Download - VAPEX Technology in Heavy Oil Recovery.. PDF
Métodos de Recobro VAPEX
2013
SEMINARIO METODOS DE RECOBRO
TECNOLOGÍA VAPEX
(VAPOR ASSISTED PETROLEUM EXTRACTION)
PRESENTADO POR:
OSCAR MENDIVELSO
JOHANA QUIROGA
DEISSY JOHANNA BALLESTEROS R.
PRESENTADO A: M.S JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE
UNIVERSIDAD INDUSTRIA DE SANTANDER
FACULTAD FÍSICO-QUÍMICA
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
BUCARAMANGA
2013
Métodos de Recobro VAPEX
2013
TABLA DE CONTENIDO
OBJETIVOS
INTRODUCCION
DEFINICION GENERAL
ETAPAS DEL PROCESO
FUNDAMENTOS DEL METODO
DESCRIPCION DEL METODO
MECANISMOS QUE INTERVIENEN DURANTE EL PROCESO VAPEX
VENTAJAS
DESVENTAJAS
CARACTERISTICAS DEL PROCESO VAPEX
ESTUDIOS A NIVEL DE LABORATORIO
APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL
VAPEX vrs SAGD
FACTORES AMBIENTALES
APLICACIÓN
VAPEX VS SAGD
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFIA
Métodos de Recobro VAPEX
2013
OBJETIVOS
Conocer la metodología y técnicas de aplicación involucradas en el proceso
de recobro mejorado, VAPEX.
Estudiar los principios físicos y fundamentación teórica en la cual se basa el
método VAPEX (Vapor Assisted Petroleum Extraction).
Identificar las ventajas y desventajas que presenta la aplicación del método
de recobro VAPEX.
Revisar las aplicaciones en campo donde se ha empleado la metodología
VAPEX y conocer el resultado de los proyectos desarrollados.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
INTRODUCCIÓN
Debido al agotamiento de las reservas de crudos livianos en el mundo, se ha
hecho necesario buscar alternativas para poder extraer crudos pesados y extra
pesados, ideando nuevas formas de recuperación de la importante porción de este
tipo de crudo que se encuentra en el subsuelo y cuya extracción cada día se hace
más necesaria.
El uso de los métodos convencionales de recuperación de crudos pesados y extra
pesados requiere de una fuerte inversión, ya que presentan viscosidad muy alta y
baja movilidad a la temperatura del yacimiento. Es, entonces, conveniente reducir
la viscosidad del petróleo.
VAPEX es un proceso no térmico, el cual es similar al SAGD solo que en este
proceso se inyectan solventes hidrocarburos en fase gaseosa (etano, propano o
butano, o una combinación de éstos) en lugar de vapor. Los solventes se mezclan
en el aceite y reducen su viscosidad. Esto permite que el aceite fluya al pozo
inferior.El proceso VAPEX es un método de recuperación prometedora desde su
invención en 1991 por el Dr. Roger Butler
La aplicabilidad del proceso Vapex puede incluso superar SAGD en depósitos
finos, embalses sustentada por acuífero, las operaciones en alta mar, etc. Algunos
resultados experimentales, el análisis teórico y los viabilidad de este proceso de
implementación en el petróleo pesado y se presentarán depósitos de betún.
Para la recuperación de petróleo pesado y bitumen, que sufren de sus inherentes
desventajas. Procesos de vapor se vuelven más difíciles de operar en un depósito
delgado, donde las pérdidas de calor a la base y hacen que la roca sello vapor /
petróleo prohibitivo. En depósitos que contienen la hinchazón arcillas, la
condensación in situ de vapor puede causar la permeabilidad severa daños cerca
del pozo de producción.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
A. DEFINICIÓN GENERAL
Método no térmico de producción de petróleo pesado. De concepto similar a
SAGD, en extracción con vapor se utiliza un vapor solvente para reducir la
viscosidad del petróleo pesado. El vapor solvente inyectado expande y diluye el
petróleo pesado por contacto. El petróleo pesado diluido se drena por gravedad
hacia el pozo horizontal inferior para su producción.
B. FUNDAMENTOS DEL METODO
El proceso consiste en la inyección de solventes de hidrocarburos livianos tales
como: Etano, Propano, Butano, etc.
Estos solventes, al ser hidrocarburos, se disuelven con los hidrocarburos que les
son afines y, para el caso particular de los hidrocarburos pesados o bitúmenes,
modifica las propiedades de los dos fluidos iniciales para compartir la
caracterización de la mezcla resultante, mejorando las propiedades del
hidrocarburo que se desea extraer y facilitando la extracción en sí.
Los asfáltenos que componen el hidrocarburo pesado son insolubles al solvente
inyectado. En consecuencia, los asfáltenos se precipitaran y se obtendrá un crudo
mejorado, mezclado con el aceite. Como el solvente es volátil a condiciones
ambientales, cuando la mezcla llega a la superficie, se puede separar fácilmente el
aceite del solvente, y este ultimo puede ser reciclado para continuar el proceso
VAPEX.
El proceso VAPEX (extracción de vapor) por lo general requiere de un arreglo de
pozos horizontales uno encima del otro, con un espaciamiento de
aproximadamente 16 ft. El solvente es inyectado en el pozo horizontal superior y
este se difunde en el petróleo pesado o bitumen, diluyéndolo, y, al final,
reduciendo su viscosidad para permitirle drenar por gravedad al pozo de
Métodos de Recobro VAPEX
2013
producción horizontal inferior, debido al cambio de movilidad del crudo. Las
condiciones de operación son controladas con el objetivo de mantener el solvente
en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para así aumentar al
máximo los efectos de dilución del solvente.
El solvente inyectado forma una cámara de vapor en el pozo inyector, la cual
tiende a crecer hacia niveles superiores y a los lados, aumentando, con el tiempo,
el área efectiva de contacto entre el solvente y el crudo del yacimiento.
FIGURA 1 - Cámara de vapor formada por el solvente inyectado
Fuente: Modificado de “Almanza Ortiz Diana Carolina, Pulido Maria Angelica
“CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA
EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE
NO CONVENCIONAL DE PETRÓLEO” 2009.”
Métodos de Recobro VAPEX
2013
C. ETAPAS DEL PROCESO
a. Inyección del solvente
b. Dilución del solvente con el crudo
c. Formación de la cámara de vapor
d. Drenaje del crudo por efecto de la gravedad
FIGURA 2 - Drenaje gravitacional del crudo
FUENTE: http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z-
2636/Publico/parte_01.pdf
D. DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO
El proceso VAPEX (Vapor Assisted Petroleum Extraction) por lo general usa un
par de pozos horizontales uno encima del otro (separados aproximadamente 16ft)
y también desplazados horizontalmente. Este proceso utiliza un solvente de
hidrocarburo liviano en el rango de propano y butano (o alguna combinación de
Métodos de Recobro VAPEX
2013
hidrocarburos livianos) inyectado en el pozo horizontal superior. El solvente se
difunde en el petróleo pesado o bitumen diluyéndolo y, al final, reduciendo su
viscosidad (upgraded oil) para permitirle drenar por gravedad al pozo de
producción horizontal inferior. La tasa de producción está directamente
relacionada con la reducción de la viscosidad la cual depende de la concentración
del solvente. Las condiciones de operación son controladas con el objetivo de
mantener el solvente en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para
así aumentar al máximo los efectos de dilución del solvente. El solvente también
puede tener efectos de remoción de asfáltenos sobre el crudo pesado o bitumen
dependiendo de la composición del mismo.
La presión de operación muchas veces es controlada por la presión de
inyectividad del yacimiento, la temperatura de operación debe ser cercana a la
temperatura del yacimiento. Esto elimina la necesidad de completaciones térmicas
y reduce los costos.
La temperatura y la presión del yacimiento son parámetros claves en la selección
del solvente a usar debido a que, la presión del punto de roció debe ser mayor o
igual a la presión del yacimiento.
VAPEX es una técnica análoga a SAGD es afectada de igual manera por la
permeabilidad horizontal, viscosidad, saturación de petróleo y gravedad API, lo
que significa, que el área en interés debe tener alta permeabilidad, gravedad API
característica de crudos pesados y extra pesados.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
FIGURA 3 - Ciclo inyección-producción-regeneración
FUENTE:http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z-
2636/Publico/parte_01.pdf
FIGURA 4 - Configuración de pozos productor - inyector.
FUENTE:http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-
19T08:25:15Z-2636/Publico/parte_01.pdf
Métodos de Recobro VAPEX
2013
E. MECANISMOS QUE INTERVIENEN DURANTE EL PROCESO VAPEX
• Transferencia de masa molecular:
Este mecanismo se caracteriza por transferir una sustancia a través de otra a
escala molecular, es decir cuando se ponen en contacto dos fases que tienen
diferentes composiciones la sustancia que se difunde abandona un lugar de una
región de alta concentración y pasa a un lugar de baja concentración, como el
caso de VAPEX, donde ocurre básicamente una redistribución de las moléculas
pesadas del crudo al solvente que presenta moléculas livianas. Existen dos tipos
de transferencia de masa:
a) Molecular: La masa puede transferirse por medio del movimiento
molecular fortuito en los fluidos (movimiento individual de las moléculas).
b) Convectiva: La masa puede transferirse debido al movimiento global del
fluido. Puede ocurrir que el movimiento se efectúe en régimen laminar o
turbulento. El flujo turbulento resulta del movimiento de grandes grupos de
moléculas y es influenciado por las características dinámicas del flujo; tales
como densidad, viscosidad, etc.
• Drenaje por Gravedad:
En un yacimiento, el drenaje por gravedad ocurre por efecto de la diferencia de
densidad de los fluidos presentes, en el cual ocurre que el fluido menos denso se
mueva hacia arriba y el más denso hacia abajo (Gas/Petróleo, Gas/Petróleo/Agua,
Petróleo/Agua). En el VAPEX a pesar del proceso de transferencia de masa, el
crudo aún sigue siendo más pesado que el solvente y por diferencia de d
Métodos de Recobro VAPEX
2013
densidades entre estos fluidos (crudo y solvente), el crudo drena a la parte más
baja del yacimiento por efecto de gravedad, mientras que el solvente se mantiene
en la parte superior.
FIGURA 5 - Mecanismos que intervienen durante el proceso.
FUENTE:http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z-
2636/Publico/parte_01.pdf
F. VENTAJAS
El éxito de la aplicación de VAPEX junto con los procesos térmicos podría
reducir significativamente las emisiones de gases invernadero.
Bajos costos de operación y completamiento comparados con SAGD.
Menores requerimientos energéticos que el SAGD.
Aplicado en yacimientos con alta saturación de agua, baja porosidad y baja
conductividad térmica.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Se puede utilizar en yacimientos con espesores delgados, y fracturas y/o
grietas verticales.
El crudo producido tiene una buena calidad para ser refinado, ya que el
solvente se encarga de diluirlo.
Poca contaminación Ambiental.
F. DESVENTAJAS
Las operaciones de éste método son costosas debido al precio del solvente
y al riesgo de no recuperar dicho disolvente de la producción.
Método con pocas referencias de pruebas de campo.
Distancia entre pozos.
Precipitación de Asfáltenos.
Bloqueo del flujo de crudo en la formación.
Los tiempos de disolución son más largos.
H. CARACTERISTICAS DEL PROCESO VAPEX
- El crudo o bitumen es movilizado por dilución con los vapores de hidrocarburos
disueltos.
- Las condiciones son elegidas hasta que el vapor está cerca del punto de rocío,
ya que así es más soluble.
- Mientras el calentamiento ocurre, el calor de la solución de vapor es
generalmente insignificante.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
-Se ha encontrado que por cada 0,5 kg. de vapor requerido se recobra 1 kg de
petróleo.
- El solvente VAPEX es selectivo éste se disuelve en el petróleo.
-Es compatible con yacimientos delgados, con altas saturaciones de agua y baja
porosidad.
- No hay posibilidad de dañar la formación porque no hay interacción con las
arcillas.
- El proceso es llevado a cabo a bajas temperaturas.
-Hay menor demanda en los requerimientos de equipos.
-Debido a las bajas temperaturas se pueden usar bombas de cavidades
progresivas.
I. METODOS DE RECOBRO VAPEX
- No son necesarias técnicas de construcción de pozos para altas temperaturas
tales como el uso de cemento con silica-fluor y casing de alto performance.
- El vapor de hidrocarburos puede ser reciclado.
-Puede ocurrir la disminución de asfáltenos en el crudo.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
J. ESTUDIOS A NIVEL DE LABORATORIO
(1989) Butler y Mokrys Celda de Hele-Shaw [7 cm x 2,6 cm x 7 cm de
ancho] observó precipitación de asfáltenos y plantearon ecuaciones a
escala-up para las tasas de producción. Usando como disolvente agua
caliente y propano (inyección constante).
(1993) Butler y Mokrys utilizaron modelos 2-D de medios porosos en una
Celda de Hele-Shaw [21.7cm x 3.46cm x 69.8cm] con granos de 1mm (K =
1136 µm2 and φ = 0.39). Usando como disolvente propano, etano.
Lloydminister: Aceite pesado (μ = 10.000 mPa.s a 20 oC, 16,6% en peso
de asfáltenos). Usando como disolvente agua caliente y el propano
(Pressure = 1.34 – 1.38 MPa ; T = 42 – 47 o C) e han mostrado dos tipos
distintos de producción constantes con 60% de recuperación en siete
horas.
(1996) Jiang y Butler Utilizaron un modelo 2-D Empaquetado: [35,6 x 3,2 x
21,6 cm] con heterogeneidades y con capas alternas de 20-30 de malla
gruesa (arena Ottawa, K = 214 μm2) y 30-50 mallas (fino, K = 43 μm2 φ =
0,35 - 0,37).
Yazdani y Maini utilizaron canal rectangular (R) y anillo (A) tipo de medios
porosos. Las dimensiones de los modelos fueron de R (7.5x11.3x2.5), R
(15x22.5x2.5), R (30x45x2.5), A (30x42.3x3), y A (60.1x84.6x3.2 cm). La
permeabilidad K = 220, 330, 640 Darcy.
Talbi y Maini utilizó una geometría de anillo saturados con medios porosos
(30,48 cm de alto, 3,5 cm de ancho llena de granos de cristal 12-16 de
Métodos de Recobro VAPEX
2013
EE.UU. malla de 640, K = φ Darcy = 0,35). Hay dos tipos de aceite (μ1 =
4500 mPa a 21 º C y μ2 = 18.600 mPa a 21 º C) y los disolventes que se
utilizaron. Inyección constante de 1) propano (40 ml / h) y de CO2 y 2)
propano (40 ml / h) y CH4 a T = 21-25 º C fueron usados.
K. SCREENIG
L. APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL
• Soda Lake en Western se aplicó en Octubre de 2001, se desarrollo bajo los
criterios de: Baja Presión, Alta saturación de Aceite y espaciamiento entre pozos.
• En Alberta, Canadá ya se han corrido dos pilotos. El primero dio muy malos
resultados al producir 2.5 m3/día de los 95 m3/día esperados, el segundo logró
genero resultados satisfactorios pero para viscosidades entre 5.000 – 10.000 cp
Métodos de Recobro VAPEX
2013
M. VAPEX vrs SAGD
N. FACTORES AMBIENTALES
Menores emisiones futuras
El proceso de VAPEX es un proceso no térmico, No se requiere calentar el
yacimiento. Se requiere una pequeña cantidad de calor en las instalaciones de
superficie en la que se utiliza vapor para calentar la producción de petróleo para
recuperar el disolvente para la re-inyección VAPEX. La cantidad de emisiones de
dióxido de carbono de la generación de vapor es directamente relacionado con la
cantidad de vapor requerido y el combustible utilizado.
Mejora de la tubería de transporte con un menor Emisiones
Bajo ciertas condiciones, la producción VAPEX hace que algunos asfaltenos que
permanecen en el yacimiento productor bitumen "mejorado" de baja viscosidad y
baja densidad. Ahorro de Transporte se realizan a través de la reducción de la
Métodos de Recobro VAPEX
2013
densidad y de la viscosidad desde menos diluyente estará obligado a cumplir con
la densidad de tuberías / viscosidad especificaciones. Además de los ahorros en el
costo diluyente, el resultado es una menor volumen total a ser transportados para
mover el betún a mercado. Esto reduce la energía requerida para el transporte y
emisiones asociadas.
Conservación de los combustibles y de agua
El gas natural es un relativamente limpio, barato, y fácil de transportar combustible
para calefacción. Métodos de recuperación térmica usan gas natural y agua (una
combinación de agua dulce y de reciclaje) para hacer vapor para recuperar
petróleo de arenas betún y aceite pesado. El VAPEX proceso es un método no
térmico y no requiere de gas natural o agua para hacer vapor para calentar el
depósito. El volumen de los recursos naturales gas y agua dulce para el proceso
de recuperación VAPEX y proceso de recuperación basado en vapor se comparan
en la Tabla 6. La comparación indica que el requisito para el gas natural y el agua
es mucho menos para el proceso de VAPEX no térmico. Así gas natural, y los
recursos de agua dulce pueden ser conservadas con el VAPEX proceso.
Conservación de disolventes VAPEX
El plan de VAPEX para los gases de disolventes, que se inyecta en el depósito
para diluir el aceite, es la recuperación de los gases de disolvente para su
reutilización en nuevos pozos como se agotan los pozos actuales. los disolventes
se reciclan para ser utilizado una y otra vez de ser consumido.
Los disolventes son por lo tanto un inventario de material disponible para el futuro
utilizar en lugar de ser totalmente consumido en el proceso.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Menos perturbaciones en la superficie
Puesto que la cantidad de equipo de superficie para un proceso es VAPEX
modesta, se reducirá al mínimo la cantidad de perturbaciones en la superficie.
Además, dado que el proceso de VAPEX es un drenaje por gravedad no térmica
proceso, el proceso no se verá afectada por las pérdidas de calor cuando el zona
de recuperación llega a la parte superior del depósito, como es el caso para los
procesos térmicos. Esto permitirá que el VAPEX pozos a ser potencialmente
colocado en un espaciado más amplio, lo que resulta en la superficie reducida
perturbación. Temperatura y presión de un depósito que ha estado bajo,
Producción VAPEX es en gran parte sin cambios.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
APLICACIÓN:
Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D Model
G.Q.WU, A.KANTZAS
Tomographic Imaging and Porous Media Laboratory, University of Calgary
D.SALAMA
Nexen Inc.
RESUMEN
El proceso de extracción con vapor de solvente (VAPEX) ha sido un intenso tema
de investigación en los últimos años como una tecnología alternativa de
recuperación térmica de petróleo pesado y bitumen.
Los estudios de modelos en 2-D permiten visualizar la cámara de vapor sólo
desde una perspectiva longitudinal (comportamiento de un corte vertical del
yacimiento), sin embargo, las características y evolución de la cámara de vapor en
3-D del yacimiento no puede ser detectada.
En esta aplicación, se presentan los resultados en 3-D de la evaluación de un
proceso VAPEX en un modelo pequeño de laboratorio, usando tomografía
computarizada (CT) para estudiar el comportamiento de la cámara de vapor en
ambas direcciones tanto radial como longitudinal. El modelo es un cilindro de
aluminio con 140 mm de diámetro interno y 600 mm de longitud. Se instalaron
internamente dos tubos ranurados de aluminio para que actuasen como pozo
inyector y pozo productor, respectivamente. El solvente usado fue propano; la
muestra de crudo fue del pozo Lloydminster (aceite tipo pesado) y todos los
experimentos se llevaron a cabo a temperatura ambiente.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Procedimientos
El escáner CT utilizado para este estudio fue de tercera generación 9800 CT
scanner, el cual contiene un tubo de rayos X y detector de matriz. El tubo de rayos
X se hizo funcionar a 120 kV con una corriente de 100 mA. La resolución espacial
fue de aproximadamente 0,5 mm x 0,5 mm en el plano de una exploración. El
equipo incluye un procesador central y un conjunto ordenado de procesadores
auxiliares. La consola de operación contiene un monitor de vídeo para la
visualización de imágenes, con 512 píxeles x 512 líneas y 256 tonos de gris.
El montaje experimental operación/control es mostrado en la Figura 2. Fue
diseñado con software Lab ViewTM. Los componentes más importantes fueron el
cilindro de gas propano, QUIZIXTM bomba, el modelo físico 3-D VAPEX y la
presión de los tres transductores; reguladores de presión de retorno (BPR),
recolección de aceite sistema y balanza digital, sistema de recogida de gases, los
datos de sistema adquisición y el escáner CT.
Figura 6– Set-U experimental de operación y control
Fuente: Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D
Model.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Todos los experimentos se llevaron a cabo de una manera similar a temperatura
ambiente (21 ° C). En primer lugar se realizó la calibración CT con aire, agua
salada, petróleo, gas propano, un núcleo de arena regular y cilindros de aluminio.
Los resultados se utilizaron en conjunción con la última tomografía computarizada
para validar el análisis de imágenes.
El modelo VAPEX se instaló horizontalmente en el escáner CT. Se realizó "Scan
seco". Luego, se aplicó vacío para desairear el modelo; ya evacuado, este se
saturó completamente con 2% de NaCl (salmuera). Para la configuración de la
saturación de aceite inicial, con el fin de saturar completamente la arena con la
muestra de aceite, tanto el modelo y el aceite se colocaron en un horno a 45 ° C
orientados de forma vertical. Después de la saturación de petróleo, el modelo fue
enfriado a temperatura ambiente y finalmente estuvo listo para iniciar la
simulación del proceso.
Durante las pruebas, la muestra fue escaneada a programadas distancias a lo
largo de toda la longitud. El escaneado se llevó a cabo con intervalos de tiempo
más pequeñas en la primera etapa con el fin de capturar todos los detalles del
pozo inyector. Después de esto, el intervalo de tiempo de prueba se incrementó.
Durante toda la prueba VAPEX #1, se inyectó gas propano a una tasa de
600cm3/hr. Para VAPEX #2, se inyectó a una tasa de 400 cm3/hr. Sin embargo,
después de 35 horas de inyección de solvente, se observó que la interfaz aceite-
solvente bajó demasiado rápido en una región localizada y con baja eficiencia de
barrido; debido a esto se disminuyó la tasa de inyección a 200cm3/hr. Con el fin
de comprobar la recuperación del mayor potencial de aceite, en la prueba VAPEX
#2, se inyectó gas+solvente durante 8 horas manteniendo cerrado el pozo
productor. La idea de hacer esto consistió en crear una zona de remojo "solvente
de remojo " donde se observó que más aceite residual era producido.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Determinación de la porosidad, densidad y Perfiles de saturación Aceite por CT
análisis
Existen algunos métodos de visualización para determinar saturación de fluidos
durante pruebas de flujo, existen “Métodos transparentes” como método de
atenuación por microondas y gamma Ray. Sin embargo, muchos de estos
proporcionan valores promedio e inconvenientes de restricciones experimentales.
CT es un exacto y muy rápido método con pocas restricciones experimentales que
adicionalmente ofrece una fina resolución espacial. Las investigaciones más
recientes, han encontrado que la ventaja de CT X-Ray promete ser una poderosa
herramienta para la industria del petróleo
Los coeficientes de medida de atenuación lineal μ, se definen por la ley de Beer:
(
) ∑( ) (1)
μi depende tanto de la densidad de los electrones como del número atómico. Sin
embargo, si la energía está por encima de 100 k. μi depende principalmente de la
densidad de electrones. En la práctica, μi es convertida en una nueva escala
basada en la unidad internacional estándar de Hounsfield llamado número CT. En
esta escala, el agua tiene un valor de cero y el aire tiene un valor de -1000. El
número CT se define como:
( )
(2)
El número CT de las rocas de yacimiento se encuentra en el rango de 1000 a
2000,16 números CT. Para un medio poroso saturado con agua, petróleo y gas, la
porosidad y la saturación de los fluidos de cada medio puede ser obtenida
mediante la resolución de las siguientes ecuaciones:
( ) (3)
( ) (4)
Métodos de Recobro VAPEX
2013
( ) ( (5)
(6)
Al escanear un núcleo completamente saturado con aire, completamente saturado
de agua salada, completamente saturado de aceite, completamente saturado de
gas (Propano), fue posible obtener respectivamente cada CTA, CTB, CTo, CTg.
Basado en "Dry scan " y "Brine scan" imágenes CT y resolviendo simultáneamente
las ecuaciones (3) y (4), se obtiene la distribución de porosidad. Para el cálculo de
la saturación de petróleo, Sw se asume como constante durante el proceso de
inundación y este se relaciona con el valor de Sw después de la saturación de
petróleo. Finalmente mediante la resolución de las ecuaciones (5) y (6) se obtiene
la saturación de petróleo.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Las figuras 7 y 8 muestran la invasión del solvente y expansión en la fase
temprana de la inyección del solvente para las pruebas.
Figura 7 – Imagen después de 18
horas durante VAPEX #1
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 8 – Imagen después de 4
horas durante VAPEX #2
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model.
La característica común entre los dos resultados es que la cámara de vapor del
solvente no se expandió uniformemente a lo largo del pozo de inyección. El
solvente preferentemente se expandió hacia la zona superior del medio poroso.
Debido al efecto de digitación viscosa y segregación gravitacional, la fase de gas
alcanzó la parte superior del modelo rápidamente, formando una capa de gas
solvente allí.
Esta observación indica que el solvente no fue distribuido uniformemente a los
largo del pozo inyector debido a la heterogeneidad local de la zona. En cuanto al
estado de la interface solvente-aceite, se puede observar que el desplazamiento
no es estable.
La Figura 9 muestra claramente la cámara de vapor del solvente "V" en la prueba
VAPEX #2, pero sólo como fenómeno localizado. Durante la prueba VAPEX #1 la
cámara de vapor "V" no fue visualizada debido al rápido desplazamiento y
problemas operacionales en el equipo CT.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 9 – Forma tipo “V” de la cámara de vapor de solvente en
VAPEX #2
Fuente: Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D
Model.
Las figuras 10 y 11 muestran las imágenes cuando la interface solvente-aceite
alcanza el pozo inyector. Se observa que la interfaz baja muy rápido.
Figura 10 – Imagen después de 31
horas en VAPEX #1
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 11 – Imagen después de 27
horas en VAPEX #2
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model.
Las figuras 12 y 13 muestran las imágenes finales de la prueba. Se puede
observar que alrededor del pozo productor, aún quedó parte de aceite residual que
no pudo ser recuperado por la inyección continua de solvente. Sin embargo, esta
observación sugiere que el pozo productor debe estar situado lo más bajo posible.
Figura 12 – Imagen al finalizar
VAPEX #1
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 13 – Imagen al finalizar
VAPEX #2
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
La figura 14 describe el final de la prueba VAPEX #2 donde el método de "remojo
con solvente" como se explicó anteriormente muestra que el aceite residual
disminuyó, indicando que todavía había potencial para la recuperación de
petróleo comparado con la Figura 13.
Figura 14 – Imagen del método “Solvent Soaking” en VAPEX #2
Fuente: Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D
Model CT Imágenes Análisis Cuantitativo
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Perfil de Porosidad
Los métodos convencionales para calcular la porosidad sólo proporcionan un valor
promedio de porosidad para un determinado núcleo. Las condiciones de
heterogeneidad en el interior del núcleo no pueden ser detectadas.
Sin embargo, la CT a través de la distribución de la heterogeneidad en un medio
poroso puede ser detectada y cuantificada, lo cual es muy útil para observar el
flujo de fluidos en el medio poroso.
Aunque se tuvo especial cuidado para el proceso de compactación, como el
martilleo a la misma velocidad y manteniendo el mismo esfuerzo, se torna
imposible generar un modelo homogéneo.
Las figuras 15 y 16 muestran los perfiles de porosidad para cada prueba VAPEX
#1 y VAPEX #2, respetivamente, donde la porosidad por el método gravimetría
solo se utilizó para comparar con el resultado de análisis de la CT.
Figura 15 – Perfil de velocidad para
VAPEX #1
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Figura 16 – Perfil de velocidad para
VAPEX #2
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Métodos de Recobro VAPEX
2013
La distribución de heterogeneidad local tuvo efecto significativo sobre el
comportamiento de la expansión del vapor de solvente, como se discutió
anteriormente.
Perfil de Densidad
Durante la prueba, a medida que el aceite diluido drena por gravedad, el vapor de
solvente ocupa el volumen inicialmente ocupado por el aceite. La densidad del
vapor de solvente es mucho menor que el del aceite, en consecuencia, la
densidad de la roca del yacimiento disminuirá con el tiempo.
Los perfiles de densidad, fueron obtenidos mediante interpolación lineal de
acuerdo a los números CT respectivos para cada fluido. Las Figuras 17 y 18
muestran los perfiles de densidad para ambas pruebas VAPEX #1 y VAPEX #2,
respectivamente. Hay dos observaciones importantes después de analizar
cuidadosamente la relación con los perfiles de densidad de las imágenes CT. La
primera, es la disminución de la densidad en la zona cerca al talón a etapas
tempranas del proceso; lo cual se debe a que gran cantidad de solvente se
expande más rápido. Y la segunda, es que la difusión longitudinal (dispersión) fue
muy significativa en la parte superior del modelo, esto fue especialmente evidente
en el caso VAPEX #2.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 17–Perfil de densidad para
VAPEX#1
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Figura 18–Perfil de densidad para
VAPEX#2
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Perfil de saturación de aceite
Las figuras 19 y 20 muestran los perfiles de saturación de aceite para las pruebas
VAPEX #1 VAPEX y #2, respectivamente. Aquí la saturación de petróleo se refiere
de "saturación de petróleo residual" que queda en cada muestra en diferentes
tiempos. En relación con la evolución de la densidad de modelo, la saturación de
aceite disminuye en la zona más cerca al talón del pozo a medida que se hace la
inyección a una velocidad baja.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 19–Perfil de
saturación de aceite para VAPEX#1
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Figura 20–Perfil de saturación de
aceite para VAPEX#2
Fuente: Computed Tomography
Study of VAPEX Process in
Laboratory 3-D Model
Perfil de producción de aceite
Las figuras 21 y 22 muestran la producción acumulativa de petróleo. Comparando
los resultados de las pruebas realizadas, durante la prueba VAPEX #1, 57 horas
después de la inyección de solvente, la tasa de producción de petróleo fue mayor
que VAPEX # 2. Sin embargo, el rendimiento global de la producción de aceite de
VAPEX # 2 era mucho mejor que VAPEX # 1. Entonces, después de 57 horas con
un tiempo de proceso mucho menor, se inyecta menos solvente y se obtiene
mayor recuperación de aceite. Evidentemente, los resultados indican que una
menor tasa de inyección de solvente es de gran ventaja para la recuperación de
aceite y rendimiento económico del proyecto.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
Figura 21–Producción acumulada de aceite después de 57 horas
Fuente: Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D
Model
Figura 22–Producción acumulada de aceite al final de la prueba
Fuente: Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D
Model
Métodos de Recobro VAPEX
2013
CONCLUSIONES
• Este método de recobró evita problemas inherentes de procesos de
recuperación térmica y es una alternativa eficaz para la recuperación de
petróleo pesado y bitumen.
• En las pruebas de laboratorio, el método VAPEX, ha mostrado ser muy
versátil en la extracción de crudo pesado, debido a su adecuado
funcionamiento en presencia de acuíferos, capa de gas, bajas porosidades
y espesores netos finos; lo cual lo convierte en el más recomendado.
• Dado que los solventes utilizados en el método VAPEX poseen una alta
volatilidad a condiciones de superficie, es fácil de removerlos de la mezcla y
ser reutilizados posteriormente en el proceso.
• Debido a que el método VAPEX es nuevo y lo que se conoce se debe
fundamentalmente a pruebas de laboratorio, se tiene poca información
sobre la implementación de este método en campo.
• El desconocimiento del desarrollo del método se debe en gran parte a la
confidencialidad que le dan los investigadores a los experimentos y los
pilotos desarrollados.
Métodos de Recobro VAPEX
2013
BIBLIOGRAFÍA
SILVA G, Jose Braulio. “Evaluación de tecnologías de recuperación
mejorada no térmicas en el campo cerro negro”. Trabajo de grado.
Barcelona. Junio de 2011. Pag 61
Latin Petroleum “Venezuela’s Orinoco Heavy oil belt or faja”. Chevron-
Repsil 2011
PAPER SPE: “A new process (Vapex) for recovering heavy oil using hot
water and hydrocarbon vapour”. Roger M. Butler & Igor J. Mokrys. The
University of Calgary, Cargary, Alberta.
PAPER SPE: “Sequencing technologies to maximize recovery”. M.B.
Dulsseaut. University of Waterloo. Jun 2006
PAPER SPE: “Thermal Techniques for the Recovery of Heavy Oil and
Bitumen” T.N.Nasr, O.R Ayodele. Alberta research Council (ARC). SPE
97488 - 2005
PAPER SPE: “A Review on Thermal Enhanced Oil Recovery from Fractured
Carbonate Reservoir” Eshragd Ghoodjani, Riyaz Kharrat, Seye Hamed
Bolouri. SPE 150147 – 2012
Almanza Ortiz Diana Carolina, Pulido Maria Angelica “CARACTERIZACIÓN
DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE
ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO
CONVENCIONAL DE PETRÓLEO”, tesis de grado, 2009.
http://oilextraction.wikispaces.com/Vapour+Chamber