Métodos de Recuperación Térmica

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE HUIMANGUILLO

Materia:

Recuperación Secundaria y Mejorada Unidad: 6 Métodos de Recuperación Térmica “Trabajo de Investigación”

Presentan: 

Cadenas De La Rosa Denis Natzira



Córdova Gerónimo Luz Daniela



De La Cruz Cabello Francisco



Hernández Morales Juan José



Hernández Ramírez Ángel Alexis

Catedrático:

Ing. Berzain M. Sarabia Soriano

Huimanguillo, Tabasco, México, a 17 de Julio del 2017

INDICE GENERAL

Contenido

INDICE DE ILUSTRACIONES ................................ ................ ................................ ................................ ................ 3 INDICE DE TABLAS ................................................................................. 4 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 5 UNIDAD VI: VI : MÉTODOS DE RECUPERACION RECUPERACI ON TERMICA .............. 6 6.1 DEFINICIÓN .................................................................................... 6 6.2 INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR ......................................... 7 6.3 INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR ........................................... 12 6.4 INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE .......................................... 14 6.5 COMBUSTIÓN COMBU STIÓN IN-SITU IN-SI TU A BAJA BAJ A TEMPERATURA ............... .............. . 18 CONCLUSIÓN .......................................................................................... 21 BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................... 22

2

INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1: Proceso inyección continua de

vapor …………………………………... 9

Ilustración 2: Esquema de equipos utilizados en la

inyección continúa de vapor …… 12

Ilustración 3:  Representación esquemática de un proceso de inyección cíclica de vapor…………………………………………………………………………………....12

Ilustración 4: Comportamiento de producción en un proceso de inyección cíclica de vapor …………………………………………………………………………………... 13

Ilustración 5: Inyección continúa de agua caliente …………………………………... 15

Ilustración 6: Inyección cíclica de agua caliente …………………………………….. 15

Ilustración 7:  Esquema de equipos de superficie utilizados en la inyección de agua caliente………………………………………………………………………………… 17

Ilustración 8: Diafragma de combustión In-Situ

(Húmeda)…………………………. 19

3

INDICE DE TABLAS

Tabla 1: Criterios de diseño en el

proceso de inyeccion continua de vapor ………… 10

Tabla 2: Criterios de selección para la combustion In-Situ …………………………. 18

Tabla 3: Limitantes de los metodos termicos ……………………………………….. 20

4

INTRODUCCIÓN

Se conoce por recuperación térmica a todo proceso donde se inyecta u origina energía térmica en el yacimiento con el fin de aumentar la recuperación de petróleo.

El objetivo básico es una aplicación de métodos térmicos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo tanto son especialmente adecuados para petróleos viscosos (5º -20º API), aunque dichos métodos son usados para petróleos de hasta 45 API.

Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos además de la reducción de viscosidad del petróleo, son la reducción de la saturación residual del petróleo a consecuencia de la expansión térmica aumento de la eficiencia árela por efecto de la mejora en la razón de movilidad, destilación con vapor, craqueo térmico, entre otros.

Los procesos de recobro térmico de aceite pueden ser clasificados como procesos térmicos de empuje o como tratamientos de estimulación. En los procesos térmicos de empuje se utilizan fluidos para transportar calor al yacimiento, los cuales proveen a su vez una fuerza adicional de empuje que contribuye con la producción de crudo, caso contrario al proceso de estimulación en el cual no se hace presente dicha fuerza.

5

UNIDAD VI: MÉTODOS DE RECUPERACION TERMICA

6.1 DEFINICIÓN

RECUPERACIONTERMICA: Término general para procesos de inyección que introducen calor en un yacimiento. Se utiliza Para producir petróleos espesos y viscosos con gravedades API menores que 20. Estos petróleos no pueden fluir a menos que se los caliente y se reduzca su viscosidad lo suficiente para permitirles fluir hacia los pozos productores. Durante la recuperación térmica, el petróleo crudo sufre cambios físicos y químicos debido a los efectos del calor suministrado. Las propiedades físicas tales como la viscosidad, la gravedad específica y la tensión interracial son alteradas. Los cambios químicos involucran diferentes reacciones tales como el craqueo, que es la destrucción de los enlaces carbono-carbono para generar compuestos de peso molecular más bajo y la des hidrogenación, la cual es la ruptura de enlaces carbonohidrógeno. La recuperación térmica es una rama importante de los procesos de recuperación de petróleo mejorada y puede subdividirse en dos tipos: inyección de fluidos calientes, tal como la inyección de vapor (inyección de vapor o inyección cíclica de vapor), y procesos de inundación con agua caliente y combustión en sitio

RECUPERACION TERMICA Los métodos de recuperación térmica tienen como objetivo principal llevar calor al yacimiento, de tal manera que se genere un aumento en la temperatura promedio de la zona de interés disminuyendo la viscosidad del fluido, lo cual se refleja en la disminución de la resistencia al flujo de fluidos en el medio poroso. Los procesos de recobro térmico de aceite pueden ser clasificados como procesos térmicos de empuje o como tratamientos de estimulación. En los procesos térmicos de empuje se utilizan fluidos para transportar calor al yacimiento, los cuales proveen a su vez una fuerza adicional de empuje que contribuye con la producción de crudo; caso contrario al  proceso de estimulación en el cual no se hace presente dicha fuerza 6

PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA: Existen diferentes tipos de recuperación térmica, tales como: inyección de fluidos calientes (agua, vapor, otros), combustión en el yacimiento, calentamiento del pozo de inyección, explosiones nucleares, entre otros (Rodríguez, 2010).

CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA: Aplicables en la formación: 

Fuente De Calor:



Inyección De Agua Caliente O De Vapor Continuo O Alterado.



Explosiones Nucleares



Inyección De Electricidad.



Fuente Interna De Calor:



Combustión En El Yacimiento Convencional (Seco Y Húmedo) Y En Reverso.



Calor Geotérmico.

Aplicables en la vecindad del hoyo del pozo: 

Fuente Externa De Calor.



Inyección De Agua Caliente O Vapor.



Inyección De Aceite Caliente.



Inyección De Gases Calientes.



Calentador En El Fondo De Pozo.



Fuente Interna De Calor



combustión directa limitada.

6.2 INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

7

Es un método de recuperación mejorada usado generalmente en yacimientos agotados de crudo pesado, donde la viscosidad es el factor limitante para alcanzar una tasa de producción comercial. En este proceso el vapor a alta temperatura se inyecta continuamente al yacimiento a través del pozo inyector y el crudo es desplazado hasta otro pozo llamado productor. El área cercana al pozo de inyección comienza a calentarse a temperatura de saturación del vapor, y esta zona se expande hacia el pozo  productor. Debido a la alta viscosidad de los crudos existe una tendencia del vapor irse a la  parte alta del yacimiento, y esta tendencia limita la penetración del calor hacia las zonas inferiores, disminuyendo le eficiencia de barrido y en consecuencia la recuperación, a este fenómeno se le denomina segregación gravitacional. La inyección continua permite mayores tasas de inyección de vapor que la inyección cíclica o alternada; esta ventaja contrarresta la baja eficiencia térmica. Frecuentemente es económico aplicar inyección continua después de una operación inicial de campo por inyección cíclica. La recuperación por inyección continua puede aproximarse a un 50 % o más. 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 otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua. En la actualidad se conocen varios 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 continúa en vista de las mejoras  perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50% 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 transportados como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa (UGLYALCALA, 2016). 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 8

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, como se muestra en la ilustración 1.

Ilustración 1: Proceso inyección continua de vapor

Es un proceso de desplazamiento que consiste en inyección de vapor a través de un cierto número de pozos adecuados para tal fin (inyectores) para producir petróleo por los pozos adyacentes (productores). El calor del vapor inyectado reduce la viscosidad del petróleo a medida que este es barrido hacia el pozo productor. El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido a las pérdidas 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. 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. 9

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 e inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor. Cuando se inyecta vapor en forma continua en 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 efectos 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.

La tabla 1 muestra los criterios para la inyección continúa de vapor

Tabla 1:

Criterios de diseño en el proceso de inyección continúa de vapor

Factores que favorecen la inyeccion continua de vapor 

Alto Фh 10



Bajo costo de los combustibles



Disponibilidad de pozos que puedan ser utilizados



Alta calidad del agua



Alta densidad de pozo



Alto espesor neto con relación al total

Factores desfavorables 

Fuerte empuje de agua



Capa grande de gas



Fracturas extensivas

Otras consideraciones adicionales importantes son: el tamaño del arreglo, así, éste  podría determinar las pérdidas de calor vía el tiempo de flujo. La presión del yacimiento es un factor importante y significativo, ya que altas presiones del yacimiento requerirán altas presiones de inyección de vapor, lo cual se traduce en mayores temperaturas de inyección. Perfiles que permiten monitorear la inyección de vapor Registro de temperatura: 

Permiten determinar cualitativamente que arena tomo o no vapor después de la inyección.



Se puede hacer en todos los casos de inyección y es sumamente útil para evaluar el éxito de la inyección selectiva cuando esta se hace por encima del extremo de la tubería.

Perfil de flujo “flowmeter”: 

Permiten determinar cuantitativamente que arena tomo o no vapor durante de la inyección.



Los flowmeter solo aplican cuando la inyección es convencional o inyección selectiva por debajo de la punta de la tubería.

11

Ilustración 2: Esquema de equipos utilizados en la inyección continúa de vapor

6.3 INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

Ilustración 3: Representación esquemática de un proceso de inyección cíclica

de vapor.

La inyección cíclica de vapor (también conocida como, remojo con vapor, inyección alternada de vapor y estimulación con vapor), es uno de los métodos de inyección de vapor más 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 12

siendo así, en los métodos del tipo desplazamiento para la recuperación de petróleo, los cuales tardan meses antes de notarse un incremento en la producción. 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 tiempo (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. La ilustración 3 es una representación esquemática de un proceso de inyección cíclica de vapor. Una vez que el pozo es puesto en producción, este producirá a una tasa aumentada durante un cierto periodo de tiempo, 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 casos de hasta 22 ciclos, pero se duda que más de tres ciclos resulten comercialmente atractivos. La ilustración 4. Presenta respuestas típicas del comportamiento de producción en un proceso de inyección cíclica de vapor.

Ilustración 4: Comportamiento de producción 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 ºAPI), puede utilizarse también para yacimientos de cualquier tipo de crudo. 13

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 de tiempo; sin embargo, no está claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación última 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, 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. (Paris, 2001) Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo un volumen  prestable de vapor por un determinado periodo que va desde una a tres semanas, después de la inyección se cierra el pozo y se deja en remojo por unos cuantos días, con el propósito de que el vapor inyectado caliente la formación productora y este se disperse uniformemente alrededor de ella, para luego abrir el pozo y producir hasta que el proceso deje de ser antieconómico es decir ya no es rentable.

6.4 INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

14

Este método consiste en inyectar agua previamente calentada en superficie, para romper la estabilidad del hidrato, elevando la temperatura del yacimiento por encima de la temperatura de equilibrio, como se muestra en la ilustración 5.

Ilustración 5: Inyección continúa de agua caliente

La inyección de agua caliente se puede hacer de forma cíclica o continua, técnicas que se manejan de manera similar a las técnicas de producción para crudos pesados. Para la inyección continua se necesita un arreglo de pozos productores e inyectores, en cambio en la inyección cíclica, la inyección y la producción se llevan a cabo por el mismo pozo, como se muestra en la ilustración 6.

Ilustración 6: Inyección cíclica de agua caliente

15

La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento,  puede ser económico y ventajoso (Raysha, 2014). Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Durante el proceso Figura la zona vecina al pozo inyector se va calentando y, a su vez, parte del calor inyectado se  pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector. El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del  petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura. Los mecanismos de desplazamiento en este  proceso son: 1. Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad 2. Reducción del petróleo residual por altas temperaturas 3. Expansión térmica del petróleo La principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente. Exceptuando los 16

efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua. La ilustración 7 muestra los equipos utilizados en el proceso de inyección de agua caliente Instalaciones de superficie 

Conexiones a nivel de pozo



Reductores



Líneas de flujo



Múltiples de inyección



Planta de tratamiento



Bombas de succión



Calentadores

Ilustración 7: Esquema de equipos de superficie utilizados en

la inyección de agua caliente

17

6.5 COMBUSTIÓN IN-SITU A BAJA TEMPERATURA

También conocida como inyección de fuego o aire, este método de recuperación térmico consiste en inyectar aire, aire enriquecido con oxígeno o solo oxígeno para quemar una porción del aceite in situ (aproximadamente 10%) y de esta manera generar calor para reducir la viscosidad del aceite. En la Tabla 2 se pueden observar las características necesarias para implementar la combustión in-situ. Este proceso presenta una alta eficiencia térmica debido a que las pérdidas de calor son mínimas en la vecindad de la combustión, y no existen perdidas de calor en el pozo o en la superficie. La tabla 2, muestra un ejemplo de proceso de combustión in-situ. Tabla 2:

Criterios de selección para la combustión In-Situ

Existen distintas variaciones de la combustión in-situ: 

Combustión en reversa: la ignición ocurre cerca del pozo productor y la zona de calor se mueve en dirección contraria al flujo de aire.



Inyección de aire a alta presión, HPAI (por sus siglas en inglés High Pressure Air Injection): no existe ignición, involucra una oxidación de baja temperatura del aceite in-situ.

18



Combustión hacia adelante: la ignición ocurre cerca del pozo inyector y la zona de calor se mueve en dirección del flujo de aire. Dentro de los procesos de combustión hacia adelante, se encuentran el THAI (por

sus siglas en inglés Toe-To-Heel Air Injection) y el CAPRI (variación del THAI con un catalizador para el mejoramiento in-situ). Ambos procesos fueron propuestos como una alternativa económica del SAGD. Para estos procesos se requiere de un pozo vertical y un pozo horizontal. El pozo vertical se localiza cerca de la cima del yacimiento y funge como pozo inyector. El pozo productor corresponde al pozo horizontal y se localiza cerca de la base del yacimiento. Inicialmente, se inyecta vapor para establecer comunicación entre el pozo inyector y el pozo productor. Después se inyecta aire comprimido de la atmosfera para llevar a cabo la ignición/oxidación lenta. El aceite pesado o las arenas bituminosas son movilizados, del dedo al talón del pozo horizontal, gracias a las altas temperaturas generadas por la ignición. Para el proceso CAPRI, se propone el uso de una cubierta catalizadora alrededor del pozo horizontal para transformar el aceite pesado, craqueándolo térmicamente, a fracciones más ligeras y así incrementar su valor económico, se muestra un ejemplo en la iustracion 8.

Ilustración 8: Diafragma de combustión In-Situ (Húmeda)

19

Algunos de los problemas más comunes que se presentan en la combustión in-situ son las severas corrosiones, la producción de gases tóxicos y la invalidación de la gravedad. Con las variaciones THAI y CAPRI, se pretende reducir el impacto ambiental y obtener mayores eficiencias térmicas. Además de que estas variaciones pueden aplicarse  a una mayor gama de yacimientos que incluyen formaciones de baja presión, yacimientos profundos y yacimientos de mala calidad. Los factores de recuperación esperados van del 70 al 80% del aceite en sitio. La tabla 3. Nos muestra las Limitantes de los métodos térmicos. Tabla 3:

Limitantes de los métodos térmicos

20

CONCLUSIÓN

Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente. Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad. Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de Recuperación Mejorada en Canadá, Estados Unidos y Venezuela proviene  principalmente de ellos.

Todos los procesos son empleados para maximizar el valor económico a largo  plazo de las reservas de hidrocarburos, a pesar de su escasa aplicación por los recursos que se necesitan para su explotación comercial.

21

BIBLIOGRAFÍA

Carlos, Rodríguez (2010) Ingeniería de yacimientos III Métodos De Recuperación Térmica URL: http://ingyacimientos3.blogspot.mx/2010/12/metodos-de-recuperaciontermica_23.html Fecha de consulta: 11 de julio del 2017.

UGLYALCALA. (1 de diciembre de 2016).  Procesos de desplazamiento para  yacimientos pesados. Obtenido el 12 de julio de 2017, en https://informationandtruth.wordpress.com/2016/12/01/procesos-dedesplazamiento-icv-iac-ces-para-yacimientos-pesados/

Raysaha, Vera (2014) Ingeniería Petrolera Inyección de agua caliente   URL: http://ingenieraenpetroleo.blogspot.mx/2014/07/inyeccion-de-agua-caliente.html Fecha de consulta: 14 de julio del 2017

Alejandro, Barbosa (2014) HIDRATOS DE GAS Inyección de agua caliente   URL: http://thidrato.blogspot.mx/2014/08/inyeccion-de-agua-caliente-estemetodo.html Fecha de consulta: 13 de julio del 2017.

Douglas, Alvarado (2012) AVIBERT Inyección cíclica de vapor   URL: http://avibert.blogspot.com/2012/10/inyeccion-ciclica-de-vapor-douglas.html Fecha de consulta: 15 de julio del 2017.

22

23