tesis vapor vnezuela
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO
TÍTULO DEL TRABAJO
EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES EN LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR PARA PRODUCIR UNA MOVILIDAD EFICIENTE DEL CRUDO EXTRAPESADO
TRABAJO FINAL DE GRADO PRESENTADO A LA UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR POR:
Andreina Ojeda Hernández
REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DEMagíster en Ingeniería Mecánica
REALIZADO CON LA ASESORÍA DE: Prof. Freddy Malpica
PALABRAS CLAVES: movilidad, viscosidad, temperatura, Inyección Continua de Vapor.
Carnet: 0789412 Fecha Estimada de Culminación: C.I No: 15.714.770 Septiembre-Diciembre 2011
Ing. Andreina Ojeda Prof. Freddy Malpica Estudiante Tutor
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Introducción
El proceso de recuperación de petróleo puede ser dividido en tres grandes categorías:
recuperación primaria, recuperación secundaria y recuperación mejorada de petróleo. En la
recuperación primaria, el petróleo es forzado a salir de la formación por la presión natural de
los fluidos atrapados en el yacimiento. Cuando la presión ha sido reducida y no es suficiente
para generar el movimiento de los hidrocarburos hacia los pozos productores, agua o gas es
inyectado para incrementar la presión existente en el yacimiento. Esta inyección para el
mantenimiento de la presión de yacimiento es conocida como recuperación secundaria.
El recobro por recuperación primaria y secundaria varía entre 20 y 50% dependiendo de las
propiedades del crudo y del yacimiento. La meta de la recuperación mejorada de petróleo es
recuperar el menos parte del petróleo que queda remanente en el yacimiento. Hay varios
procesos que pueden ser aplicados en la recuperación mejorada de petróleo, ellos son:
tratamientos químicos, recuperación térmica de petróleo y métodos de desplazamiento
miscible [1].
La 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 [2]. Es aplicable en yacimientos que tienen alta
porosidad, y contienen crudos de alta viscosidad y baja gravedad API (menos de 20° API).
Dependiendo de la forma en que el calor es generado en el yacimiento, los procesos térmicos
pueden ser divididos en tres categorías: Combustión In Situ, Inyección de vapor, y
Combustión Húmeda [1].
La inyección de vapor es un proceso mediante el cual se le suministra energía térmica al
yacimiento mediante la inyección de vapor de agua. Este proceso puede ser de forma continua
o alternada.
La Inyección Alternada con Vapor, también conocida como Inyección Cíclica de Vapor o
estimulación con vapor, consiste en inyectar vapor a la formación productora mediante un
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pozo productor por un período de tiempo, luego el pozo es cerrado por un tiempo para permitir
la distribución del calor, y después es puesto a producción nuevamente.
En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de
pozos inyectores, mientras el petróleo es producido por los pozos productores. En la figura 1
se muestra un esquema de la Inyección Continua de Vapor. Los principales mecanismos que
contribuyen al desplazamiento de petróleo en este tipo de proceso son: la expansión térmica de
los fluidos en el yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con
vapor, siendo este último quizás el más significativo [2].
Figura 1: Diagrama esquemático de la Inyección Continua de Vapor y distribución aproximada de los
fluidos en el yacimiento [2].
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Antecedentes
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 está en una patente
otorgada a Perry y Warner en 1865. Su propósito primario es reducir la viscosidad y de esta
forma incrementar la tasa de producción de los crudos pesados. Otras formas de calentamiento
son mediante calentadores eléctricos y la circulación de fluidos calientes, sin embargo, estas
técnicas sólo afectan al pozo y su vecindad inmediata en el yacimiento [2].
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, reducir la viscosidad y proporcionarle al mismo
tiempo una fuerza de desplazamiento al crudo [2].
La primera publicación sobre una operación de campo del proceso de combustión subterránea
a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en Rusia en 1933, las cuales fueros realizadas
en vetas de carbón. El primer intento de aplicación de este proceso a yacimientos petrolíferos
ocurrió también en ese mismo país en 1934. La Combustión In Situ se desarrolló rápidamente
en EE. UU a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch publicadas en 1953,
y las de Grant y SAS publicadas al año siguiente [2].
El uso de la Inyección Continua de Vapor comienza entre los años 1931 y 1932, cuando se
inyectó vapor por 235 días en una arena de 18 pies de espesor, a una profundidad de 380 pies,
en la parcela de Wilson y Swain, cerca de Woodson, Texas, EE.UU.
En 1960 se aplicó inyección cíclica de vapor en el campo Yorba Linda, en California. En 1961
comenzó la inyección cíclica en el campo Kern River, luego en 1962 los campos Coalinga y
McKittrick también comenzaron con este proceso, también en este año se comenzó con la
inyección continua en Kern River [4].
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El proceso de Inyección Alternada de Vapor fue descubierto accidentalmente en Venezuela en
1959, al fallar un proyecto piloto de inyección continua de vapor que estaba llevando a cabo la
compañía Shell de Venezuela en el campo Mene Grande [3]. Se produjo una erupción de
vapor cerca de uno de los pozos inyectores, por lo que se detuvo la inyección, un corto tiempo
después, los pozos ex-inyectores comenzaron a producir naturalmente a altas tasas [5].
En el caso de Venezuela la inyección de vapor ha sido aplicada en la Costa Oriental del Lago
de Maracaibo, y data de 1957. Luego de su descubrimiento accidental, la Inyección Alternada
de Vapor fue aplicada en el este del campo Tía Juana, en 1961 con excelentes resultados. Las
tasas iniciales de producción eran de 50 – 115 BPD (barriles por día), luego del remojo con
vapor se alcanzaron tasas de 700 – 900 BPD. En ese mismo año se llevó a cabo un proyecto de
inyección continua, en los bloques C-3 y C-4 del mismo campo, el proyecto tuvo una duración
de seis años [5].
En 1959 se llevó a cabo un proyecto de Combustión In Situ en el bloque K-7, de Tía Juana
Este, pero fue cancelado en 1962 por razones económicas. Este proceso también fue aplicado
en 1964 en el campo Miga, ubicado al sur del estado Monagas, el proyecto duró seis años y se
logró llegar a un factor de recobro de 48.7%. En 1965 este proceso fue aplicado en el campo
Tía Juana Este, se logró un factor de recobro de 16%, el proyecto fue cancelado después de
tres años por serios problemas de corrosión en los pozos [5].
A pesar de que no se han ejecutado proyectos a gran escala aún, en la Faja Petrolífera del
Orinoco se llevaron a cabo varios proyectos de inyección de vapor. En el campo Cerro Negro
se utilizó un patrón de inyección triangular logrando un incremento en la tasa de producción
de petróleo en 27%. En 1983, se aplicó inyección cíclica de vapor en San Diego Norte,
llevando las tasas de producción de 100-150 BPD a 1000-1500 BPD. En 1985 se aplicó el
mismo proceso en el campo Bare, lográndose también un incremento en las tasas de
producción de los pozos [5].
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Finalmente, en 1997, en los campos Tía Juana y Lagunillas, se perforaron seis pares de pozos
SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, drenaje asistido por gravedad), dos de ellos fueron
exitosos y los otros cuatro tuvieron problemas operacionales y de planeación [5].
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Planteamiento del Problema
Actualmente, una de las fuentes de energía más utilizada es la proveniente de los combustibles
fósiles, pero con el pasar de los años las reservas de estos recursos están siendo agotadas,
específicamente las de crudo convencional. Adicionalmente, se espera que la demanda
energética mundial siga en ascenso, esto debido a que las economías en desarrollo, como la de
China, necesitarán más recursos para mantener sus industrias. Es por ello que se debe recurrir
a otros recursos tales como crudo extrapesado, arenas petrolíferas (tar), y lutitas gaseosas.
Algunos países ya han recurrido a la explotación de crudos extrapesados, ejemplo de ello es
Canadá donde se encuentran las arenas petrolíferas de Athabasca, el yacimiento de bitumen
más grande del mundo []. Aquí se aplican técnicas de minería para las arenas bituminosas
someras, pero en el caso de arenas más profundas se han aplicado otros métodos de
recuperación como drenaje asistido por gravedad (SAGD, steam assisted gravity drainage) e
inyección cíclica de vapor (ICV) [].
En el caso de Venezuela, se encuentra la Faja Petrolífera del Orinoco, uno de los yacimientos
de crudo extrapesado más grande del mundo. Sin embargo, al tratarse de crudo extrapesado la
viscosidad del mismo es muy alta y su movilidad es reducida, lo que dificulta su producción.
Es por ello que el recobro en este tipo de yacimientos es bajo cuando se produce en frío, tal
como es la situación actual de la Faja. Por esta razón, es necesario reducir la viscosidad del
crudo y así incrementar su movilidad para lograr un mayor recobro.
Los métodos de recuperación térmica han sido exitosos en la reducción de la viscosidad de
crudos pesados. Por esta razón, en esta investigación se desea estudiar la aplicabilidad de la
inyección continua de vapor a la extracción de crudos extrapesados en la Faja, A fin de que
este proceso sea aplicado de manera eficiente se debe resolver la siguiente interrogante:
¿Cuáles son las condiciones en la Inyección Continua de Vapor capaces de producir una
movilidad eficiente del crudo extrapesado para garantizar una producción eficaz de los
yacimientos de la Faja?
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Objetivos
Objetivo General:
Determinar las condiciones que producen una movilidad eficiente del crudo extrapesado en
un proceso de Inyección Continua de Vapor para garantizar una producción eficaz de los
yacimientos de la Faja.
Objetivos Específicos:
Evaluar la distribución de temperaturas en el pozo inyector de vapor y en el
yacimiento.
Evaluar la variación de las propiedades del crudo que afectan su movilidad debido al
proceso de Inyección Continua de Vapor.
Analizar el desplazamiento del crudo a través del medio poroso.
Determinar y presentar las posibles ubicaciones de un pozo productor.
Alcance
El desarrollo del trabajo contempla el análisis termodinámico de un pozo inyector de vapor en
el proceso de Inyección Continua de Vapor. El pozo se considerará vertical, se analizará la
transferencia de calor en el mismo y en sus alrededores en el yacimiento. Para analizar el
proceso de transferencia de calor se creará un modelo representativo de la Faja y un modelo
representativo del crudo, los cuales serán datos requeridos para las simulaciones, las cuales se
realizarán con el software ANSYS CFX versión 12.0. Como resultado final del estudio se
pretende presentar un modelo que represente el proceso de Inyección Continua de Vapor.
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Metodología
1. Revisión Bibliográfica.
Revisión de documentación técnica tales como libros, trabajos de grados relacionados,
y publicaciones, con la finalidad de apoyar el trabajo de investigación.
2. Generar modelos representativos del yacimiento de la Faja y del crudo
extrapesado que serán usados como datos
Se generaran dos modelos representativos, uno del yacimiento y otro del crudo, los
cuales son requeridos como datos de entrada para las simulaciones. En esta fase se
deben establecer las propiedades térmicas de la roca y de los fluidos. Para ello se
emplearan valores conocidos de trabajos previos (como porosidad y permeabilidad) y
diversas correlaciones (como capacidad calorífica de rocas saturadas).
3. Simulaciones en CFX
Esta fase de la investigación contempla la creación y validación del mallado,
estimación de pérdidas de calor en el pozo inyector de vapor y en el yacimiento, y
modelado del proceso de Inyección Continua de Vapor. El modelado del proceso de
inyección se realizará en dos partes, primero se realizará un modelo sin considerar
cambios de fases a fin de verificar la convergencia del modelo y que será el modelo
inicial, luego, en la segunda parte al modelo inicial se le agregaran los cambios de
fases y se creará el modelo final.
4. Redacción de los tomos.
Finalmente serán redactados los tomos finales, a manera de compilar de forma precisa
y detallada toda la información que será abordada durante este estudio. A partir de
aquí, se generará la presentación que servirá de soporte para la defensa del trabajo.
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Cronograma de Ejecución
ID Actividad Ene ‘11 Feb ‘11 Mar ‘11 Abr ‘11 May ‘11 Jun ‘11 Jul ‘11 Ago ‘11 Sep ‘11 Oct ‘11 Nov ‘11 Dic ‘11
1 Revisión Bibliográfica
2 Manejo del Software
3 Creación del modelo del yacimiento
4 Creación del modelo del crudo
5 Diseño del mallado
6Estimación de las pérdidas de calor en el pozo inyector
7 Modelaje sin cambio de fase
8 Modelaje con cambio de fase
9 Representación y análisis de resultados
10 Redacción de tomos
11 Defensa del trabajo
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Referencias Bibliográficas
[1] E. Donaldson. (1989). Enhanced Oil Recovery, Processes and Operations. Volume II.
pp 2-9.
[2] D. Alvarado. (2002). Recuperación Térmica de Petróleo. Capítulo 1.
[3] Procesos Térmicos para la Recuperación Mejorada de Petróleo. (2008). FAJA Centro de
Excelencia. Schlumberger.
[4] E. J. Hanzlik and D. S. Mims. (2003). “Forty Years of Steam Injection in California – The
Evolution of Heat Management”. SPE 84848, presented at the SPE International
Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific, Kuala Lumpur, Malaysia.
[5] Taller de Tecnología de Recuperación Mejorada en la Faja Petrolífera del Orinoco. (2008).
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