Reverse Combustión”). En la primera de ellas se puede añadir la variante de inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, originándose la denominada Combustión Húmeda, la 32 cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en: Húmeda normal, incompleta y superhúmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento, reduciendo así los costos del proceso. Figura 2. Proceso de Combustión In Situ 33 Inyección de vapor Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada. En la inyección Continua de vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento de petróleo de este tipo de proceso son: la expansión térmica de fluidos del yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con vapor, siendo este último quizás el más significativo. Además de estos mecanismos, también se han notado efectos por empuje por gas y por extracción de solventes. Uno de los procesos de inyección de vapor mas utilizados en la actualidad, es el de la inyección alternada de vapor (también conocido como inyección cíclica de vapor, remojo con vapor, estimulación con vapor). Esta técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente en producción. Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo mediante la inyección Cíclica de vapor son: disminución de la viscosidad del petróleo, expansión térmica de los fluidos de la formación, compactación de la roca –yacimiento en caso de existir, etc. Inyección cíclica de vapor: La inyección cíclica de vapor (también conocida como, remojo con vapor, inyección alternada de vapor), es uno de los métodos de inyección de vapor mas ampliamente usados en el presente tiempo). Esta popularidad deriva de la fácil aplicación de este método, de la baja inversión inicial y del rápido retorno de la misma. Los resultados del tratamiento son evidentes en pocas semanas, no siendo así, en los métodos del tipo de desplazamiento para la recuperación de petróleo, los cuales tardan meses antes de notarse un incremento en la producción. 34 La inyección cíclica de vapor, básicamente consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas: cerrar el pozo por un corto período de 3 a 5 días, y luego ponerlo en producción. La figura 3 es una representación esquemática de un proceso de inyección cíclica de vapor. Figura 3. Proceso de Inyección Cíclica de Vapor Una vez que el pozo es puesto en producción, este producirá a una tasa aumentada durante un cierto período que en general, puede ser del orden de 4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original. Un segundo ciclo de inyección puede emplearse, y de nuevo la tasa de producción aumentará y luego declinará. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo, el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor. En la literatura técnica se han reportado hasta 22 ciclos, pero se duda que más de tres ciclos resulten comercialmente atractivos. La figura 4 presenta respuestas típicas del comportamiento de producción en un proceso de inyección cíclica de vapor. 35 Figura 4 . Respuestas típicas en un proceso de Inyección Cíclica de vapor Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para petróleos pesados (8-15 o API), puede utilizarse también para yacimientos de cualquier tipo de crudo. Existe poca duda en cuanto al hecho de que la inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción aunque sea por un corto período, sin embargo no esta claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación ultima del yacimiento. Además, se cree que la aplicación intensa de este proceso en un yacimiento, podría hacer imposible o ineficiente el uso futuro de métodos de desplazamiento para la recuperación de petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión In Situ, desplazamientos miscibles, etc. Por lo tanto, es importante considerar todos los aspectos de la operación, como también los métodos alternativos de recuperación de petróleo antes de iniciar un proceso de inyección cíclica. 36 2.5. Inyección Continua de Vapor (I.C.V) La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación final que la estimulación con vapor, consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otro. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua. En la actualidad se conocen proyectos exitosos de inyección continua de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continua en vista de las mejores perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 20-30% para continua. La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportadas como componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la obtenida por inyección de agua caliente. 2.5.1. Mecanismos de inyección continúa de vapor Cuando se inyecta vapor en forma continua a una formación petrolífera, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a la recuperación de petróleo son la extracción con solventes, empuje por gas en solución y desplazamientos miscibles por efecto de la destilación por vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular. 37 Los mecanismos de recuperación por inyección continua de vapor pueden visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata. El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia adelante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las perdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una zona o banco de agua caliente el cual va desplazando petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura original del yacimiento (ver figura 5) Figura 5. Proceso de Inyección Continua de Vapor Desde este punto en adelante el proceso de desplazamiento prosigue tal como en la inyección de agua fría. Así, se puede observar que se distinguen tres zonas diferentes: la zona de vapor, la zona de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado en el proceso es el resultado de los mecanismos operando en cada una de estas zonas. 38 La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua convencional, excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo que se inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor. En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo esta gobernada básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la viscosidad del petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del petróleo con temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua caliente serán solo ligeramente mayores que los obtenidos por inyección de agua fría convencional. Sin embargo, la expansión térmica del petróleo aun será responsable de una recuperación del orden del 3% al 5% del petróleo In Situ. En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor. Este fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas de agua fría y caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de vapor. La presencia de la fase gaseosa y la alta temperatura originan la vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportados hacia adelante por el vapor, hasta que se condensan en la porción más fría del yacimiento. La recuperación por la destilación con vapor depende de la composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el 20% del petróleo en situ. El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez más rico en componentes livianos, lo cual causa un efecto de extracción por solventes y desplazamientos miscibles en el petróleo original del yacimiento, aumentando así la recuperación. La magnitud de estos efectos aun no ha sido posible de evaluar cuantitativamente. Otro mecanismo que opera en la zona de vapor es el empuje por gas en solución ya que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por este factor puede ser del orden del 3% de la recuperación total. Aún queda por evaluarse la formación de CO2 (y de otros gases en menores cantidades) resultante de las reacciones entre el vapor y el crudo (o de cualquier otra 39 fuente), proceso conocido como acuatermolisis, el cual también puede actuar como mecanismo de desplazamiento. 2.5.2. Parámetros de selección para aplicar Inyección Continua de Vapor Los parámetros de selección para la aplicación de ICV han sido resultado principalmente de procesos empíricos. Gracias a las experiencias adquiridas en California (Estados Unidos) y Zulia (Venezuela), se han establecido valores referenciales. Espesor de la arena productora Uno de los parámetros más importantes es el espesor de la formación, el cual se recomienda debe ser mayor a 30 pies. La razón de ello es que las pérdidas de calor a las formaciones adyacentes representan gran parte de la energía inyectada. Profundidad La inyección continua de vapor se lleva a cabo normalmente en yacimientos poco profundos (menos de 3.000 pies), a modo de conservar la calidad del vapor que finalmente llega a la formación. Sin embargo, existen casos, en que los revestidores y las tuberías aislantes ayudar a evitar las pérdidas de calor, permitiendo mayores profundidades de inyección. Los yacimientos más profundos (5.000 pies máximos) no son viables económicamente debido a que las pérdidas de calor se vuelven excesivas a altas tasas de presión de inyección. Por otra parte, la inyección de vapor no es recomendable en yacimientos muy someros ya que en estos casos será necesario mantener los valores de presión de inyección por debajo de la presión de fractura de la formación. Con valores bajos de presión de inyección, y aumentos de temperatura pequeños, pudiese no ser lo suficiente la inyección de vapor para lograr el desplazamiento del petróleo. 40 Porosidad Mientras mayor sea el valor de porosidad, mayor será el volumen de petróleo y menor el volumen de roca que calentar. Por experiencia de campo, los proyectos de ICV han sido exitosos en yacimientos con porosidades mayores a 30%. Descripción mineralógíca del yacimiento La inyección vapor al yacimiento, conlleva a la formación de nuevos minerales, la expansión de unos, y la migración de otros. Estas interacciones pueden ocasionar pérdidas irreparables de inyectividad o productividad. Permeabilidad La permeabilidad es un factor importante al considerarse la inyección de fluidos al yacimiento. Esta debe ser lo suficientemente alta para permitir una rápida inyección de vapor y una alta tasa de flujo de crudo. Asimismo, las altas variaciones de permeabilidades podrán ocasionar una distribución no uniforme del fluido inyectado. Si la permeabilidad decrece a medida que se profundiza, entonces la segregación gravitacional, siempre presente, actúa pudiendo resultar una surgencia temprana del vapor. Saturación de petróleo Para que un proceso de inyección de vapor resulte beneficioso económicamente, es necesario contar con una saturación de petróleo mínima para garantizar el retorno de la inversión. Empíricamente se ha establecido el valor de 1.000 Bl acre/pie para hablar de un proyecto rentable. Gravedad API Farouq Ali (1.970) [2] recomienda que la gravedad API del crudo este en el orden de los 13 a los 25 ° API . Sin embargo, numerosas pruebas se han llevado exitosamente llevadas a cabo en crudos de hasta 8 ° API 41 Viscosidad del petróleo Para que el vapor tenga un efecto significativo sobre la reducción de la viscosidad, esta debe ser mayor a 400cp a condiciones de yacimiento. Sin embargo, experimentalmente se ha demostrado que la ICV no es eficiente en crudos de viscosidades mayores a 1.000cp. En la Tabla 3 se presenta un resumen de los criterios compiladas por Farouq Ali (1.970) [2]. Espesor de la formación, pies ≥ 30 Profundidad, pies ≤ 3.000 Porosidad, % ≥ 30 Permeabilidad, md 4.000 Saturación de petróleo, bls/ac- pie 1.200 - 1.700 Gravedad API 13-25 Viscosidad del petróleo a condiciones de yacimiento, cp ≤ 1.000 K.h/ µ 30-30.000 Tabla 3. Criterios para la selección de la inyección continúa de vapor De igual manera, al momento de estudiar la factibilidad de un proyecto de ICV, es necesario considerar igualmente factores geológicos del yacimiento, tales como barreras de arcillas, estratificación de la permeabilidad, saturaciones, presiones (iniciales, de burbuja, etc.), capacidad de generación de vapor, tamaño de los arreglos, entre otros. 42 2.5.3. Consideraciones para el diseño de un proceso de ICV Completación del pozo Para procesos de ICV se requieren de completaciones especiales tanto para los pozos productores como para los inyectores de modo de poder resistir las temperaturas a las cuales será sometida, típicamente de 500 ° F a 650 ° F . Los aspectos que deben tener mayor consideración de diseño, son el revestidor y el cemento, el casing debe ser diseñado para la máxima temperatura de inyección esperada y mínima temperatura esperada en caso de interrupción del proceso de inyección. Sin embargo, el diseño del casing es una práctica empírica, por lo que debe ser de consideración la experiencia del ingeniero en el campo del estudio. Por su parte, el uso de los componentes adecuados para el diseño del cemento es esencial para mantener la integridad del mismo. El cemento común clase G o H tiene una substancial perdida de resistencia a la compresión y un incremento de las permeabilidades cuando las temperaturas exceden 230 ° F Los cementos Pórtland pueden ser diseñados para soportar temperaturas de hasta 600 ° F al añadir de 35 a 40% de silica flour. Adicionalmente, se puede añadir hidróxido de calcio para aumentar la resistencia hasta 750 ° F . Si por otro lado, se desea un cemento estable a temperaturas más altas, aquellos con alto contenido de alúmina proveen resistencias hasta de 2.000 ° F , sin embargo, estos cementos son muy costosos y su utilización se limita a proyectos de combustión en sitio. Sistemas de levantamiento artificial Es importante considerar el tipo y características de los elementos que serán implementados en un proyecto de ICV, debido a que no todos los equipos están en capacidad de soportar las temperaturas y variaciones de temperatura a las que son sometidos. El bombeo de cavidad progresiva y el bombeo mecánico son los más utilizadas en los procesos térmicos, debido a que soportan fácilmente las temperaturas de trabajo. 43 De la misma manera, en la actualidad existen bombas electrosumergibles que pueden ser instaladas en los procesos térmicos soportando temperaturas de hasta 550 °F . Generadores de vapor Generalmente para un proyecto de inyección de vapor se necesitan generadores de superficie utilizando como fuente de energía petróleo o gas. En la actualidad existen otros tipos de generadores de vapor que funcionan con carbón, generadores en fondo, generadores Zimpro-AEC, etc. La capacidad de producción de energía varía entre 20 a 60 millones de BTU/hr, aunque también existen algunos con capacidades mayores, produciendo vapor con calidades de 80-90%. En la mayoría de los casos, el vapor suele ir desde el generador en superficie hasta el pozo inyector a través de unas líneas de superficie, las cuales en su mayoría están recubiertas de material aislante para disminuir las pérdidas de temperatura a lo largo de ella. Presión, temperatura, y calidad del vapor inyectado Para definir el estado termodinámico del agua, se necesita ya sea, la presión, y/o la temperatura de saturación, y la calidad. La relación entre la temperatura, la presión y la calidad de inyección se refleja en el grafico de propiedades termodinámica del agua, que se muestra en la Fig. 6. 44 Figura 6. Propiedades Termodinámicas del Agua La calidad representa la fracción molar del vapor en el estado de mezcla, es decir, representa el contenido de vapor existente en una mezcla. Si la calidad de un vapor es 100%, esto significa que no existe ninguna fracción liquida. Mientras mas alta sea la calidad del vapor, mayor será su contenido de calor, razón por la cual al diseñar un proyecto de infección de calor se desea tener la mayor calidad posible en la cara de la arena. Para determinar la calidad de vapor en la cara de la arena se realiza un balance de calor expresado de la siguiente manera: Contenido de calor del vapor en el cabezal = contenido de calor del vapor en el fondo del pozo + perdidas de calor en el pozo. 45 Parámetros económicos Para comparar la efectividad de proyectos de inyección de vapor de manera técnica, se utilizan distintos parámetros económicos, entre ellos: Costo de las operaciones: Representa el costo de la operación dividido por la producción neta de petróleo. Relación Vapor - Petróleo (Steam-Oil ratio o SOR): Es la relación entre el volumen de agua convertida a vapor utilizada para producir una cantidad dada de petróleo, dividido entre la producción neta de petróleo. El límite del SOR lo fija la empresa operadora que este llevando a cabo el proyecto, en función del costo de extracción del petróleo y del precio actual del crudo y el esperado para el futuro. Por ejemplo, en California se ha realizado Inyección Continua de Vapor durante ya más de cinco décadas con excelentes resultados en cuanto a factor de recobro obtenido. En la actualidad, los precios del petróleo han permitido su continuidad con un SOR de alrededor de 10, debido a la baja presión de los yacimientos. Producción de petróleo neta para la venta (Net Saleable Oil Production o NSOP): Es la producción de petróleo menos la cantidad de petróleo (equivalente) utilizada como combustible para generar vapor. NSOP = PPA - PGV (2.1) donde: NSOP es la producción neta para la venta. PPA es la producción de petróleo acumulada. PGV es el acumulado de petróleo utilizado como combustible para generar vapor. Relación de consumo de energía: La cantidad de petróleo equivalente utilizada como combustible para generar vapor dividido por la producción total de petróleo. Relación de producción neta (NOPR): Es 1 menos la relación de consumo de energía. Los valores adimensionales, tales como SOR, NOPR y relación de consumo de energía, son los más adecuados para comparar diferentes proyectos. 46 Perdidas de calor durante la transmisión del vapor El cálculo de las pérdidas de calor es de suma importancia para el diseño de un proceso térmico, ya que relaciona el calor inyectado con el calor que realmente esta llegando a los fluidos en el yacimiento. Las pérdidas de calor se originan usualmente en los sistemas mostrados en la Fig. 7. Figura 7. Perdidas de calor en un proceso de ICV 47 Perdidas en las líneas de superficie Las pérdidas en las líneas de superficie representan una pequeña porción del total de calor inyectado, sin embargo, es importante realizar un estudio de dichas pérdidas para determina si es recomendable el uso de tuberías con aislamiento. Las primeras pérdidas se originan en la caldera, o generador de vapor, las cuales son calculadas a partir de la entalpía del vapor producido en relación con la energía total utilizada para generarlo. Las pérdidas de calor a través de las líneas de flujo se realizan a través de conducción, convección, y radiación, dependiendo del medio que rodea, la longitud de la línea, diámetro, y espesor aislante. Las pérdidas de calor en líneas de superficie representan menos del 5% de las pérdidas totales de calor. Perdidas en el pozo Las pérdidas de calor en el pozo están asociadas a los siguientes factores: _ Tiempo de inyección. _ Tasa de inyección. _ Profundidad del pozo. _ Presión y temperatura de inyección. _ Tipo de fluidos en los espacios anulares. _ Tipos de cementos. Para el cálculo de las pérdidas de energía a lo largo del pozo, existen varios procedimientos, entre ellos método de Willhite (1.967) [3]. Este método se basa en ciertas suposiciones para realizar sus cálculos, siendo estas: _ El vapor se inyecta a temperatura, presión, tasa y calidad constante. _ El espacio anular se considera lleno de aire a baja presión. _ La transferencia de calor en el pozo se realiza bajo condiciones de flujo continuo. 48 2.6. Propiedades térmicas de los fluidos y rocas Entalpía La variación de entalpía expresa la cantidad de energía que un sistema termodinámico puede intercambiar con su entorno. El cambio de la entalpía del sistema cedido por un proceso llevado a cabo a presión constante, es igual al calor absorbido por el sistema durante dicho proceso. Se expresa de la siguiente manera: H = U + P _V (2.4) donde: H es la entalpía. U es la energía interna. P es la presión del sistema. V es el volumen del sistema. Sin embargo, es imposible determinar la entalpía de una sustancia y lo que se mide en realidad es el cambio de entalpía. Calor específico El calor específico de una sustancia se define como la cantidad de calor requerida para elevar en un grado la temperatura de una unidad de masa de dicha sustancia. Este valor indica la mayor o menor dificultad que presenta un cuerpo en permitir cambios de temperatura. La ecuación siguiente muestra la definición de calor específico. C= Lim ∆Q ∆t → 0 ∆T (2.5) Donde: C es la capacidad calorífica. ∆Q es el calor absorbido por el sistema. ∆T es la variación de temperatura. En unidades inglesas se expresa en BTU / lbs.° F 49 Una de las razones por las que el calor específico adopta diferentes valores para diferentes sustancias es la diferencia en masas molares. La energía calorífica se almacena gracias a la existencia de átomos o moléculas vibrando. Si una sustancia tiene una masa molar más ligera, entonces cada gramo de ella tiene más átomos o moléculas disponible para almacenar energía. Es por esto que el hidrógeno, la sustancia con la menor masa molar, tiene un calor específico tan elevado; porque un gramo de esta sustancia contiene una cantidad tan grande de moléculas. A continuación, en la Tabla 2.4 con los valores de calor especifico típicos Calor especifico Componente Peso molecular Hidrogeno 2,0159 3,4038 Metano 16,043 0,52669 Nitrógeno 28,0134 0,24828 Etano 30,070 0,40782 BTU Lbs * ° F Tabla 4. Clasificación de los crudos pesados y extrapesados Para el cálculo del calor especifico de líquidos, gases, y sólidos se han desarrollado una serie de correlaciones, entre las cuales se pueden destacar las de Gambill en 1.957. El agua por su parte, es capaz de contener y transportar mas calor que cualquier otro liquido a la misma temperatura (Cw = 1 BTU / lbs.° F ). El caso del vapor, el calor especifico es mucho menor que el agua, alrededor de 0,56 BTU / lbs.° F , y varia muy poco con la temperatura, por lo que para propósitos prácticos se considera constante. 50 Calor sensible al agua El calor sensible es aquel que recibe un cuerpo sin cambiar su estado físico mientras sube la temperatura, hasta alcanzar la temperatura de saturación correspondiente a una presión dada. En este punto el líquido tiene su máxima capacidad energética, es decir, es el calor necesario para aumentar la temperatura del liquido hasta alcanzar la temperatura de saturación correspondiente a una presión dada cuando se esta por debajo del punto crítico. En los puntos que están por encima del punto crítico, todo el calor es sensible, ya que no involucra un cambio de estado. Experimentalmente se ha observado que la cantidad necesaria de calor para calentar o enfriar un cuerpo es directamente proporcional a la masa del cuerpo y el número de grados en que cambia su temperatura. El calor sensible se puede calcular mediante la siguiente expresión: Qs = Hw + Cw(T 1 − T 2) (2,6) Donde: Qs es el calor sensible. Hw es la entalpía del agua saturada. Cw es el calor específico del agua. T 1yT 2 son las temperaturas Calor Latente al Agua Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una unidad de masa de una sustancia a una temperatura de saturación para cambiar su estado, en otras palabras, es la energía absorbida por una sustancia al cambiar su estado físico. Por encima del punto critico, el calor latente de cambio de estado es nulo. Se habla de calor latente de vaporización cuando una sustancia pasa de estado liquido a estado gaseoso. El calor latente disminuye con la presión, es decir, a mayor presión del sistema, la energía del vapor saturado es menor. 51 El calor latente puede determinarse por medio de la siguiente ecuación propuesta por Farouq Ali (1.970) [9]. Lv = 1.318 * Ps −0, 08774 (2,7) Donde: Lv es el calor latente, BTU / lbs.° F . PS es la presión de saturación, lpca Calor total del agua Es la suma del calor sensible y del calor latente. Hs = Hw + X .Lv (2,8) Donde: Hs es el calor total. Hw es el calor sensible. Lv es el calor latente. X es la calidad del vapor. Cuando la calidad es 0, se trata de agua subsaturada que se encuentra en estado líquido, y cuando la calidad es 100% se trata de vapor sobrecalentado. Si por el contrario, el valor se encuentra entre 0 y 100%, entonces el vapor existe como una mezcla de líquido y gas. En la Fig. 6 se muestra la presión absoluta vs. el contenido de calor 52 Figura 8. Calor Total Capacidad calorífica Se define como la habilidad que tiene un volumen unitario de una sustancia en almacenar una energía interna mientras aumenta la temperatura en un grado. Es un concepto similar al de calor específico, sin embargo en el calor especifico esta basado en una unidad de masa del material, mientras que la capacidad calorífica en unidades de volumen del material. Para convertir el calor específico en capacidad calorífica se debe multiplicar el calor específico por la densidad de la sustancia. Por otra parte, para el diseño de un proceso de recuperación térmica es importante conocer la capacidad calorífica de las rocas saturadas de fluidos, de modo de conocer la cantidad de calor que debe ser suministrada para elevar la temperatura del sistema (roca mas fluidos ahí contenidos). La capacidad calorífica de una roca saturada depende del calor específico, la densidad, y la fracción de cada uno de los componentes. De esta manera la capacidad calorífica total se determina de la siguiente manera: 53 M = (1 − φ ) ρrcr + φ ( So * ρo * Co + Sw * ρw + Cw + Sg * ρg * Cg ) (2,9) Donde: M es la capacidad calorífica de la roca saturada. φ es la porosidad (en fracción). ρ es la densidad. c es el calor especifico. S es la saturación de fluidos (en fracción). y los subíndices r, o, w, y g, significan los valores correspondientes a la roca, el petróleo, el agua, y el gas respectivamente. Conductividad térmica La conductividad térmica es una propiedad física que indica la cantidad de calor transferido por cada unidad de área transversal normal a un gradiente unitario de temperatura bajo condiciones de estado estacionario y en ausencia de cualquier movimiento de fluidos o partículas. Es por esto que la conductividad térmica se puede interpretar como la capacidad que tiene un material de conducir calor a través de ellos. Se expresa en: La conductividad térmica es una propiedad intrínseca de cada material que varia con la temperatura y la presión. Se expresa por la ley de Fourier, la cual establece que: Qc ∂T = − Kh ∂x A (2,10) donde: Qc A es la tasa de transferencia de calor Kh es la conductividad térmica. 54 ∂T ∂x es el gradiente de temperatura. Conductividad térmica de los fluidos En los líquidos hay dos mecanismos principalmente responsables de la capacidad de conducir el calor: la conducción y la convección. La conductividad térmica en la mayor a de los líquidos varía entre 0,05 y 0,20 y normalmente su valor disminuye con el aumento de temperatura. Por su parte, el agua se comporta de una manera distinta al resto de los líquidos, en tanto que la conductividad térmica aumenta al aumentar la temperatura; esto se debe fundamentalmente a la diferencia de electronegatividades entre el oxigeno y el hidrogeno, responsable del puente de hidrógeno. Las moléculas de un líquido cuando se calienta adquieren energía térmica que se manifiesta de forma de energía cinética y de energía vibracional, esta última es la de mayor significación ya que cuando las moléculas comienzan a vibrar con mayor intensidad por haber sido calentadas, chocan con las moléculas vecinas transmitiendo parte de esa energía y, de esta forma el calor. Al estar las moléculas de agua unidas por puentes de hidrogeno, esta transmisión se ve favorecida ya que las moléculas están encadenadas. Para los gases a condiciones ordinarias de presión y temperatura, la conductividad térmica varía entre 0,002 y 0,025 BTU . En los gases las moléculas adquieren h. pie.° F energía cinética y energía vibraciónal transmitiéndola a lo largo del gas mediante la convención. Para el cálculo de la conductividad térmica existen una serie de correlaciones (Cragoe, Gambill, entre otros), tanto para gases, como para líquidos Conductividad térmica de las rocas La conductividad térmica es una propiedad difícil de medir en las rocas, ya que esta depende de distintos factores, tales como la densidad, la porosidad, la temperatura, la saturación, tipos, y movimiento de los fluidos. 55 Se ha generalizado que la conductividad térmica aumenta con la saturación de agua, densidad, presión y conductividad térmica del fluido saturante. La conductividad térmica de las rocas se calcula mediante ecuaciones propuestas por Tikhomirov (1.968) [10] que toman en consideración el efecto de la temperatura, densidad, y saturación y tipo de fluido. La siguiente ecuación considera el efecto combinado de porosidad de la roca, saturación de líquido y temperatura: Kh = 6,35 0.6( 2, 65*(1−φ ) + Sl ) (0,556 * T + 255) 0,55 (2,11) Donde: Kh es la conductividad térmica BTU hr. pie.° F φ es la porosidad, fracción T es la temperatura, Kelvin Sl es la saturación total de liquido, fracción Difusividad térmica Es la relación de la conductividad térmica con la capacidad calorífica, se designa con los símbolos k , α , D , y K. A continuación se expresa matemáticamente: α= Kh M (2,12) donde: α es la difusividad térmica Kh es la conductividad térmica 56 M es la capacidad calorífica La difusividad térmica se expresa en unidades inglesas en pie 2 y en mts 2 en hr unidades internacionales. Sustancias con alta difusividad térmica se ajustan rápidamente a aquella temperatura que las rodea, esto debido a que conducen calor rápidamente. Valor calorífico El valor calorífico o calor de combustión, es la energía liberada cuando un componente hace combustión junto con el oxigeno. Las reacciones químicas suelen ser reacciones de los hidrocarburos con el oxigeno, lo que genera dióxido de carbono, monóxido de carbono, agua y calor. Valor calorífico bruto, es aquel que considera que todos los productos de la combustión regresan a la temperatura original, ocurriendo particularmente la condensación de los vapores producidos. El valor calorífico neto se determina al extraer el calor requerido para vaporizar el agua contenida en la sustancia. De esta manera, se considera el H20 como vapor, y la energía requerida para vaporizar el vapor no se considera como parte del valor calorífico. El valor calorífico puede ser expresado como energía por cada mol, por cada unidad de masa, o por cada unidad de volumen de combustible. Propiedades térmicas de las rocas Tikhomirov publico en su libro Thermal Conductivity of Rock Samples, and Its Relation to Liquid Saturation, Density, and Temperature (1.968) [8] algunas Tablas con los valores de las propiedades térmicas de las rocas mas comúnmente encontradas en yacimientos petrolíferos. Las mismas se presentan en la tabla 5 57 Tipo de Roca Calor Especifico Conductividad térmica BTU lbs.° F BTU hr. pie.° F Difusividad térmica pie 2 .hr Arenisca 0,183 0,507 0,0213 Lutita 0,192 0,603 0,0216 Caliza 0,202 0,983 0,0355 Arena (fina) 0,183 0,362 0,0194 Arena (gruesa) 0,183 0,322 0,0161 Tabla 5. Propiedades térmicas de las rocas secas Tipo de Roca Calor Especifico BTU lbs.° F Conductividad térmica BTU hr. pie.° F Difusividad térmica pie 2 .hr Arenisca 0,252 1,592 0,0445 Lutita 0,213 0,975 0,0307 Caliza 0,266 2,050 0,0355 Arena (fina) 0,339 1,590 0,0372 Arena (gruesa) 0,315 1,775 0,0433 Tabla 6. Propiedades térmicas de las rocas con agua 58 2.7. Métodos recuperación mejorada (no térmicos) 2.7.1. Métodos químicos Son aquéllos que involucran la inyección de sustancias especiales tales como polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos, para modificar las propiedades de los fluidos del yacimiento y así mejorar la relación de movilidades y la eficiencia de barrido del petróleo hacia el pozo productor. De la información analizada, se observa que los sistemas químicos aplicables a crudos livianos pueden ser adaptados a crudos pesados y el reto lo constituye el aspecto económico (cantidad y concentración). Inyección de polímeros Es un método de recuperación mejorada que aumenta la eficiencia de barrido del agua Inyectada, basándose en el aumento de la viscosidad de la misma y en la disminución de la relación de movilidades agua-petróleo, también aumenta la permeabilidad del petróleo. La figura 9 muestra el efecto de los polímeros sobre la curva de flujo fraccional Figura 9. Efecto de los polímeros en las curvas de flujo de permeabilidades relativas y de flujo fraccional. 59 Existen ciertos parámetros que influyen notablemente en la eficiencia y rentabilidad de este método como lo es la adsorción de los polímeros por la roca, la cantidad de polímeros para lograr la reducción de la relación de las movilidades, la degradación de los mismos a altas temperaturas y la inyectividad de las arenas. Este método generalmente se ha aplicado con éxito en crudos medianos y livianos. Sin embargo, según el “Workshop Veracruz 2007” de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, Canadá se encuentra evaluando la aplicación de este método EOR en sus yacimientos de petróleo pesado (14º API y 1000 cp) y para este año planean la ejecución de un proyecto piloto. Inyección de soluciones alcalinas/surfactantes/polímeros (ASP) Es un método de recuperación mejorada que consiste en inyectar una primera lechada que contenga principalmente surfactantes y soluciones alcalinas que al contacto con el petróleo, reducen la tensión interfacial agua-petróleo y desplazan las gotas del mismo con mayor facilidad. Seguidamente, una segunda lechada que contenga polímeros, con el objetivo de aumentar la viscosidad del agua y desplazar efectivamente tanto la primera lechada como el petróleo móvil. Existen algunos proyectos exitosos en crudos livianos y en base a ellos se consideran algunos parámetros importantes para la aplicación del mismo, como por ejemplo la existencia de un área barrida por agua (50% aproximadamente), la cantidad de surfactante en la lechada (entre 5-15% del volumen poroso para altas concentraciones y de 15-50% del volumen poroso para bajas concentraciones), concentración de polímeros (entre 500 y 2000 mg/L), concentración de cloruros (<20.000 ppm), iones de Ca++ y de Mg++ (<500 ppm) y la degradación de las sustancias químicas por altas temperaturas. Adicionalmente, la eficiencia del mismo en crudos pesados y extra-pesados, depende estrictamente de pruebas de laboratorio y de la creación de soluciones ASP específicas para este tipo de crudo. 60 2.7.2. Inyección de gases Es un método de recuperación mejorada comprendido por los gases de hidrocarburos, nitrógeno y dióxido de carbono. La selección de los mismos depende del costo, disponibilidad del gas y del efecto en la recuperación del petróleo. La inyección de gases se puede realizar bajo condiciones miscibles e inmiscibles. Sin embargo, experiencias muestran que la primera condición logra recuperar mayor cantidad de petróleo (aproximadamente un 10% adicional). La condición de miscibilidad depende de la Presión Mínima de Miscibilidad (PMM) la cual depende de la profundidad, presión del yacimiento, composición de los fluidos. La efectividad de desplazamiento es función de la razón de movilidades, heterogeneidad del yacimiento y la segregación gravitacional. El desplazamiento miscible se puede lograr de diferentes maneras: Miscibilidad de Primer Contacto: es aquélla en donde el fluido inyectado y el petróleo forman una sola fase para todas las proporciones de mezcla. La presión del yacimiento es mayor que la presión mínima de miscibilidad. Miscibilidad por Múltiples Contactos: es aquélla en donde se logra después de múltiples contactos entre ambos fluidos. Se clasifican en: • Vaporización: El gas se mezcla con los componentes livianos del crudo y crean una zona miscible de transición que podría mezclarse nuevamente con los componentes pesados. • Condensación o enriquecimiento: consiste en la disolución de los componentes C2-C6 del gas de inyección en el crudo, formando una zona miscible. • Inyección de gases licuados de petróleo, GLP (como el propano): al mezclarse con el petróleo de formación actúa como solvente disminuyendo la densidad y viscosidad del crudo. 61 2.7.3. Inyección de gases de hidrocarburos Es un método de recuperación mejorada que emplea hidrocarburos livianos bajo condiciones de miscibilidad o no, con la finalidad de reducir la viscosidad del petróleo y mejorar el flujo del mismo hacia los pozos productores. Según las investigaciones realizadas, es el segundo método de recuperación mejorada empleado a nivel mundial en crudos livianos. La presión de miscibilidad necesaria tiende a ser mayor que la requerida por el CO2, pero menor que la requerida por los gases inertes (nitrógeno). Sin embargo, por razones de disponibilidad, este método ha sido empleado en Canadá con éxito en ciertos yacimientos de petróleo mediano. Inyección de nitrógeno Es un método de recuperación mejorada que emplea gases inorgánicos económicos y que puede funcionar de manera miscible o inmiscible dependiendo de las presiones y composición del petróleo dentro del yacimiento. Desde el punto de vista de la eficiencia de desplazamiento, no son tan efectivos como el CO2 o los gases de hidrocarburos en condiciones de miscibilidad, ya que presenta baja viscosidad y pobre solubilidad en el petróleo, por lo que requiere de presiones más altas. Generalmente, se aplican en yacimientos de petróleo liviano y no se han encontrado referencias de su aplicación en crudos pesados o extra-pesados. 62 Inyección de Dióxido de Carbono La inyección de CO2 es uno de los procesos mas usados. A presiones requeridas para recuperación miscible, el CO2 dentro del reservorio puede ser líquido (a bajas temperaturas) o un fluido supercrítico. Aunque el CO2 no es miscible en muchos petróleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adicción al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la recuperación de petróleo al reducir la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del reservorio se hinche. La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El volumen de CO2 requerido frecuentemente es de 5 a 10 Mcf por barril de petróleo recuperado. La factibilidad económica del proceso está determinada por los precios locales y disponibilidad de CO2. Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para diseñar proyectos de inyección de CO2. El comportamiento de fase de la mezcla de CO2 y petróleo es bastante complejo. Cuando altas concentraciones de CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia de masa de los componentes entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia de cuatro fluidos separados y fase sólida. Usualmente dos fases predominan: una fase volátil y rica en CO2 y una fase menos volátil y rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca de 120 ° F , las dos fases son líquidas; a medida que la presión se reduce, los vapores se liberan primariamente de la fase rica en CO2, por encima de 120 ° F , el sistema completo estará en la fase vapor a alta presión y altas concentraciones de CO2; a medida que la presión se reduce en el sistema, la fase liquida rica en hidrocarburos puede condensar gas. El mecanismo por el cual se desarrolla miscibilidad de múltiple contacto entre el CO2 y el petróleo es controlado por el comportamiento de la fase dependiente de la temperatura. La inyección de CO2 ha sido efectuada bajo un rango de condiciones de reservorio. Ha sido usado para varios tipos de roca, para un amplio rango de 63 viscosidad de petróleo, para formaciones delgadas y de gran espesor y desplazamiento miscible e inmiscible. Las desventajas del proceso incluyen problemas de corrosión y la tendencia como consecuencia de la baja viscosidad del CO2, a canalizar desde el pozo inyector al pozo productor, reduciendo de esta manera la eficiencia del barrido. 64 2.8. Propiedades del Dióxido de carbono puro Compresibilidad del gas, Z La ley de los gases perfectos, la cual expresa la relación entre presión, temperatura, y volumen de un gas ideal, es una combinación de la ley de Boyle, ley de Charles y ley de Avogadro: PV = nRT . (2,13) Figura 10. Grafico de Compresibilidad del gas (factor Z) como función de la presión Desde que los gases no reaccionan de manera ideal a todas las temperaturas y presiones, dos tendencias fueron usadas para modelar el comportamiento de un gas actual: la ecuación de Van der Waals y la ley de los gases ideales. La ecuación de Van der Waals para η número de moles de un gas puro está escrita como: n2a P + 2 (V − nb ) = nRT V (2,14) donde a y b son constantes cuyos valores son diferentes para cada gas (Burcik 1956). La cantidad de a / V 2 cuenta para las fuerzas de atracción en las moléculas, esto es agregado a la presión porque la actual presión necesitaría ser mayor para producir el mismo volumen que si no existiese atracción. 65 La constante b representa el volumen de las moléculas y es sustraído de V desde que actual volumen actual de espacios disponibles para el gas es menor que el volumen total del gas. La ecuación de Van der Waals no se ajustaba a la mayoría de los cálculos de ingeniería, y en consecuencia un segundo método, como la ley de los gases reales fue desarrollada, esta ley en su forma general esta escrita como: PV = ZnRT (2,15) donde: Z es conocida como la compresibilidad del gas, o factor de desviación determinado experimentalmente, lo que hace a la ecuación en cuestión aplicable a presiones y temperaturas particulares. A una temperatura dada, el factor Z se expresa como una función de la presión. La desviación del CO2 del comportamiento de gas ideal, Z, esta dado como función de la presión y temperatura expresadas en la figura 11. Figura 11. Factor de Compresibilidad para el CO2 66 Factor volumétrico del gas de formación, Bg El factor Volumétrico del gas se refiere al volumen de gas en el yacimiento hasta la superficie, acondiciones estándar, Psc y Tsc, asumiendo Zsc = 1 y ajustando Vsc =1 scf, entonces Bg está definida como: Bg = PscZT , TscP (2,16) si Psc = 14.7 psi y Tsc = 520 o R , para una P y T dada, ZT (cuft / SCF ) P ZT Bg = 0.00504 (bbl / SCF ) P P Bg = 35.37 (SCF / cuft ) ZT P (SCF / bbl ) Bg = 198.6 ZT Bg = 0.02827 Densidad, ρ El CO2 existe como un gas, y posiblemente como un líquido a presión y temperatura normal en el yacimiento. Teniendo una temperatura crítica de 87.8 ° F , el CO2 es relativamente un gas denso con un 50% más de densidad que el aire a condiciones atmosféricas y con un factor de compresibilidad mucho menor a condiciones típicas del yacimiento. Sobre la temperatura crítica, el CO2 se comporta como vapor, y su densidad aumenta a medida que la presión aumenta. La figura 12 muestra que la densidad del fluido es una función continua de la presión a temperaturas sobre las condiciones críticas, pero que tiene discontinuidades abruptas a presiones por debajo de la temperatura crítica, también se puede notar que cerca de la región crítica, las densidades del CO2 alcanzan el desplazamiento del petróleo, y de hecho, son mas pesadas que los hidrocarburos presentes. ρ= PM , ZRT (2,16) donde: 67 P = presión, psia M = peso molecular (CO2 = 44.01) Z = compresibilidad del gas T = Temperatura, o R R = Constante Universal de los gases, 10.73 Viscosidad, µg La viscosidad del CO2 es una fuerte función de presión y temperatura, este efecto se muestra en la figura (Goodrich 1980) se observa que la presión aumenta a una temperatura constante del considerablemente. yacimiento y la viscosidad del gas aumenta Este tipo de curvas también están disponibles para otros gases del sistema, en comparación, la viscosidad del CO2 con otros componentes puros, viscosidades a baja presión (medidas a temperaturas del yacimiento y 1 atm) para algunos gases comunes son mostradas en la figura 12. Figura 12. Viscosidad del CO2 en función de la presión 68 Figura 13. Viscosidad de algunos gases comunes a presión atmosférica Entalpía, H La entalpía o calor contentivo de un material, es una cantidad termodinámica igual a la sumatoria de la energía interna de un sistema más un producto del trabajo de la presión y volumen realizado en un sistema, por definición: H = U + pv . El cambio de entalpía esta dado por: ∆H = ∆U + ∆pV , los cambios de entalpía en el sistema están normalmente asociados con el requerimiento de diseño de los caballos de fuerza para compresores bajo diferentes factores de carga. En la inyección de CO2, los cambios de entalpía deben ser tomados en cuenta para determinadas presiones de cabezal y presiones de fondo del pozo, donde los cambios de fases ocurren en el fondo del pozo. Los efectos de la presión y temperatura en el contenido de calor, H, de un sistema de CO2 esta dado en la figura 14 69 Figura 14. Entalpía del CO2 a partir de correlaciones y propiedades termodinámicas 70 2.9. El Dióxido de Carbono como fluido de desplazamiento El uso del CO2 para aumentar el recobro de petróleo no es una idea nueva. En 1952, Whorton recibió la primera patente para la recuperación de petróleo usando CO2. Estos primeros investigadores consideraron el uso de CO2 como solvente para crudos o como aguas de carbonatos. Desde entonces muchos esquemas de inyección usando CO2 líquido y gaseoso han sido sugeridos, incluyendo: • Inyección continúa de CO2 • Inyección de agua carbonatada • CO2 Gas o líquido seguido por agua • Píldoras de CO2 Gas o líquido mediante inyección de agua alternada y CO2 gaseoso (WAG). Se nota que el CO2 tiene una temperatura crítica de 30 o C (87 o F). Mientras concluimos que el CO2 líquido o gaseoso debe ser inyectado en superficie, esta temperatura crítica usualmente excluye más yacimientos por tener CO2 liquido presente en la fase de arena. Para inyección de carbonatos como se muestra en la figura 2,13 el CO2 se difunde hacia afuera de la mezcla de agua inyectada y CO2 cuando esta entra en contacto con el petróleo del yacimiento. La difusión es lenta comparada con la inyección, de este modo, el chance de obtener una concentración efectiva de CO2 en el frente de desplazamiento aumenta cuando el material es inyectado como una dosis pura. En la figura 2,13 se muestra el proceso de bombeo de CO2, este es seguido por inyección continua de agua para manejar la dosificación en el yacimiento. El rastro de agua inmiscible desplaza al CO2, dejando una saturación residual de CO2 en el yacimiento. 71 Figura 15. Esquemas de diferentes procesos de inyección de CO2 y agua 72 2.10. Arreglos de pozos La disposición de los pozos en un campo siguiendo un patrón con espaciamientos definidos, permite el desarrollo de un proceso de recuperación de mejorada de manera sistemática y controlada. La idea principal de un arreglo de pozos es obtener el mayor contacto posible entre el fluido inyectado y el petróleo. La selección del tipo de arreglo depende de: • Heterogeneidad del yacimiento. • Dirección de la permeabilidad horizontal. • Disponibilidad de los fluidos inyectados. • Máximo factor de recobro obtenido. • Inyectividad, productividad. • Estructuras geológicas presentes. Sin embargo, generalmente la selección del tipo de arreglo depende de la ubicación de los pozos ya existentes, pudiéndose convertir los pozos productores a inyectores. 73 2.10.1. Tipos de arreglo de pozos Los pozos normalmente son arreglados de manera regular en grupos de línea directa, cuatro normal o invertido, de cinco, de siete normal o invertido, o de nueve normal o invertido, tal como se muestra a la Fig. 16 a.) Línea recta d.) 7 pozos b.) 4 pozos c.) 5 pozos e.) 9 pozos Figura 16. Arreglo de pozos regulares Por otro lado, otros modelos de arreglos irregulares son implementados en muchos casos, ya sea por modificación de los pozos ya existentes, o porque las condiciones del yacimiento así lo requieren. La Fig.17 muestra de este tipo de arreglo. Figura 17. Arreglo de pozos irregulares. 74 2.11. Simulación de yacimientos La simulación numérica consiste en la construcción de un modelo de yacimiento que represente el comportamiento de los fluidos a través del mismo. La simulación tiene como fundamento las ecuaciones que describen los fenómenos físicos del flujo de fluidos a través del medio poroso, tales como balance de materiales, ley de conservación de la masa, ley de Darcy, ley de transferencia de calor, ecuación de estado, etc. El modelaje de yacimientos calcula las presiones y saturaciones en función del tiempo y del espacio, por ello, sus objetivos más comunes son: • Maximizar el recobro de un yacimiento estudiando su plan de desarrollo. • Fijar el momento óptimo para la implementación de un proceso de recuperación mejorada. • Predecir el comportamiento de un yacimiento bajo un proceso particular de recuperación y sus variantes. • Determinar el mejor arreglo de pozos (su ubicación y espaciamiento). • Desarrollar un mejor esquema de completación acorde con las necesidades actuales y las futuras del yacimiento. • Comprender el efecto de las estructuras geológicas presentes en la recuperación del crudo. 75 2.11.1. Tipos de simuladores numéricos Simuladores de petróleo negro o blackoil Son simuladores de tres componentes (agua, petróleo, y gas) en donde no se toma en cuenta el cambio en la composición de los fluidos. Su fundamento se basa en que el petróleo en sitio es poco volátil, razón por la cual se considera constante su composición. Los simuladores de petróleo negro se usan en la actualidad en la mayoría de los yacimientos en estudio debido al menor tiempo de cálculo requerido por los mismos Simuladores composicionales Los simuladores composicionales, a diferencia de los de petróleo negro, toman en cuenta las variaciones de la composición de las fases con presión y temperatura, además del flujo de las fases; el crudo esta caracterizado por una mezcla de n componentes, cada uno con sus propiedades. Los simuladores composicionales son comúnmente utilizados en los siguientes tipos de estudio: • Inyección de gas. • Desplazamiento miscible. • Inyección de dióxido de carbono. • Yacimientos de gran espesor con gradientes composicionales debido a la gravedad. • Yacimientos con alta presión y alta temperatura. • Yacimientos de petróleo volátil y de condensación retrograda. Simuladores térmicos Este tipo de simuladores toma en cuenta el flujo de fluidos y transferencia de calor y cambios de fases. Son utilizados para el modelaje de procesos de recuperación mejorada de petróleo por métodos térmicos, en donde la física involucrada en los cambios de viscosidades y densidades resulta compleja y complicada. 76 Simuladores químicos Son simuladores que realizan cálculos completos de las reacciones químicas llevadas a cabo dentro del yacimiento, tales como dispersión, absorción, fraccionamiento y comportamiento complejos de fases. Son comúnmente usados para la simulación de procesos de inyección de surfactantes, polímetros, fluidos alcalinos, acidificaciones entre otros. 2.11.2. Ecuaciones Utilizadas en la Simulación de Yacimientos Los cálculos desarrollados por un simulador son resultado de la combinación de la ley de Darcy y la ley de conservación de la masa. Adicionalmente, cuando se trabaja con procesos térmicos se añade la ecuación de conservación de la energía. Estas ecuaciones, en conjunto con las ecuaciones constitutivas y definición de las condiciones de borde, pueden ayudar a predecir el movimiento de los fluidos en un medio poroso, usualmente mediante técnicas de diferencias finitas. Ley de Darcy Es la ley fundamental que describe el movimiento de los fluidos en un medio poroso. Fue formulada por Henry Darcy en 1.856 como resultado de numerosos experimentos sobre el flujo del agua a través de paquetes de arena. La ecuación de Darcy para un sistema lineal y horizontal se expresa de la siguiente manera: v=− k dp µ dx (2.17) donde: v es la velocidad de flujo aparente. k es la constante de proporcionalidad, conocida posteriormente como permeabilidad. µ la viscosidad del fluido. 77 Ecuación de balance de masa La ecuación de balance de masa establece que la masa que entra menos la masa que sale, es igual a la acumulación de masa en el sistema. Para su derivación se considera flujo másico en estado monofásico que entra y sale de un modelo tipo tanque como el mostrado a continuación, en donde el flujo se mueve en la dirección del eje x. Siendo el bloque de longitudes ∆x, ∆y y ∆z , entonces el balance de masa puede escribirse de la siguiente manera: Figura 18. Representación del flujo de masa (υx.ρx.∆y.∆z ) − (υx + ∆x.ρx + ∆x ∆y .∆z ) = (∆x.∆y.∆z )φ ( ρt + ∆ t − ρt ) ∆t (2,18) Ecuación de balance de energía La ecuación de balance de energía, o primera ley de la termodinámica, establece que la energía no puede ser creada ni destruida. Como la energía cinética y el trabajo mecánico realizado por la expansión térmica del yacimiento y sus alrededores son usualmente despreciables, la primera ley de la termodinámica puede establecerse en base a un análisis de volumen: 78 Energía neta transferida + Energía agregada al sistema = ganancia de energía interna Figura 19. Representación del flujo de energía 79 2.11.3. Mallados La selección de la malla es una de los trabajos que más tiempo requiere a la hora de armar un modelo para simulación. La malla se sobrepone en el yacimiento con la finalidad de resolver las ecuaciones de flujo no lineales y así predecir el comportamiento del yacimiento. El mallado normalmente se selecciona basado en las siguientes consideraciones: 1. Geología y tamaño del yacimiento. 2. Tipo de fluido desplazante o proceso de agotamiento a ser modelado. 3. Precisión numérica deseada. 4. Disponibilidad programa y capacidad de cómputo. 5. Objetivos del estudio de simulación. Tipos de mallas En la actualidad se trabaja con dos tipos de mallas: estructuradas y no estructuradas. Las mallas estructuradas son aquellas en donde se alinean las celdas a las coordenadas ortogonales. Este tipo de malla son las más usadas. `Block Centered' o Bloque Centrado: Las mallas `Block Centered' poseen celdas en forma de paralelepípedo, a las cuales se les asigna una dimensión determinada y son ubicadas espacialmente mediante la definición del tope de la celda. Este tipo de malla realiza los distintos cálculos referenciados al centro de la celda. Los resultados producto de este tipo de malla suelen ser más precisos que el Corner Point en datos relacionados a los términos de acumulación. Figura 20. Malla Block Centered 80 Definicion de esquinas o `Corner Point': Se construyen definiendo las coordenadas X, Y, y Z de las esquinas de cada celda. Las mallas `Corner Point' representan mejor la geometría del yacimiento, ya que pueden toman en consideración el buzamiento y bordes del yacimiento, por ende, los resultados producto de este tipo de malla suelen ser mas precisos que el `Block Centered' en datos relacionados al flujo de fluidos. Sin embargo cuando el mallado es uniforme, existen poca diferencia entre las mallas `Corner Point' y `Block Centered'. Figura 21. Malla Corner Point Radial Las mallas radiales son comúnmente utilizadas para estudiar el flujo en un solo pozo vertical, ya que representa mejor el flujo tipo radial. Para su definición se necesita definir solamente tres (3) parámetros: radio, ángulo de división, y capas en profundidad. Figura 22. Malla en coordenadas cilíndrica 81 Perpendicular Bisección (PEBI) La malla PEBI o Voronoi fue introducida a finales de los anos 90 como alternativa para representar yacimientos altamente complejos en donde se obtenían grandes errores producto de la resolución de las ecuaciones de diferencias finitas en esquemas de 5 o 9 puntos. La creación de las mallas PEBI esta basada en los diagramas de Voronoi, los cuales establecen que un conjunto de puntos pueden dividir un plano en varias regiones, en donde todos los puntos dentro de cada región están mas próximas al punto generador que a cualquier otro punto del plano. Figura 23. Malla PEBI De esta manera, las mallas PEBI permiten distribuir los puntos del mallado arbitrariamente, pudiéndose adaptar la misma a la geometría del yacimiento y los patrones de flujo ahí presentes. Es así como las mallas PEBI permiten generar el mallado en función de una falla, un pozo, y/o cualquier otro elemento no simétrico en un modelo. Las mallas PEBI pueden ser generados mediante la utilización de algunos preprocesadores, tales como OFFICETM, FLOGRIDTM, y WELTESTTM de la empresa Schlumberger. 82 La generación de este tipo de malla se realiza en 4 etapas 1.- Distribución de puntos: Los puntos se distribuyen de acuerdo al tipo global de malla seleccionada. 2.- Triangulación y tetraedralizacion: Se realiza la construcción de una triangulación o una tetraedralizacion valida para un determinado conjunto de puntos (creado en el paso anterior) del tipo Delaunay. 3.- Generación de las celdas: Consiste en la generación de un mapa de agregación, que consiste en una lista de triángulos o tetraedros que formaran los vértices de la malla PEBI. Para considerar cuales triángulos serán agregados se siguen dos reglas generales: a) todos los triángulos o tetraedros cuyos nodos sean los más cercanos a una distribución de puntos estructurada. b) todos los triángulos o tetraedros con circumcentros cercanos unos con otros. La cercana esta definida como la distancia entre ellos vista como una fracción y menor a una tolerancia especificada en el programa. 4.- Cálculo de las propiedades de la celda: Para cada celda se le asigna un valor constante de propiedad, siendo esta calculada en el centro de cada celda. Existen diversos tipos de mallas PEBI, estando su selección sujeta a la geometría del yacimiento en estudio, tales como: hexagonal, cilíndrica, cartesiana, híbridas, entre otras. 83 Los tipos de mallas PEBI se muestran en la Fig. 24. a.) Hexagonal b.) Cilíndrica c.) Cartesianas d.) Híbrida Figura 24. Tipos de malla PEBI 84 CAPITULO III MARCO METODOLOGICO 3.1. Tipo de investigación El estudio realizado se clasificó siguiendo diversos criterios establecidos por Nilda Chávez Alizo (1.992) [4] tal como se muestra a continuación. Según el propósito o grado de abstracción de la investigación es de tipo aplicada, ya que recolecta datos empíricos para formular, evaluar, y dar solución a un problema en un período de tiempo determinado (tiempo que tardara la recolección y análisis de los datos). Según la evolución del estudio se clasificó como transversal, debido a que las variables objeto de estudio se medirán en una sola oportunidad. El propósito de este método es describir variables y analizar su incidencia e interrelación en un momento dado. Según la comparación de las muestras el estudio se catalogo como experimental, ya que se modifican las variables consideradas como causa dentro de la relación causa-efecto en un proceso de inyección continua de vapor. La investigación presenta la manipulación de una variable no comprobada, en condiciones rigurosamente controladas, con el fin de escribir de que modo y que causa tal parámetro. Según el método de investigación, el estudio es explicativo estando dirigido a responder las causas de los eventos físicos involucrados, yendo más allá de la descripción de conceptos o el establecimiento de las relaciones entre ellos. 85 3.2. Población y muestra Población se define como la totalidad del fenómeno a estudiar, donde las unidades de población poseen una característica común, la que se estudia y la que da origen a los datos de la investigación. En el caso del presente estudio, la población está definida por los yacimientos de petróleo pesado en donde es factible la aplicabilidad de la Inyección de CO2 como método de recobro adicional de petróleo después de haber agotado el límite económico con procesos térmicos en dichos yacimientos. La muestra es un conjunto de ese universo o población total. El estudio no tiene una muestra real, ya que el mismo se realizó en un modelo de yacimiento ideal, cuya principal característica es que posee propiedades distribuidas uniformemente a lo largo de los tres ejes, y en yacimientos con propiedades anisotrópicas. Este tipo de yacimientos permiten representar un proceso particular, y así evaluar su comportamiento. El criterio para la elaboración del modelo conceptual estuvo basado en las propiedades típicas encontradas en los yacimientos de la Faja del Orinoco en Venezuela, información adquirida a través de distintas publicaciones y artículos científicos. Los resultados obtenidos en este estudio no pueden ser extrapolados estadísticamente. 3.3. Instrumentos y técnicas Los instrumentos de investigación son los medios que se utilizaron para medir el comportamiento o atributos de las variables. Para ello se utilización la simulación numérica computarizada a través de distintos programas. Las técnicas de recolección de datos son las distintas formas o maneras de obtener la información. Para la presente investigación se utilizo la observación directa. En lo referente al análisis, se utilizaron técnicas lógicas (inducción, deducción, análisis, y síntesis) para la interpretación de los resultados. 86 3.4. Recursos Recursos materiales Se hizo uso de computadoras, materiales de oficina, y programas. Entre los programas utilizados se encuentran: PVTi, ECLIPSE 300TM, FLOWVIZTM y ECLIPSE OFFICETM, de la empresa Schlumberger, y EXCELTM y WORDTM de la empresa Microsoft. Recursos humanos Se contó con el apoyo técnico de los asesores industriales de FAJA Regional Technology Center y personal docente de la división de postgrado de la Universidad del Zulia. Recursos financieros La investigación fue financiada en su totalidad por Schlumberger de Venezuela S.A. 3.5. Documentación bibliográfica Para la realización de la documentación bibliográfica se utilizó información procedente de diversas fuentes, entre ellas: 1- . Enciclopedias y libros relacionados a la ingeniería de yacimientos, procesos de recuperación mejorada, procesos de recuperación térmica, inyección continua de vapor, Simulación de yacimientos, entre otros. 2.- Información digital consultada a través de las redes de información interna de Schlumberger. 3.- Trabajos de investigación relacionados al tema, desarrollados en diversas universidades del país. 87 4.- Publicaciones relacionadas al tema a través del portal Web de la Society of Petroleum Engineers (SPE). 5.- Manuales de las herramientas de los programas utilizados. De igual forma se contó con información obtenida a través de entrevistas a personas con alta experiencia en procesos de inyección de vapor y/o simulación numérica. 3.6. Selección del área de estudio Geográficamente el área de estudio es la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela, la cual es un extensa zona rica en petróleo, ubicada en la margen izquierda del río Orinoco, que tiene aproximadamente 650 km de este a oeste y unos 70 km de norte a sur, para un área total de 55.314 km². Estos territorios comprenden parte de los estados venezolanos Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. Las acumulaciones de hidrocaburos van desde el sureste de la ciudad de Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico. Figura 25. Ubicación del área de estudio 88 3.7. Selección del fluido Se utilizó un modelo de fluido y propiedades roca-fluido previamente validado proveniente de la Faja del Orinoco, el cual se considera representativo para el área en estudio. Este fluido fue necesario caracterizarlo 3.8. Ajuste de la ecuación de estado del fluido Se caracterizó un petróleo extrapesado de 8.2º API, representativo de la Faja Petrolífera del Orinoco, mediante una Ecuación de Estado, para representar la variación de composición, comportamiento de fase y propiedades volumétricas que sufre el fluido del yacimiento a partir de los cambios de presión y temperatura que se llevan a cabo en un proceso de recuperación térmica como la inyección de vapor y seguido por un método de recuperación terciario como la inyección de CO2. Se empleó el módulo PVTi de ECLIPSE, para efectuar el proceso de ajuste de la Ecuación de Estado (EDE). El diagrama mostrado en la Figura 26, muestra las etapas que implica el proceso de ajuste. 89 FLUIDO A CARACTERIZAR CARGA DE DATOS (COMPOSICIÓN –N COMPONENTES-, PRUEBAS CCE, PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL) AGRUPAMIENTO DE LOS N-1+ M COMPONENTES EN X PSEUDOCOMPONENTES (X<<N) REGRESIÓN SELECCIÓN DE VARIABLES DE REGRESIÓN SELECCIÓN DE PARÁMETROS PVT REPRESENTATIVOS A AJUSTAR AJUSTE: PROCESO DE ENSAYO-ERROR ASIGNACIÓN DE VALORES A VARIABLES DE REGRESION VARIACIÓN DE PESOS GLOBALES PARÁMETROS REPRESENTATIVOS COMPARACIÓN: VALORES OBSERVADOS VS VALORES CALCULADOS/ TENDENCIAS Figura 26. Etapas del ajuste de la Ecuación de Estado (EDE) del fluido del yacimiento 90 Los pasos para realizar el ajuste de la ecuación de estado en PVTi fueron los siguientes: a) Carga de Datos del Fluido: a partir del informe PVT disponible, específicamente una muestra de fluido de cabezal, se cargó en el programa la siguiente información: Composición del fluido del yacimiento: sus componentes y fracciones molares, • Peso molecular de la fracción Plus • Temperatura inicial del yacimiento. • Presión de saturación o presión de burbuja del yacimiento • Prueba de expansión a composición constante y la prueba de liberación diferencial corregida por condiciones optimas de separador. Se seleccionó como ecuación de estado la Ecuación de Peng-Robinson de tres parámetros. b) Agrupamiento en seudocomponentes: para este caso se efectuó el ajuste de la EDE con 5 seudo componentes, y se bebió dejar el CO2 como componente puro. c) Se efectuaron agrupamientos de los componentes según el comportamiento de las curvas de los valores K o constantes de equilibrio de fase en función de la presión. Se agruparon los componentes según la semejanza del comportamiento de sus curvas de K con presión, verificando la tendencia a estar dentro de una u otra fase en el rango de presiones del yacimiento y del rango posible en el cual éste se encontrará durante el proceso de recuperación mejorada. Ver en la tabla 7 algunas de las propiedades antes mencionadas en los 5 pseudocomponentes 91 Propiedad CO2 N2+C1 C2+ C8+ C30+ Peso Molecular 44.01 16.056 76.704 268.85 821.8 Composición Inicial (%) 1.18 17.852 2.3102 38.984 39.674 Grav. Especifica 0.777 0.42542 0.65934 0.85296 0.94446 Fracción en Peso (%) 0.11912 0.65741 0.40643 24.038 74.779 Volatilidad Vivo- Gas Vivo Vivo Muerto Vivo Tabla 7. Propiedades de los seudo componentes del fluido Figura 27. Envolvente de Fase 92 La constante de equilibrio de fase para un componente i define la distribución en equilibrio de este componente entre la fase líquida y la fase de vapor, a través de una relación sencilla entre las fracciones molares en el vapor (y) y en el liquido (x) a una presión dada, es decir ki = yi xi (3,1) Se agruparon entre si preferencialmente aquellos que se mantengan en el rango de presión de interés dentro de una misma fase. La Figura 28 muestra el comportamiento típico de las curvas de valores K para un sistema multicomponente. En el presente trabajo se definieron 5 seudocomponentes, el primero que representa el CO2 como componente puro, el segundo que representa la fracción volátil de C1 y Nitrógeno, el tercero que representa las fraccionas del C2 al C7, el cuarto que representa las fracciones del C8 al C29 y el quinto que representa las fracciones mas pesadas y con mayor grado de incertidumbre, el C30+. Figura 28. Curvas de valores K para un sistema multicomponente 93 d) Regresión: La etapa de regresión se basa en seleccionar el juego de variables principales (parámetros de la EDE: Ωa, Ωb, temperatura, presión, volumen crítico, factor acéntrico, etc.) y asignar “pesos” o valores a estas variables, que permitan en principio representar el comportamiento volumétrico del fluido, es decir el factor volumétrico del petróleo. La densidad de líquido y la relación Gas/Petróleo en solución, con el mínimo porcentaje de error posible entre los valores medidos (obtenidos a partir del informe PVT) y los valores calculados por el programa y en función de este ajuste al comportamiento real se represente de la mejor forma posible el comportamiento de equilibrio de fases del petróleo. Esto se efectuó a partir de procesos iterativos de ensayo y error en función de las variables y pesos asignados a las variables. Fue necesario observar el comportamiento de los valores calculados ante cada modificación de una variable y analizar las tendencias de las curvas calculadas y el porcentaje de error (generalmente son aceptables errores relativos inferiores al 5%). e) Finalmente después de tener ajustadas las propiedades del fluido se hace la generación del archivo de salida para la simulación térmica: una vez alcanzado el ajuste de las propiedades volumétricas y de fase del fluido, se exportó esta información en un archivo que debe ser incluido en la fase de simulación dinámica. Se trata de un archivo de extensión .PVO, el cual contiene las especificaciones de las variables que permiten construir la ecuación de estado y representar el comportamiento del fluido ante los cambios de presión, temperatura y composición 94 3.9. Definición del modelo de yacimiento Para llevar a cabo este análisis se utilizó un yacimiento homogéneo en todas sus propiedades y sin buzamiento, esto con la finalidad de establecer un ambiente ideal en donde se pudiese evaluar correctamente las leyes físicas involucradas en el desplazamiento de fluidos. Se selecciono la malla cartesiana resuelta bajo un esquema de 5 puntos, en la cual se definió un solo pozo inyector de vapor en el centro de la malla, con el propósito de observar el desplazamiento del vapor y posterior el desplazamiento con CO2. Se procedió a construir el mallado, empleando los horizontes de tope y base como superficies conformables. Se definió el tamaño de las celdas en “x” e “y” o el incremento, para cada caso 25 pies. Posteriormente se efectuó la discretización vertical o definición del número de capas y celdas en la dirección “z” asignadas al modelo, para este caso, 20 capas o celdas, distribuidas proporcionalmente de 5 pies cada una. La malla generada se observa en la figura 29. 3.9.1. Características de la malla Malla Cartesiana - Esquema de 5 puntos Tipo de malla: Cartesiana Esquema de cálculo: 5 puntos dx = dy = 25'; dz = 20' Celdas: 61x61x20 Total: 74420 celdas Esta malla fue obtenida del pre-procesador PETRELTM, y vista en Floviz 95 Figura 29. Malla Cartesiana Como última fase de la construcción de este modelo se tiene la asignación de las propiedades al mallado. La primera es una propiedad de espesor, que permite visualizar el mallado en sus tres dimensiones y verificar si se respetan las discretizaciones asignadas, tanto vertical como arealmente. Luego se asignaron valores constantes a las propiedades de porosidad, permeabilidad horizontal, relación Kv/Kh y relación arena neta/arena bruta y corresponden a valores promedios de la “Faja Petrolífera del Orinoco”. Las principales características estructurales y los valores petrofísicos asignados al modelo “Homogéneo” que se muestran a continuación: 96 3.9.2. Propiedades de la roca • Porosidad = 28% • BTU ο Conductividad térmica de la roca = 24 pie * dia. F • BTU 3 ° Capacidad calorífica de la roca = 35 pie . F • ο Temperatura inicial = 118 F • Profundidad del tope de la arena = 2,500 pies • Profundidad de la base de la arena = 2,600 pies • Espesor de la arena = 100 pies • Kv/Kh = 0.15 • NTG = 80 % • −5 −1 Compresibilidad de la roca = 2.3 * 10 lpc (obtenida a través de mediciones de núcleo del bloque Junín ) 3.9.3 Propiedades de las rocas adyacentes • Conexiones en todo el tope y toda la base del yacimiento • BTU ο Conductividad térmica de la roca = 23 pie * dia. F • BTU 3 ° Capacidad calorífica de la roca = 42 pie . F 97 3.9.4. Propiedades de los fluidos El modelo de fluido se construyó a partir del ajuste de la ecuación de estado del fluido original del yacimiento. La información relacionada a propiedades criticas, condiciones y propiedades de referencia, pesos moleculares, calores específicos, compresibilidades, coeficientes de expansión térmica y factores de compresibilidad para cada pseudocomponente, y datos requeridos para la construcción de las curvas de valores K se suministran al simulador mediante el archivo de salida del programa PVTi. Fases presentes: Agua, gas y petróleo • Saturación de petróleo = 0,83525 • Saturación de gas = 0 • Saturación de agua = 0,16475 Curvas de valores K Para la estimación de los valores de K para cada pseudocomponente con presión y temperatura, se emplea la correlación dada por la Ecuación 3.2. P 5.372697*(1+ Ac )* 1− K ( P, T ) = crit e P Tcrit T (3.2) Donde T es la temperatura absoluta (ºR), P es la presión (psia), Ac es el factor acéntrico (para cada pseudocomponente), Tcrit es la temperatura crítica de cada pseudocomponente, Pcrit es la presión critica de cada pseudocomponente. 98 Curvas de permeabilidad relativa Las curvas de permeabilidad relativa empleadas son representativas del área de San Diego. Los valores de la permeabilidad relativa al agua se presentan en la Tabla 3.2, y de forma grafica en la Figura 3.7. Por su parte, los valores de la permeabilidad relativa al gas se presentan en la Tabla 3.3, y gráficamente en la Figura 3.8. Se establece presión capilar igual a cero en los contactos, tanto para el agua/petróleo como para el gas/petróleo, ya que las altas permeabilidades y porosidades de las formaciones así lo justifican. Sw 0.20 0.21 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.80 Krw 0.000 0.000 0.003 0.007 0.012 0.020 0.035 0.065 0.110 0.190 0.288 0.410 0.558 0.748 Krow 1.000 0.930 0.627 0.430 0.320 0.252 0.194 0.146 0.106 0.075 0.050 0.031 0.018 0.000 Pc, psia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabla 8. Permeabilidad relativa al agua 99 1.000 Krw Krow 0.800 Kr 0.600 0.400 0.200 0.000 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 Sw Figura 30. Curvas de permeabilidad relativa al agua Sg 0.00 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.80 Krg 0 0 0.0005 0.0015 0.0030 0.0050 0.0120 0.0250 0.0500 0.0950 0.1500 0.2100 0.2900 0.4350 0.6400 1 Krog 1 0.716 0.597 0.492 0.400 0.320 0.252 0.194 0.146 0.106 0.075 0.050 0.031 0.018 0.009 0 Pc, psia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabla 9. Permeabilidad relativa del gas 100 1 Krg krog 0.8 Kr 0.6 0.4 0.2 0 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 Sg 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 Figura 31. Curvas de permeabilidad relativa del gas Viscosidad del crudo con temperatura Se suministran al simulador las tablas de viscosidad con temperatura para cada fase: liviana y pesada (petróleo) de la mezcla, tablas 10 y 11 respectivamente. La viscosidad con temperatura en la fase gas de los pseudocomponentes en estado gaseosos se estimó a través de la correlación de Lee-González-Eakin . El comportamiento de la viscosidad con temperatura en la fracción mas pesada, es muy similar al de la viscosidad de la mezcla, la cual se calculo a partir de dos puntos de viscosidad vs. temperatura medida en laboratorio y que fue extrapolada hasta temperaturas mayores mediante la ecuación de Andrade 101 CO2 N2+C1 Visc (cp) Temp (F) Visc (cp) Temp (F) 86 140 0.01737 0.01852 86 140 0.0124 0.01324 200 0.02007 200 0.01416 300 0.02288 300 0.01562 400 0.02578 400 0.01699 500 600 0.02867 0.03153 500 600 0.01829 0.01954 Tabla 10. Viscosidad del gas vs. Temperatura Viscosidad del Gas vs Temperatura 0.035 V iscosidad (cp) 0.03 0.025 0.02 CO2 N2+C1 0.015 0.01 0.005 0 0 100 200 300 400 500 600 700 Temperatura (F) Figura 32. Comportamiento viscosidad del gas vs. temperatura 102 Temp (F) Viscosidad (cp) 109 6045.697 118 3657.402 120 3277.837 140 1140.728 160 424.963 180 200 168.392 70.576 220 31.132 240 14.39 260 6.943 280 300 340 360 3.485 1.813 0.542 0.309 380 0.182 400 0.109 440 0.042 460 0.027 480 0.018 500 0.012 540 0.005 560 0.004 580 0.003 600 0.002 Tabla 11. Viscosidad de la mezcla vs. temperatura 103 Viscosidad vs Temperatura 6500.000 Viscosidad (cp) 5500.000 4500.000 3500.000 Series1 2500.000 1500.000 500.000 -500.000 0 100 200 300 400 500 600 700 Temperatura (F) Figura 33. Comportamiento viscosidad de la mezcla vs. temperatura 3.9.5. Presiones • Presión Inicial del Yacimiento: 676 lpca • Presión de saturación: 589 lpca • Presión de Fondo Fluyente (Pozo): 350 lpca Posteriormente se exportó la información del modelo “Homogéneo”, como dos archivos que pueden ser incluidos en el archivo de datos principal que requiere la herramienta de simulación dinámica, el primero, un archivo de extensión .GRDECL, el cual contiene la información relativa a la geometría y dimensiones del mallado, y el segundo, un archivo de texto, que contiene las propiedades del mallado. 104 3.10. Definición de las propiedades de inyección 3.10.1 Presión de inyección de vapor Para el proceso de inyección se estableció la presión de inyección como condición constante para todas las corridas. Para la determinación de la presión de inyección se consideró que la misma debe ser suficiente para permitir al vapor penetrar dentro de la formación y poder desplazar los fluidos allí presentes. A mayor presión, y con las demás condiciones termodinámicas constantes, la entalpía disminuye y por ende, disminuye la cantidad de calor que transporta ese vapor. Considerando que la presión inicial del yacimiento es 676 lpca, se escogió una presión de inyección de 1200 lpca ( ∆P =524 lpc). A esta presión de inyección, el vapor posee una temperatura de saturación que puede ser soportada por los cementos y los revestidores comúnmente utilizados en la industria para los procesos térmicos. La presión de inyección se consideró constante a lo largo de todo el proceso de inyección de vapor. 3.10.2 Calidad del vapor en la cara de la arena La calidad con la cual el vapor llega a la cara de la arena depende de la calidad en la boca del pozo, las pérdidas en el pozo, la tasa de inyección, la presión de inyección y el diámetro de la tubería. Mientras mayor sea la calidad del vapor, mayor será la entalpía que está transportando y por ende mayor calor se estará inyectando al yacimiento. La calidad de vapor se escogió en base a estudios previos de inyección de vapor continua realizados en el área de interés, en los cuales se hicieron diferentes sensibilidades de tasas de inyección, a partir de la cual se obtuvo un valor de calidad óptimo de 0.75, razón por la cual se considere este valor de calidad apropiado para nuestro estudio. 105 3.10.3. Tasa de inyección La tasa inyección es uno de los parámetros mas importantes en un estudio de inyección de vapor, ya que determina la cantidad de vapor que deberá ser generada para lograr un buen barrido del área. La misma se estableció en 2000 barriles de agua por día. 106 3.11. Estudio de la Inyección Continua de Vapor con pozos horizontales 3.11.1. Arreglo de Pozos Esta parte del estudio consiste en evaluar un proceso de inyección continua de vapor bajo un arreglo de 5 pozos horizontales invertidos (punta-talón), y el pozo inyector vertical ubicado en el centro del arreglo de 53 acres, con un POES de 7.600.000 barriles normales de petróleo. Cada pozo horizontal tiene una longitud de 825 pies aproximadamente con un espaciamiento entre pozo y pozo de 75 pies. La figura 34 muestra el esquema del arreglo La inyección de vapor se realizó a través del pozo vertical completado en toda la sección del estrato (de la capa 1 a la capa 20), a su vez, los pozos horizontales fueron completados en la capa 18 del eje z, correspondiente a una profundidad de 2590 pies. Como el arreglo es geométrico la distribución de propiedades es homogénea y no posee buzamiento, entonces el vapor se distribuye simétricamente en dicho arreglo. Figura 34. Modelo de Inyección con 4 Pozos productores horizontales y un pozo inyector central (5 pozos) 107 Tomadas estas consideraciones, se definió dentro del modelo una región de fluidos en el área dentro del cuadrado (elemento de simetría) con las mismas características del resto del modelo. Posteriormente se obtuvieron del simulador los datos referentes al petróleo en sitio promedio de la región y así determinar adecuadamente el efecto del desplazamiento en la recuperación de petróleo dentro del arreglo. El estudio se realizó dentro de una malla de 53 acres de modo de no limitar el flujo normal del pozo y considerar que el arreglo se implementará en un campo bajo un esquema masivo con los arreglos dispuestos al lado del otro, tal como lo muestra la Fig. 35 Figura 35. Esquema masivo de arreglos de 5 pozos Los principales parámetros utilizados para cuantificar la efectividad del proceso fueron: el tiempo, la relación vapor-petróleo y el factor de recobro, siendo estos los de mayor relevancia para la comparación de proyectos de inyección de vapor. 108 3.11.2. Parámetros utilizados para el análisis del proceso Tiempo de estudio El caso de inyección de vapor fue evaluado en un periodo de 5110 días (14 años), y el mismo se considero en base a la relación vapor petróleo. Relación Vapor-Petróleo o Steam Oil Ratio (SOR) La relación de vapor - petróleo igual a cuatro (4), valor comúnmente utilizado en las operaciones de inyección de vapor dentro del país. Se tomará como límite económico del proceso de inyección de vapor. Factor de recobro Para la determinación del factor de recobro se calcularon los cambios de volúmenes de petróleo en la región utilizando la siguiente ecuación: Fr = Voi − Vof Voi (3,2) Donde: Fr es el factor de recobro Voi es el volumen de petróleo al tiempo inicial Vof es el volumen de petróleo al tiempo final Petróleo neto para la venta El petróleo neto para la venta es el petróleo producido menos el petróleo utilizado como combustible para la generación del vapor. Para el cálculo del petróleo neto se realizan los siguientes pasos: 1. Cálculo de la entalpía de entrada al generador: Calculado mediante la ecuación 3.3: Hw = Cw(T − 32) (3.3) Donde: 109 Hw es el calor sensible al agua Cw es el calor específico del agua T es la temperatura del agua 2. Cálculo de la entalpía a la salida del generador: Para el cálculo de la entalpía en la salida se estima un vapor húmedo con calidad de 90%. Esta consideración se realiza ya que en las operaciones de generación de vapor en la industria del petróleo rara vez el vapor que sale de la caldera se encuentra en estado sobrecalentado. Esto se debe a que en la mayoría de las calderas utilizadas para la generación de vapor en campo se utiliza agua con pequeñas concentraciones de sales, y si las sales se dejan precipitar se forman incrustaciones. Por el contrario, si se deja una cantidad de agua libre en la generación del vapor, esta llevara consigo las sales y evitará las incrustaciones. Para el cálculo de la entalpía a la salida se utiliza las ecuaciones 3.4 y 3.5: Hws = Hw = X .Lv (3.4) Hws = Cw(Ts − 32) + X .Lv (3.5) Donde: Hws es el calor total o la entalpía del vapor húmedo. Hw es el calor sensible del agua saturada. X es la calidad del vapor húmedo. Lv es el calor del vapor o calor latente de vaporización. Ts es la temperatura de saturación del agua. Cw es el calor específico del agua. 3. Energía necesaria para calentar el agua hasta las condiciones deseadas: Calculado mediante la ecuación 3.6: Hw = Entalpia SALIDA − Entalpia ENTRADA (3.6) 110 4. Petróleo utilizado como combustible para generar vapor: El valor calorífico bruto del petróleo pesado es aproximadamente 18.500 BTU / lb [14]. Con el valor calorífico, y la densidad del petróleo, es posible la determinación de la energía por cada barril de crudo que es liberada en un proceso de combustión. De esta manera, con el valor calorífico es posible determinar la cantidad de petróleo que debe ser quemada para proporcionar una cantidad de energía a un sistema. 3.12. Cantidad de CO2 producida a partir del proceso de combustión de la planta de generación de vapor 3.12.1. Capacidad de la planta generadora de vapor De acuerdo al número de pozos, distancia entre pozos, inyectividad, presión de yacimiento, etc., las plantas de vapor se diseñan para producir vapor saturado a las presiones requeridas. Desde la planta de generación, el vapor es transportado a los pozos mediante líneas de distribución. En principio se envía agua hacia la plantas de generación de vapor, la cual pasa a través de un sistema de tratamiento constituido por filtros de grava y suavizadores para con ello reducir las impurezas no deseadas (Fig. 3.13). Dentro de los elementos no deseados se mencionan: materia orgánica, sólidos en suspensión los cuales son retenidos en los filtros de grava. De igual forma, la dureza a la cual es eliminado, en los suavizadores de intercambio iónico. Los generadores de vapor son todos en su mayoría de tipo serpentín y funcionan según el principio de circulación forzada de un solo paso. El diseño incluye generalmente un economizador integral y superficies de calentamiento dispuestos en forma de un nido de serpentines de tubos helicoidales concéntricos dentro de un casco de aire de doble pared. La capacidad de generación es transportada a través de las redes de distribución de vapor a los distintos pozos. 111 Figura 36. Esquema típico de una planta de generación de vapor Específicamente para el proceso de inyección de vapor se considero una planta generadora de vapor con capacidad a 10,000 Ton , destinada para la inyección en el dia arreglo de 5 pozos del modelo anteriormente definido. Para establecer la capacidad de la planta antes mencionada, se visito y se tomo como referencia la planta generadora de vapor Tía Juana E-4 perteneciente a la unidad de explotación Tía Juana Tierra, perteneciente a la Gerencia de PDVSA Tecnológica Occidente. 112 3.12.2. Proceso de combustión El vapor o el agua caliente se producen mediante la transferencia de calor en el proceso de combustión que ocurre en el interior de la caldera, elevando de esta manera, su presión y temperatura. El fenómeno químico que ocurre en la combustión se expresa mediante la siguiente ecuación: ( Me tan o + Oxigeno) → CO2 + Agua CH 4 + 2CO2 → CO2 + 2 H 2 O (3.7) El metano es el combustible que al estar en contacto con el oxígeno genera el proceso de combustión, y de donde finalmente se generan las cantidades de CO2 a utilizar en el presente estudio. De igual manera para cuantificar las cantidades de CO2 generadas en el proceso de combustión, se tomo como referencia el artículo SPE Nro 117600 [5], basado en el estudio de una planta piloto con capacidad de generación de vapor 960 en su proceso de combustión interna genera aproximadamente 60,000 Ton , y que dia Ton de CO2. dia Extendiendo estos cálculos al presente estudio, se tiene entonces que en una planta con capacidad de 10,000 equivalente a 1713 Ton de vapor se generan por combustión un dia Ton de CO2. dia Realizando las conversiones respectivas, se obtiene entonces que: 1713000000 gr / dia ltr pcn x 22,4 x = 29.000.000 pcn / diaCO2 gr grmol 30ltr 44 grmol Siendo esta la cantidad de CO2 generada durante el proceso de combustión en nuestra planta de vapor y que extrapolado a todo el periodo de inyección de vapor se multiplicara por el número de años correspondientes. Tal efecto hace énfasis en una emisión de CO2 considerable si asumimos que para el momento existirá mas de una planta generadora de vapor en el área y por tal motivo nos vemos obligados (y es la razón principal de este estudio) a buscar una alternativa para manejar tales emisiones de CO2. Por esta razón se hará énfasis en las regulaciones ambientales y su 113 importancia en la toma de decisiones en futuros proyectos, tales como la utilización mediante secuestro de este gas de efecto invernadero tanto para procesos de recuperación terciaria o mejorada, así como para almacenamiento para usos futuros. 114 3.13. Regulaciones ambientales internacionales sobre las emisiones de CO2 Esta parte del proyecto es de suma importancia y forma parte del alcance del mismo, en base a cálculos obtenidos previamente sobre las emisiones de CO2 que se arrojan a la atmósfera y que son altamente perjudiciales. Para explicar esto se puede comenzar informando que el calentamiento global es un fenómeno inducido por las emisiones de gases que se almacenan por un tiempo muy prolongado en la parte alta de la atmósfera, la cual tiene la propiedad de absorber la radiación de tipo infrarroja y eso hace que se caliente el planeta en general. Algunos lo confunden con el llamado "efecto invernadero" lo cual es un error, ya que este efecto es natural del planeta y se debe a la presencia del vapor de agua en la atmósfera, y que permite una temperatura aceptable para la subsistencia de los ecosistemas. El problema del calentamiento global surge a raíz de la revolución industrial cuando comienza a hacerse un uso cada vez mayor de los llamados combustibles fósiles generadores de dióxido de carbono (CO2), metano y óxido nitroso, intensificando el efecto invernadero. El cambio climático se deriva entonces de toda la alteración de los fenómenos atmosféricos derivados del calentamiento global, como los son el exceso de precipitaciones, los huracanes, la sequía de los suelos, y muchos más. En 1992, la preocupación de la comunidad internacional por el cambio climático dio lugar a la creación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMCC). El objetivo fundamental de la Convención es la “estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida una interferencia antropógena peligrosa en el sistema climático”. Desde esa perspectiva, reconsidera un mundo con emisiones de CO2 limitadas, de conformidad con la meta internacional de estabilizar las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero mediante la captura y almacenamiento de CO2 (CAC). La mayor parte de los escenarios del uso de energía mundial prevé un aumento sustancial de las emisiones de CO2 a lo largo de este siglo si no se adoptan medidas específicas para mitigar el cambio climático. Asimismo, sugieren que el suministro de 115 energía primaria seguirá estando dominado por los combustibles fósiles hasta, al menos, mediados de siglo La magnitud de la reducción de emisiones necesaria para estabilizar la concentración atmosférica de CO2 dependerá tanto del nivel de las emisiones futuras, como del objetivo perseguido para la concentración de CO2 a largo plazo: cuanto más bajo sea el objetivo de estabilización y más altas sean las emisiones de la línea de base, mayor será la reducción necesaria de emisiones de CO2. El tercer informe de evaluación (TIE) del IPCC establece que, según el escenario que se considere, a lo largo de este siglo habría que evitar las emisiones acumulativas de cientos, o incluso miles, de gigatoneladas de CO2 para estabilizar la concentración de CO2 a un nivel de entre 450 y 750 ppm. A raíz de ello ya desde hace un tiempo se están estudiando y de hecho aplicando los modelos donde las opciones tecnológicas conocidas podrían permitir alcanzar muy diversos niveles de estabilización del CO2 atmosférico”, pero que “ninguna opción tecnológica podrá lograr por sí sola las reducciones necesarias de emisiones”. Más bien, se necesitará una combinación de medidas de mitigación para lograr la estabilización. Para que estas opciones tecnológicas puedan aplicarse para no sólo la estabilización del CO2 en la atmósfera sino para el negocio en si, “se deberán introducir cambios socioeconómicos e institucionales conexos”. 3.13.1. Protocolo de Kyoto A raíz de la preocupación mundial por las alteraciones climáticas debido al calentamiento global, los gobiernos acordaron en 1997 el Protocolo de Kyoto del Convenio Marco sobre Cambio Climático de la ONU (UNFCCC). El acuerdo entró en vigor el pasado 16 de febrero de 2005, sólo después de que 55 naciones que suman el 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero lo han ratificado. En la actualidad 166 países, lo han ratificado. El objetivo del Protocolo de Kyoto es conseguir reducir un 5,2% las emisiones de gases de efecto invernadero globales para el período 2008-2012. Este es el único mecanismo internacional para empezar a hacer frente al cambio climático y minimizar sus impactos. Para ello contiene objetivos legalmente obligatorios para que los países industrializados reduzcan las emisiones de los 6 gases de efecto 116 invernadero de origen humano. Dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O), además de tres gases industriales fluorados: hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6). Figura 37. Emisiones de CO2 provenientes de la industria energética 3.13.2. Papel de Venezuela en el control de las emisiones de CO2 Debido a que Venezuela es uno de los países con mayor actividad en la industria del petróleo y el gas desde hace más 80 años, también es uno de los países de Latinoamérica con mayor emisión de gases tales como el CO2 proveniente de la actividad petrolera y gasífera, igualmente con las mayores reservas de crudos pesados y extrapesados del mundo, en un futuro no muy lejano se implementaran en forma masiva proyectos como el que se evalúa actualmente. Esto ha creado gran conciencia ambiental, por lo que en Noviembre del 2004 Venezuela decidió adherirse al Protocolo de Kyoto. Para combatir los efectos de cambio climático y para reducir el impacto ecológico que generan las distintas actividades económicas del país y lograr un cambio favorable en el patrón de consumo de la población, es imperativo emprender una campaña que genere conciencia acerca del uso racional de los recursos y la materia prima. 117 Figura 38. Emisiones de CO2 en países de Latinoamérica (hasta 2005) En este orden se plantean soluciones concretas en la industria tales como: Secuestro o captación del CO2 Almacenamiento de CO2 ya sea en yacimientos de petróleo o gas depletados Inyección de CO2 como método de recuperación mejorada de petróleo y gas. Específicamente la Faja Petrolífera del Orinoco es la mayor reserva en el mundo (conocida) de crudos pesados y extrapesados, y para su explotación se necesitará implementar métodos de recuperación en su mayoría térmicos, los cuales generarán mayores emisiones de contaminantes a la atmósfera. En esta premisa se basa el presente estudio, donde se plantea una opción que además de prevenir la contaminación generada por procesos típicos de la industria, ayuda a la recuperación adicional de petróleo en nuestros yacimientos. 118 Figura 39. Métodos para almacenar CO2 en formaciones geológicas subterráneas En la figura anterior se muestran diferentes formas de utilizar el CO2 para almacenamiento geológico e inyección en yacimientos de petróleo y gas. 119 Premisas establecidas en la aplicación de cambio de método de recuperación 3.14. Luego de realizar el proceso de inyección de vapor durante el periodo establecido hasta alcanzar la Relación Vapor Petróleo de 4, se procedió a comenzar el proceso de Inyección de CO2 bajo las siguientes premisas: 1. La inyección de CO2 se realizará en el mismo esquema de arreglo utilizado para la inyección de vapor, por lo que el pozo inyector y los pozos productores desde el inicio están completado especialmente y adaptados a ambientes hostiles (altas temperaturas, corrosión- CO2). 2. Previo al comienzo de la inyección de CO2, se cerrarán los pozos productores y el pozo inyector de vapor por un período correspondiente al tiempo de preparación para aplicar el nuevo método. 3. Debido a que se está trabajando en un arreglo perteneciente a sistema masivo, ya se tienen en situ las facilidades de superficie tales como: Plantas generadoras de vapor con capacidad aproximada de 10000 toneladas por día, de donde provendrá el vapor/día necesario para nuestro estudio. Planta de separación para el manejo del CO2 que se producirá junto con el petróleo producido mediante este proceso y que será reinyectado al yacimiento. Facilidades adaptadas para la compresión e inyección del CO2. 4. El CO2 a inyectar es puro totalmente (no hay contenido de contaminantes, sales, ni hidrocarburo presentes en el mismo). 5. El CO2 es proveniente del proceso de combustión llevado a cabo durante la generación de vapor de la planta generadora de vapor colocada en sitio. 120 3.15. Estudio de la Inyección de CO2 en pozos horizontales después de un proceso de Inyección Continua de Vapor Antes de definir las propiedades de inyección de CO2, es importante señalar que se tomarán como condiciones base para este proceso las condiciones finales del proceso de inyección de vapor, entre las cuales se tienen: Condiciones de yacimiento Presión del yacimiento: 355 lpc Temperatura del yacimiento: 400 ° F Condiciones de los fluidos Saturación de petróleo: 0.42 Saturación de agua: 0.23 Saturación de gas: 0.35 Viscosidad: 2.19 cp Composición del fluido: Este parámetro es de vital importancia ya que a partir de la composición que tiene el fluido al momento de finalizar el proceso de inyección continua de vapor, y a condiciones de presión y temperatura, se estudiará mediante las envolventes de fases si existe solubilidad del CO2 en el fluido a tales condiciones. Esto se realizará comparando las envolventes de fase del caso base con las envolventes de fase sumando distintos porcentajes de CO2 a la mezcla. Propiedad Peso Molecular Composición (Final ICV) (%) CO2 N2+C1 C2-7 C8-29 C37+ 44.01 16.056 76.704 268.85 821.8 0 1.731 30.501 59.999 7.777 Tabla 12. Composición del fluido al final del proceso de inyección de vapor 121 3.16. Determinación de la miscibilidad del CO2 a partir de las condiciones finales del proceso de inyección de vapor. Dependiendo de la composición y condiciones del fluido y del yacimiento, el proceso es miscible o inmiscible. Aunque el CO2 no es miscible con muchos petróleos, este puede crear un frente de desplazamiento miscible en el reservorio a medida que se mezcla con los hidrocarburos. En adición al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la recuperación de petróleo al reducir la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del reservorio se hinche. Generalmente la mínima presión de miscibilidad (MMP) es el punto de referencia para conocer si el CO2 será miscible en el petróleo o no. Por debajo de la MMP no existe miscibilidad del CO2 en el petróleo y por arriba de la presión de miscibilidad si existirá miscibilidad del CO2 en el petróleo. Existen diversas formas de calcular la MMP: correlaciones, modelos matemáticos, entre otros, pero la mejor y mas exacta forma para su determinación es mediante la prueba de laboratorio “Slim-Tube Tests” donde en un tubo de ¼ de plg (OD) y 40 cm de longitud generalmente de acero inoxidable a la que se le coloca una muestra de arena saturada con crudo a temperatura constante y a la cual se inyecta CO2 a diferentes presiones (controladas por un regulador) y el cual se mide el desplazamiento del petróleo, siendo MMP el punto de presión donde el desplazamiento llega a ser constante. Para este estudio en particular se calculó la MMP a las condiciones finales del proceso de inyección de vapor con la herramienta PVTi, donde se ingreso la composición del fluido, y la temperatura de referencia. A partir de ello, se obtuvo entonces un reporte con e valor de la MMP a cada punto de temperatura; en base a estos resultados se determino que las condiciones a la que se efectuó el presente estudio estaban muy por debajo de la MMP, por lo que se valido entonces que se estaba trabajando con un desplazamiento no miscible del CO2, 122 3.17. Definición de las propiedades de inyección de CO2 3.17.1 Presión inicial de inyección del CO2 Es importante señalar que antes de establecer el valor inicial tanto de la presión de inyección de CO2, así como de los demás parámetros durante este proceso, se hizo una revisión bibliográfica de diferentes estudios de inyección de CO2 llevados a cabo en otras partes del mundo. Particularmente se tomo como referencia el proyecto San Andrés, Denver Unit, en su artículo de la SPE [6]. Considerando que la presión del yacimiento para el momento de iniciar la inyección era muy baja debido al largo periodo de producción, se escogió una presión de inyección inicial de 600 lpca, manteniendo un diferencial de presión ( ∆P ) de 145 lpca. 3.17.2. Condiciones del CO2 a la salida de la planta de compresión Para efecto de la inyección, el CO2 a la salida de la planta de compresión será inyectado con las siguientes características: • Temperatura de inyección: 120 ° F • Presión a la salida de la planta compresora: 800 lpc • Entalpía: 400 BTU / lb 3.17.3. Tasa de inyección del CO2 La tasa de inyección de CO2 fue establecida en 2millones de pcn / dia , siendo esta cantidad constante a lo largo de todo el proceso de inyección. Esta cantidad resulta proveniente de la planta de generación de vapor instalada en el campo al cual pertenece nuestro arreglo. 123 3.18. Sensibilidad de los parámetros Para entender cuáles son los efectos más importantes de la inyección de CO2 es necesario identificar y entender el efecto de ciertos parámetros durante este proceso. Los principales parámetros considerados para sensibilizar en este proceso fueron los siguientes: Caso 1: con presión de inyección de 600 lpc (caso base) 1. Inyectando CO2 inmediatamente al culminar el proceso de inyección de vapor. 2. Presurizando el yacimiento con CO2 y abriendo pozos a producción después de 6 meses. 3. Presurizando el yacimiento con CO2 y abrir pozos a producción después de 12 meses. Caso 2: con presión de inyección de 800 lpc 1. Inyectando CO2 inmediatamente al culminar el proceso de inyección de vapor. 2. Presurizando el yacimiento con CO2 y abriendo pozos a producción después de 6 meses. 3. Presurizando el yacimiento con CO2 y abrir pozos a producción después de 12 meses. Caso 3: con presión de inyección de 1000 lpc 1. Inyectando CO2 inmediatamente al culminar el proceso de inyección de vapor. 2. Presurizando el yacimiento con CO2 y abriendo pozos a producción después de 6 meses. 3. Presurizando el yacimiento con CO2 y abrir pozos a producción después de 12 meses. 124 Cada sensibilidad se realizó igualmente en el simulador ECLIPSE 300, para un período de 6 años con el objetivo de determinar el mejor caso basado en el mayor factor de recobro obtenido. Una vez conocido el mejor caso, para el mismo se verificó si había evidencia de algún porcentaje de solubilidad del CO2 en el crudo mediante: 1. Verificación de la composición de dicho caso 2. Inclusión de diferentes porcentajes de CO2 al caso base (composición al final de la inyección de vapor) verificando su variación con cada porcentaje. 3. Evaluando la variación de las envolventes de fases a diferentes etapas de inyección de CO2 3.19. Análisis de efectividad del proceso Después de hacer el análisis para saber si existe o no algún tipo de solubilidad en el presente proceso, se procedió a realizar la comparación de los factores de recobro e incremento de producción tanto con el proceso de inyección de vapor así como con la producción en frío y poder hacer obtener una idea general de la efectividad de este proceso. 3.20. Descripción de las herramientas utilizadas PETREL: esta es una herramienta computacional integrada que combina a través de módulos, los campos de la geofísica, la geología y la ingeniería de yacimientos. El flujo de trabajo dentro de PETREL ® constituye la solución completa desde la sísmica hasta la simulación, disminuyendo las limitaciones de flujo de información que existían entre las distintas disciplinas técnicas. En general, PETREL® es una solución computacional para: interpretación sísmica 2D y 3D, generación y extracción de volúmenes sísmicos, generación de mapas de atributos sísmicos, modelado estructural, conversión de escalas de tiempo a profundidad, modelaje de velocidad, correlación de pozos, construcción de mapas y graficación de datos, escalado de registros de pozos, análisis de datos, modelado de facies, modelado petrofísico, cálculos de volumen, análisis de sellos por fallas, diseño 125 de mallas de simulación, escalamiento, pre y post-procesamiento de simulaciones de yacimiento, manejo de casos y simulación de yacimientos, ajuste de la historia de producción, diseño de pozos y análisis de incertidumbre. PVTi: es un programa composicional basado en Ecuaciones de Estado, usado para caracterizar mezclas de fluidos a ser empleadas en el simulador ECLIPSE para generar y analizar datos basados en medidas de presión, volumen y temperatura realizadas sobre mezclas de hidrocarburos en el laboratorio. Permite obtener un modelo físico realista del fluido del yacimiento, para simulaciones composicionales y térmicas. Puede ser utilizado para simular experimentos que han sido realizados en el laboratorio sobre muestras de fluidos. En líneas generales, permite caracterizar el fluido para la descripción de fase y volumétrica. Incorpora automáticamente una amplia gama de modelos de EDE y facilidades de agrupamiento del fluido en pseudocomponentes y posterior proceso de ajuste mediante regresión (la selección de los parámetros de influencia es hecha por el usuario), conservando las propiedades del fluido del yacimiento. Permite visualizar gráficamente los diferentes pasos del proceso, y las progresivas iteraciones en el proceso de regresión y genera archivos de entrada para los simuladores de ECLIPSE [36]. ECLIPSE 300: es un simulador composicional con ecuaciones de estado cúbicas. Dentro de las opciones de este simulador se encuentra la opción térmica. Usando la opción térmica del simulador ECLIPSE 300 se pueden simular varios tipos de procesos de recuperación térmica: procesos que involucren la inyección de vapor, inyección de fluidos calientes o gas, calentadores de fondo, combustión, entre otros. El simulador ha sido diseñado para manejar altas presiones (1-1000 bar) y altas temperaturas (1-1500 ºF). 126 CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS 4.1. Ajuste de la Ecuación de Estado del Fluido Se caracterizó un petróleo extrapesado del área de San Diego. Se seleccionó la Ecuación de Estado de Peng-Robinson de tres parámetros, pues la inclusión del Coeficiente de Traslación de Volumen (tercer parámetro) permite mejores estimaciones del comportamiento de líquido en el ajuste. Se llevó a cabo un agrupamiento de los componentes del fluido, de un total inicial de 35 componentes a cinco seudocomponentes, empleando el criterio de los valores de K o Constantes de Equilibrio (Sección 3). En la figura 40 se muestra la caracterización de los dos seudocomponentes resultantes del agrupamiento. 127 Figura 40. Caracterización de los seudocomponentes de la mezcla El primer seudocomponente CO2 es puro, el segundo pseudocomponente es N2+C1, siendo ambos seudocomponentes considerados como la fracción liviana de la mezcla mientras que los seudocomponentes C2-C7+, C8-C29+ y C30+ agrupan tanto las fracciones medianas como pesadas, incluyendo la fracción plus. El número de seudocomponentes finales estuvo determinado por el tiempo de cómputo y estabilidad numérica mostrada en simulaciones efectuadas en estudios previos. Los resultados del proceso de regresión y ajuste de la EDE a partir de cinco seudocomponentes se muestran a continuación. Se logró un ajuste de la presión de burbuja del fluido del yacimiento, con un error porcentual de solo un 0.009 por ciento y se observó su ajuste en la envolvente de fases, tal como se muestra en la figura 41. Tal como puede verse en la Figura la curva experimental presenta una concavidad hacia abajo en las cercanías del punto de burbuja, lo que sugiere un comportamiento de crudo espumante 128 Figura 41. Envolvente de fase composición inicial de la mezcla Se logró un porcentaje de error promedio de 0.4 para la densidad de líquido. Para el factor volumétrico del petróleo se obtuvo 0.75 por ciento de error promedio, con mayor desviación de tendencia para presiones menores a la presión de burbuja. Para la relación Gas/Petróleo en solución el porcentaje de error fue de sólo 0.35 por ciento para presiones mayores o iguales a la presión de burbuja. 129 Figura 42. Ajuste de la densidad de líquido del fluido De igual forma, la densidad medida es inferior a la calculada para presiones menores a la de burbuja. Se nota así que la liberación del gas o los componentes volátiles determinan el incremento de densidad para presiones menores que la presión de burbuja y el factor volumétrico del petróleo muestra una convexidad algo pronunciada en este rango de presiones, haciendo que el encogimiento del crudo por liberación del gas en solución sea mas “lento” o menos pronunciado que en un crudo convencional. Se plantea entonces un fenómeno de retención del gas que debería salir de solución, y esto sólo puede ser explicado hasta ahora a través del fenómeno de crudo pesado espumante o “foamy oil” el cual se fundamenta en que el petróleo atrapa el gas liberado de solución a la presión de burbujeo, ya que los efectos de las fuerzas viscosas son significativos en el control del crecimiento y evolución de las burbujas, porque la expansión de la fase gaseosa por difusión dentro de las burbujas existentes de gas no logra superar la resistencia causada por el petróleo viscoso alrededor. 130 Figura 43. Ajuste del factor volumétrico del petróleo Figura 44. Ajuste de la Relación Gas-Petróleo en solución 131 Se observa que las mayores desviaciones o diferencias entre los valores medidos y calculados surgen a presiones menores que la presión de burbuja del yacimiento. Y es importante para la compresión de este comportamiento en la relación Gas/ Petróleo en Solución: donde la curva calculada se encuentra por debajo de todos los puntos experimentales, el estimado prevé que un mayor volumen de gas salga de solución para cada paso o caída de presión, que el que muestra el crudo a partir de la prueba de liberación corregida a condiciones de separador Figura 45. Ajuste de la viscosidad del líquido por presión En cuanto al ajuste de la viscosidad del líquido por presión, se logró un porcentaje de error bastante bajo (0.25 %) y nuevamente fue mejor ajustado en presiones mayores a la presión de burbuja. 132 Figura 46. Ajuste de la Viscosidad del gas por presión En cuanto a la viscosidad del gas para la prueba no se contó con suficientes valores medidos para poder comparar valores sobre la presión de burbuja 133 4.2. Creación del modelo homogéneo Luego de ajustar la ecuación de estado, se procedió exportar el archivo (.pvo) desde la aplicación PVTi con las propiedades del fluido. De igual manera se exportó desde PETREL el archivo (.grdecl) con las propiedades del yacimiento. Ambos casos se exportaron a la aplicación ECLIPSE 300 parea crear el modelo térmico con todas las condiciones ajustadas tanto para el fluido como para el yacimiento. De igual manera se realizo el arreglo de los pozos en la misma aplicación ECLIPSE 300. Figura 47. Malla homogénea 134 Figura 48. Arreglo de Pozos Figura 49. Sección transversal del modelo con pozos 135 En la sección transversal de la figura 49, se puede observar como varía la profundidad del yacimiento a lo largo de sus diez capas. Para definir el mallado que se utilizó en el estudio, se analizaron cualitativamente los resultados del desplazamiento del vapor a través de un yacimiento homogéneo, a las mejores condiciones obtenidas en estudios previos de inyección continua de vapor realizadas en yacimientos con características similares. 4.3 Simulación Dinámica Petróleo Original En Situ (POES) A partir de la inicialización del modelo de simulación se determinó que el Petróleo Original En Sitio (POES) del modelo de yacimiento homogéneo de 53 acres es de 7.600.000 barriles. Condiciones del yacimiento Tasa de Inyección de Vapor, BN agua/día Profundidad de la sección horizontal de los pozos (sobre la base de la arena), pies Longitud de la sección horizontal de los pozos, pies 2000 Presión de fondo fluyente, lpca 300 10 825 Tabla 13. . Condiciones del yacimiento durante la inyección de vapor Es importante mencionar que todo el proceso de inyección de vapor se realizó bajo las condiciones anteriormente mencionadas 136 4.3.1. Desplazamientos y saturaciones de los fluidos durante el periodo de inyección de vapor Se pudo observar como dentro del modelo homogéneo el vapor se desplazó preferencialmente en las direcciones `x' y `y’. De igual manera la zona de vapor representa el vapor que está siendo inyectado a la formación. En las inmediaciones del pozo inyector la saturación de vapor es máxima. Sin embargo por efecto de densidades el vapor trata de subir al tope de la formación, pero una vez que la presión de yacimiento alcanza la presión de burbuja a la temperatura incrementada por el vapor, el gas comienza a liberarse y debido a la diferencia de densidades entre el vapor y gas liberado, el gas se posicionará por encima del vapor formando la zona de gas liberado. Figura 50. Saturación inicial de gas 137 Figura 51. Saturación final de gas La figura 51 muestra en color naranja las zonas de mayor saturación de gas y vapor. El gas es liberado por el aumento de la temperatura, la disminución de la presión, y por efecto del equilibrio termodinámico. El mismo se desplaza hasta la parte superior de la formación. Debajo de la zona de vapor se encuentra el petróleo que ha sido calentado y el agua caliente que ha condensado por efecto del cambio de temperatura. Al final del proceso la saturación de gas llega a alcanzar un 50%. 138 Figura 52. Saturación inicial de agua Figura 53.. Saturación final de agua 139 En la Fig. 53 se observa en azul oscuro las zonas con mayor saturación de agua, en donde se puede apreciar la zona de agua caliente condensada. De esta manera, por efecto de diferencias de densidades el vapor se ubica por debajo del gas liberado. La saturación inicial de agua es 16 %, y al final de la inyección de vapor alcanza un valor aproximado de 30% al final del proceso de inyección de vapor. Figura 54. Saturación inicial de petróleo La saturación inicial de petróleo en el yacimiento es de 80%, y al finalizar la inyección de vapor se observó una saturación de petróleo de 20 %, debido al efecto de disminución de viscosidad y por el desplazamiento del petróleo originado por el frente de vapor 140 Figura 55. Saturación final de petróleo Finalmente se encuentra la zona de petróleo que no ha sido influenciada por el vapor, debido a que el mismo tiende a subir. Esta zona puede ser visualizada en la Fig 55 en donde se puede observar una saturación de petróleo no influenciada por el vapor. 4.3.2. Mecanismos Los mecanismos involucrados en el proceso de inyección continua de vapor con pozos horizontales son prácticamente los mismos que en la inyección continua de vapor convencional. Los mecanismos predominantes en el proceso son los siguientes: 1. Disminución de la viscosidad con el aumento de temperatura del fluido 2. Desplazamiento del frente de vapor y agua condensada 3. Gas en solución: El gas que se ha liberado sube al tope de la formación por diferencial de densidades. Como los pozos horizontales están ubicados en la base del yacimiento, el gas permanece dentro del mismo actuando como una capa de gas que ayuda al mantenimiento de presión y además ayudando al drenaje del petróleo hacia abajo, 141 donde están los pozos productores. De igual manera, el vapor que se está inyectando se ubica por debajo del gas, ocasionando que se incremente el contacto del vapor con el petróleo. 4. Cambio de los puntos críticos del vapor. La liberación de gas en solución provoca una mezcla entre el mismo gas y el vapor, tomando en consideración los puntos críticos de ambas sustancias, la mezcla produce una disminución de los puntos críticos y por ende baja la curva de saturación. Figura 56. Temperatura inicial durante la inyección de vapor 142 Figura 57. Temperatura final durante la inyección de vapor La inyección de vapor inició con una temperatura de yacimiento de 118 ° F y al finalizar el proceso, la temperatura del yacimiento se encuentra aproximadamente en 400 ° F debido al efecto del calor del frente de vapor. En cuanto a la viscosidad, para el momento que inicia la inyección de vapor el yacimiento tiene una viscosidad promedio de 3700 cp, pero a medida que avanza el frente de vapor, las viscosidades en las zonas barridas llegan a bajar hasta 2.10 cp aproximadamente. 143 Figura 58. Viscosidad inicial durante la inyección de vapor Figura 59. Viscosidad final durante la inyección de vapor 144 4.3.3. Relación Vapor Petróleo (SOR) Es la relación entre el volumen de agua convertida a vapor utilizada para producir una cantidad dada de petróleo, dividido entre la producción neta de petróleo. El límite del SOR lo fija la empresa operadora que este llevando a cabo el proyecto, en función del costo de extracción del petróleo y del precio actual del crudo y el esperado para el futuro. El límite económico para el proceso de inyección de vapor fue basado en la relación vapor petróleo igual a 4. Esta relación se alcanzó a los 14 años de producción como puede verse en la figura 60, siendo este el tiempo estimado para el proceso de inyección de vapor. Figura 60. Relación vapor petróleo durante el periodo de inyección de vapor 145 4.4. Análisis de efectividad del proceso de inyección de vapor Para cuantificar la ganancia, en términos de factor de recobro, que se obtiene al implementar la inyección continua de vapor, el proceso fue comparado con la producción sin estimulación térmica (en frío) para el periodo establecido en 14 años. Factor de Recobro - Comparacion Produccion en Frio vs Inyeccion de Vapor Factor de Recobro (%) 60 50 40 30 20 10 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Tiempo (años) FR Produccion en Frio FR Inyeccion de Vapor Figura 61. Factor de recobro de producción en frío y con inyección de vapor vs. tiempo Como lo muestra la figura 61 durante la producción en frío se llegó a obtener un factor de recobro máximo de 7.5 %. Por otra parte con la inyección continua de vapor se logró un factor de recobro del 50 %, obviamente muy por encima del resultado obtenido con la producción en frío, concluyendo entonces que la inyección continua de vapor representa una solución a lo que refiere a la producción de crudos pesados gracias a sus grandes ventajas en: 1. Disminución de la viscosidad con el aumento de temperatura del fluido 2. Desplazamiento del frente de vapor y agua condensada 3. Gas en solución: El gas que se ha liberado sube al tope de la formación por diferencial de densidades. 146 Para el momento en el cual terminó el proceso de inyección de vapor, se tenía una producción acumulada de 3.857.242 barriles de petróleo, quedando aun en el yacimiento un petróleo remanente en el orden de los 3.800.000 barriles. 4.5. Proceso de inyección de CO2 Para el momento inicial del proceso de inyección de CO2, las condiciones del fluido y del yacimiento al final del proceso de inyección de vapor fueron las siguientes: Presión del yacimiento: 350 lpca Temperatura del Yacimiento: 400 (° F ) Propiedad CO2 N2+C1 C2-7 C8-29 C30+ Peso Molecular 44.01 16.056 76.704 268.85 821.8 0 7.777 1.731 30.501 59.999 Composición (Final ICV) (%) Tabla 14. Composición de la mezcla al final de la inyección de vapor Como puede observarse en la composición ya para el momento en el cual culmina la inyección de vapor los componentes más volátiles del crudo han sido liberados durante el proceso y se observa un mayor porcentaje de componentes pesados, por lo que para este momento es aún más difícil lograr movilizar el petróleo remanente en el yacimiento. 147 Figura 62. Envolvente de fase al final del periodo de inyección de vapor Para este momento el crudo presenta una composición en su mayoría de la fracción pesada del crudo, con baja presión del yacimiento y además en presencia de altas temperaturas, por lo que se deduce entonces que no hay condiciones necesarias para que exista miscibilidad. En la envolvente de fase se puede observar el punto a las condiciones actuales, donde se evidencia que la mayor parte del gas ha sido liberado y estamos en presencia de un crudo con una composición casi completa de líquido. 148 Calculo de la MMP (mínima presión de miscibilidad) MMP vs Temperatura 9000 8000 Presion (lpc) 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Temperatura (F) Figura 63. Presión Mínima de Miscibilidad (MMP) vs. Temperatura Para validar esta información se calculó la mínima presión de miscibilidad para las condiciones actuales con la aplicación PVTi, donde se introdujeron los datos de la composición a la temperatura establecida y se genero un reporte con el valor de la MMP (mínima presión de miscibilidad), la cual a las condiciones finales de la inyección de vapor es de 7884 lpc. Se tomaron entonces diferentes valores d temperatura para observar como varia la MMP respecto a la temperatura, observando que a mayor temperatura la miscibilidad del CO2 con el petróleo es menos probable. Es importante señalar que la prueba de miscibilidad se realizo en base a miscibilidad de primer contacto ya que a las condiciones establecidas no esta definida la miscibilidad de múltiples contacto. 149 Para comprobar que no existe solubilidad del CO2 a las condiciones finales de inyección de vapor, se graficó la envolvente de fase para el caso base (condiciones al final de la inyección de vapor) y se comparó con envolventes a diferentes concentraciones de CO2, en la cual, como muestra la figura 64, a cada una de estas concentraciones el CO2 no entro en solución con el crudo. se Figura 64. Envolvente de fase (caso base) a diferentes concentraciones de CO2 150 Condiciones del CO2 puro para inyectar Para el presente estudio el CO2 se inyectó a unas condiciones de salida del compresor de 800 lpc y 120 ° F , por lo que en todo momento y para efecto de la simulación este fluido siempre estuvo en fase gaseosa debido a las altas temperaturas que se manejaron en el yacimiento, ver figura 65. Figura 65. Diagrama Presión – Entalpía del CO2 puro 151 4.5.1 Sensibilidades en el proceso de inyección de CO2 Todas las sensibilidades para la inyección de CO2 se realizaron para un período de 6 años, con la finalidad de completar el período total de producción del campo a 20 años. Las mismas se realizaron con la finalidad de observar como la presión y temperatura podían afectar la recuperación de petróleo “a pesar de ser un proceso no miscible” Caso 1: con presión de inyección de 600 lpc (caso base) Para este caso las condiciones constantes para los tres escenarios fueron las siguientes: Presión de inyección: 600 lpca Tasa de inyección: 2MM pie 3 normales / dia . Factor de Recobro @ P iny de 600 lpc (Caso Base) 56 F a c t o r d e R e c o b ro (% ) 55 54 53 52 51 50 0 5 10 15 20 25 Tiempo (años) Tabla 4.23 Factores de recobro a diferentes escenarios con una Piny de 600 lpc FR Iny CO2 despues de Inyeccion de Vapor FR 6 Meses de Presurizacion con CO2 FR 12 Meses de Presurizacion con CO2 Figura 66. Factor de recobro con inyección de CO2 a una Piny de 600 lpc 152 Para este caso se obtuvieron los siguientes resultados: Temp. (° F ) Caso Pres Yac (lpc) F.Recobro (%) Iny CO2 después de ICV 400 350 55.1 Presurizando 6 meses con CO2 370 600 55.2 Presurizando 12 meses con CO2 355 605 55.3 Tabla 15. Condiciones del fluido al inyectar CO2 @ 600 lpc Caso 2: con presión de inyección de 800 lpc Para este caso las condiciones constantes para los tres escenarios fueron las siguientes: Presión de inyección: 800 lpca Tasa de inyección: 2MM pie 3 normales / dia . Factor de Recobro @ Piny de 800 lpc 56 Factor de Recobro (%) 55 54 53 52 51 50 0 5 10 15 20 25 Tiempo (años) FR Iny CO2 despues de Inyeccion de vapor FR 6 Meses Presurizacion con CO2 FR 12 Meses Presurizacion con CO2 Figura 67. Factor de recobro con inyección de CO2 a una Piny de 800 lpc 153 Caso Temp. Pres. Yac F. Recobro (° F ) (lpc) (%) Iny CO2 después de ICV 400 350 55.2 Presurizando 6 meses con CO2 365 700 55.25 Presurizando 12 meses con CO2 360 800 55.30 Tabla 16. Condiciones del fluido al inyectar CO2 @ 800 lpc Caso 3: con presión de inyección de 1000 lpc Para este caso las condiciones constantes para los tres escenarios fueron las siguientes: Presión de inyección: 1000 lpca Tasa de inyección: 2MM pie 3 normales / dia . Factor de Recobro @ Piny de 1000 lpc 56 Factor d eRecobro (%) 55 54 53 52 n 51 50 0 5 10 15 20 25 Tiem po (anos) FR Iny CO2 despues de Inyeccion de V apor FR 6 M eses de Presurizacion con CO2 FR 12 Meses de Presurizacion de CO2 Figura 68. Factor de recobro con inyección de CO2 a una Piny de 1000 lpc 154 Caso Temp. Pres. Yac (lpc) (° F ) F. Recobro (%) Iny CO2 después de ICV 400 380 55.22 Presurizando 6 meses con CO2 363 710 55.20 Presurizando 12 meses con CO2 355 1000 55.30 Tabla 17. Condiciones al inyectar CO2 @ 1000 lpc Como puede observarse en los resultados mostrados, para los casos en el cual hubo mayor tiempo de presurización y por ende mayor presión y menos temperatura debido al enfriamiento con CO2, hubo un mayor factor de recobro, sin embargo, como todas las presiones manejadas en cada caso estaban muy por debajo de la presión de miscibilidad, obviamente el factor de recobro logrado fue debido a un desplazamiento inmiscible en el cual, como lo indica la figura 4.30 involucra propiedades de barrido por desplazamiento, donde el CO2 actúa por empuje como capa de gas y la baja viscosidad que en este caso se mantiene muy baja gracias también por el efecto de las altas temperaturas. 155 Figura 69. Efecto de la presión y temperatura en los mecanismos de desplazamiento del CO2 Este barrido puede causar que parte del petróleo residual sea movible y recuperable, y combinado con la baja viscosidad permite que el CO2 recupere o aumente el recobro en crudos pesados mas de lo que puede hacerlo cualquier método no térmico, incluso cuando el CO2 no vaporice en los componentes del hidrocarburo, tal y como ocurrió en este estudio. En base a los números obtenidos de los factores de recobro en las diferentes sensibilidades se pudo observar los mejores casos fueron al presurizar el yacimiento, esto nos hace deducir que obviamente la presión y la temperatura juega un papel muy importante en el proceso de desplazamiento. Posteriormente comparando los factores de recobro se llegó a la siguiente conclusión: A pesar de que el factor de recobro fue relativamente mayor al presurizar el yacimiento por un período de 12 meses para todos los casos, la diferencia entre los factores de recobro entre la inyección de CO2 a 1000 lpc inmediatamente después del proceso térmico y la presurización del yacimiento con CO2 a una presión de 600 lpc es muy baja y que para efectos económicos no es rentable cerrar el yacimiento por 12 meses si se obtiene prácticamente el mismo factor de recobro, por esta razón se 156 selecciono entonces como el mejor caso inyectar CO2 inmediatamente después del proceso de inyección de vapor a una presión de inyección de 1000 lpc. Al final de la producción con inyección de CO2 (6 años de producción) se obtuvieron las siguientes condiciones de saturación, temperatura y viscosidades del fluido en el yacimiento: Figura 70. Saturación de petróleo al final del proceso de inyección de CO2 Para el momento en que finaliza la inyección de CO2 se ha reducido la saturación de petróleo desde un 20 % que había al final de la inyección de vapor hasta un 16 %, esto gracias al barrido producido por el CO2, el cual a condiciones inmiscibles logro desplazar un porcentaje importante de petróleo. 157 Figura 71. Saturación de gas al final del proceso de inyección de CO2 La saturación de gas al final del periodo de inyección de CO2 se incremento de 50% al final de la inyección de vapor hasta a un 85 % y más aun hacia el tope del yacimiento esto debido a que el gas por ser menos denso sube al tope del yacimiento. También el CO2 tiende a canalizarse gracias a su baja densidad comparada con la del crudo. Prácticamente todo el gas en el yacimiento es CO2, pudiéndose observar una menor saturación de gas en las cercanías del pozo inyector debido a que allí la presencia de petróleo y agua no movible a grandes viscosidades no permiten que el CO2 se expanda. 158 Figura 72. Saturación de agua al final del proceso de inyección de CO2 En cuanto a la saturación de agua, se pudo observar que el agua caliente producto de la inyección de vapor fue desplazada por el frente de CO2, bajando de una saturación de 25% existentes al final de la inyección de vapor a una saturación de 10% aproximadamente. Hacia los bordes el yacimiento tiene una saturación mayor debido a que no ha sido desplazada por completo, de igual manera en las cercanías del pozo inyector debido al afecto del agua residual la saturación es mayor que el resto del yacimiento, con un valor de 25% aproximadamente. 159 Figura 73. Temperatura al final del proceso de inyección de CO2 Para cuando finalizó la inyección de CO2 el yacimiento tuvo una disminución te temperatura considerable, la misma bajo hasta 300 ° F . Este descenso en la temperatura no fue determinante para lograr un aumento importante en la viscosidad. Se pudo observar como en las cercanías del pozo inyector la temperatura es mucho menor debido al CO2 que entra al yacimiento a una temperatura de 120 ° F además de ser un gas con gran capacidad de enfriamiento. 160 Figura 74. Viscosidad al final del proceso de inyección de CO2 Pudo observarse que aunque la viscosidad en la mayor parte del yacimiento se mantiene a niveles relativamente bajos, aproximadamente de 37 cp, esto debido a que a pesar del enfriamiento paulatino que sufrió el yacimiento con la inyección de CO2, se siguen manteniendo las altas temperaturas, pero en la vecindad del pozo inyector los rangos de viscosidad fueron considerablemente altos debido a que también el CO2 que penetró a una temperatura de 120 ° F , debido a este efecto las celdas en las cercanías del pozo están dentro del rango considerablemente alto de viscosidades, produjo enfriamiento del petróleo no movible presente en la vecindad del pozo inyector que ha sido considerablemente enfriado por el CO2 161 Figura 75. Comparación de envolventes de fase al final del proceso de inyección de vapor e inyección de CO2 Incremento de produccion en base al petroleo remanente @ Piny 1000 lpc 12 Incremento de Produccion (%) 10 8 6 4 2 0 0 5 10 15 20 25 Tiempo (anhos) Incremento de produccion con CO2 despues de inyeccion de vapor Figura 76. Incremento de producción con inyección de CO2 sobre el petróleo remanente 162 Finalmente, tal y como se muestra en la figura 76, el incremento de producción fue de un 10.3 % con inyección de CO2 en base al petróleo remanente existente en el yacimiento para el momento en el cual finalizó la inyección de vapor. Esto es un resultado alentador ya que este estudio se trabajó a las condiciones más adversas para desplazar CO2, debido a bajas presiones, altas temperaturas, poca o ninguna solubilidad y además en un crudo extrapesado de 8.6 ° API . Finalmente, y la conclusión mas importante es que, si se toma en cuenta que se inyectaron 2.000.000,00 de pcn/día de CO2 durante 6 años solamente para el arreglo de pozos del presente estudio, se dejaron de emitir a la atmósfera 4,380 millones de pcn/día de CO2, siendo este el mayor valor agregado obtenido en el presente estudio. 163 CONCLUSIONES 1 La ICV demostró ser un proceso exitoso aumentando el factor de recobro a un 50 % del POES. 1. A las condiciones finales del proceso de ICV para este tipo de crudo no existen condiciones de miscibilidad para el proceso de inyección de CO2. 2. De todas las sensibilidades durante la inyección de CO2 la que obtuvo con un mayor factor de recobro fue presurizando el yacimiento a 12 meses. 3. La temperatura juega un papel muy importante para alcanzar la miscibilidad. 4. En yacimientos de crudos pesados a altas temperaturas y bajas presiones, la inyección de CO2 logró un incremento de producción de 10.3 % sobre el petróleo remanente. 5. Este estudio se considera exitoso desde el punto de vista ambiental, ya que su implantación permitiría dejar de emitir cantidades importantes de CO2 a la atmósfera 164 RECOMENDACIONES 1 Realizar el análisis económico para este estudio. 2 Efectuar un estudio en un modelo heterogéneo de yacimiento 3 Extender estudios de inyección de CO2 similares a este para crudos livianos, medianos o pesados pertenecientes a otros yacimientos de Venezuela 4 Tratar en lo posible de implementar un proyecto piloto donde se evalúe realmente el valor del CO2 en la recuperación adicional de petróleo además del valor agregado de la reducción al impacto ambiental. 165 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS [1] History of petroleum engineering by American Petroleum Institute(1961 ). Division of Production. American Petroleum Institute, [2] F. Ali (2.006) Practical Heavy Oil Recovery. HOR Heavy Oil Technologies Ltd. [3] P. Willhite (1.967) Over-all Heat Transfer Coe_cients in Steam and Hot Wa- ter Injection Wells. 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