APLICACIÓN DE
LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA EN POZOS HORIZONTALES (SAGD, HASD, VAPEX,
CAPRI, THAI).
Iniciada
en Canadá y difundida en Venezuela, Estados Unidos y China, la técnica de
segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD) ha surgido como una opción
muy llamativa para incrementar la recuperación de crudos pesados a nivel
mundial, debido a que presenta grandes ventajas desde los puntos de vista
técnico, económico y ambiental. Sin embargo, la limitación que presenta el SAGD
es la misma que poseen los procesos de inyección de vapor convencionales: no
pueden ser aplicados a grandes profundidades debido a las pérdidas de calor que
ocurren durante el flujo del vapor desde superficie hasta la formación de
interés, siendo este el gran obstáculo que impide aplicar el SAGD en
yacimientos profundos.
La segregación gravitacional
asistida por vapor (SAGD) es una técnica que emplea como único mecanismo de
producción de petróleo el drenaje gravitacional, mientras aprovecha de manera
combinada los mecanismos de conducción y convección del calor proporcionado por
una cantidad de vapor que es inyectado a la formación que contiene crudo
pesado. Debido a la diferencia de densidades, el vapor tenderá a ascender hasta
el tope de la formación, mientras que el crudo y el condensado se movilizan en
sentido contrario.
Un sistema SAGD se compone de dos
pozos horizontales paralelos en el plano vertical ubicados uno encima del otro.
Debido a la poca movilidad que poseen los crudos pesados y extrapesados se
utiliza una distancia de unos pocos pies entre estos para que el petróleo pueda
fluir hacia el pozo inferior (Productor). Por ejemplo, en el campo Tía Juana
ubicado al occidente de Venezuela, la viscosidad del petróleo es de diez mil a
veinte mil centipoise, se usan distancias de solo quince pies entre los pozos.
Para el funcionamiento del sistema,
una cierta cantidad de vapor es inyectada de manera continua a través del pozo
superior con el objetivo de formar una cámara de vapor alrededor de este pozo.
Este vapor servirá para calentar el crudo y reducir su viscosidad haciendo que,
por gravedad, fluya hacia abajo y sea producido a través del pozo inferior.
Esta configuración se puede observar en la figura.
Figura. Esquema del sistema SAGD
El flujo del vapor ocurre, como se muestra
en la figura, hacia arriba y lateralmente, lo cual hace que la cámara de
vapor tenga una forma de pirámide invertida, limitada por una zona, denominada
interfase, en donde ocurre la condensación del vapor. De esta manera, el agua
condensada y el petróleo calentado fluyen por gravedad hacia el pozo inferior.
Figura : Cámara de vapor
SAGD.
La
tecnología SAGD puede ser aplicada en yacimientos de crudos pesados y
extrapesados que posean un buen espesor de arena. La arena debe tener un sello
natural y las profundidades de yacimiento deben permitir tener vapor en las
arenas de interés. Los yacimientos deben poseer buena permeabilidad vertical
para asegurar la formación de la cámara de vapor, bajo corte de agua y alta
viscosidad del crudo.
Etapas del proceso SAGDPrimera etapa: Precalentamiento. Luego de ser perforados los pozos horizontales en la parte baja de la formación ambos son calentados previamente, con el objetivo de lograr la comunicación térmica de entre los pozos, para movilizar el petróleo entre ellos por conducción térmica y comenzar a formarse la cámara de vapor en la zona de inyección. Sin embargo, para el caso de la implementación del SAGD en yacimientos
profundos
no se requerirá esta primera etapa, puesto que la viscosidad del crudo, debido
a la temperatura del yacimiento, será lo suficientemente baja como para que el
petróleo posea una cierta movilidad que le permita fluir hacia el pozo
productor.
Segunda etapa: Crecimiento vertical de la
cámara de vapor. Esta etapa está referida al crecimiento de la cámara hacia el
tope del yacimiento, el que debe estar limitado por una barrera (por ejemplo,
una lutita bien definida) que impida la fuga del vapor inyectado a los estratos
suprayacentes.
Tercera etapa: Crecimiento lateral de la
cámara. La cámara de vapor al alcanzar el tope de la formación se logra la
máxima producción y esta comienza a
crecer lateralmente lo que lleva a la obtención de la forma final de la cámara
de vapor, que corresponde a la mostrada en la figura.
Figura. Forma
final de la cámara de vapor.
Cuarta etapa: Declinación
del proceso. Esta etapa se alcanza cuando la cámara ha alcanzado el pozo productor y hay pérdidas de calor, en consecuencia se observa una disminución
en la producción. Para retardar esta etapa de manera eficiente, es fundamental
monitorear constantemente la tasa de producción con el fin de que la cámara de
vapor ocurra de forma óptima a lo largo de la vida del proyecto, lo cual se
obtiene evitando que ocurra la ruptura del vapor, puesto a que después que esta
se produce se genera un canal preferencial de flujo y una parte del vapor que
se inyecta fluye directamente hacia el pozo productor, lo que implica un uso
ineficiente de la energía. Debe procurarse una tasa de producción no muy
elevada pues esto conlleva a una rápida ruptura del vapor.
Tipos
de pozos SAGDSAGD Convencional: Consiste en la perforación de un pozo horizontal productor (pozo inferior) y un pozo horizontal inyector (pozo superior) paralelos en el plano vertical, en el cual se inyecta vapor hasta formar la cámara de vapor y comenzar a drenar petróleo y condensado hacia el pozo productor.
Figura. SAGD Convencional.
Único pozo SAGD: Consiste en un solo pozo horizontal, en el cual se inyecta
vapor en el extremo más alejado de la sección horizontal del pozo, con una
tubería delgada aislada y concéntrica tipo “tubería continua” y simultáneamente
producir los fluidos por el anular, con la ayuda de un método de producción
artificial, convencionalmente bombeo mecánico ubicado a la profundidad del talón del pozo. El único pozo SAGD ha
sido desarrollado por la necesidad de recuperar reservas de crudo pesado en
yacimientos de espesor delgado. Estos yacimientos no son económicamente viables
para recobro térmico utilizando técnicas convencionales como el SAGD dual,
inyección continua o cíclica de vapor.
Figura. Único pozo SAGD.
SAGD Mejorado: En este escenario se utiliza un pozo horizontal productor y
uno o varios pozos verticales inyectores. El número de pozos inyectores
dependerá de la longitud de la sección horizontal del pozo productor.
Figura. SAGD Mejorado.
Configuración de los pozos en el
proceso SAGDEn este proceso se han utilizado dos
configuraciones básicas de arreglos de pozos inyectores: Pozos inyectores horizontales
y pozos inyectores verticales. En el primer caso un pozo horizontal
inyector es ubicado en forma paralela por encima de cada productor.
Figura: Configuración de un Pozo inyector horizontal
La principal ventaja de utilizar
este tipo de arreglo es que, luego de alcanzar la comunicación inicial, toda la
longitud horizontal del pozo productor queda activa para el drenaje,
alcanzándose altas tasas de flujo en corto tiempo.
El principal problema que se presenta cuando se emplea
un pozo horizontal como inyector es lograr la distribución uniforme del vapor a
lo largo de toda la longitud horizontal, especialmente durante los períodos iníciales,
ya que la condensación del vapor en la sección horizontal que no está calentada
reduce el espacio disponible para la inyección. Este problema puede reducirse o eliminarse si el pozo es
previamente calentado mediante la circulación de vapor.
En el arreglo de inyectores verticales el vapor es
inyectado a través de uno o varios pozos localizados encima y a lo largo de
cada productor
Figura. Configuración de un Pozos Inyectores Verticales
Criterios para la aplicación del proceso SAGDLa tecnología SAGD puede ser aplicada en yacimientos de crudos pesados y extrapesados que cumplan las siguientes características: a) Profundidad menor a 4.500 pies.b) Espesor neto definido como una sección continua mayor de 50 pies de espesor.c) Buena continuidad lateral de la arena con el fin de poder evaluar más de un par de pozos y otro tipo de arreglo.d) Presión mayor a 200 lpca.e) Relación de permeabilidades (Kv/Kh) mayor a 0.8.f) Porosidades mayores a 20%.g) Corte de agua menores a 90%.h) Viscosidades mayores a 300 cP.
j) Gravedad API menor a 15°.
k) Sello lutítico en el tope de la arena objetivo
mayor a 5 pies.
La técnica de segregación gravitacional
asistida por vapor presenta varias ventajas respecto a los métodos térmicos
convencionales (como las inyecciones continua y cíclica de vapor) cuando es
utilizada en el recobro de crudos pesados. Debido a que estas ventajas se
encuentran en los puntos de vista: técnico, económico y ambiental, la técnica
de SAGD se ha convertido en un método muy atractivo para la industria
petrolera.
1.- Ventajas técnicas:
Las ventajas técnicas se deben a diferentes factores que intervienen en un
proceso SAGD. Por ejemplo, debido al uso de pozos horizontales en este método
de recobro se presentan algunas ventajas:
·Comparados con los resultados obtenidos con
métodos en los que se emplean pozos verticales, al utilizar pozos horizontales
se presenta un incremento en el área de drenaje, permitiendo la producción de
hidrocarburos que de otra forma no serian recuperables
·Debido a que los pozos horizontales generan una
menor caída de presión por unidad de longitud, se reducen las probabilidades de
conificación del agua, minimizando daño al pozo.
Además, debido a las condiciones de operación que ocurren
durante el proceso se tienen las
siguientes ventajas:
· Debido a que el SAGD es un proceso en el que se
aprovecha únicamente el drenaje gravitacional, por lo cual no se realiza un
empuje con el fluido inyectado, se requiere de una menor presión de inyección
comparada con la inyección continua y la cíclica. Esto se traduce en menores
costos de compresión así como en la posibilidad de utilizar tuberías de menor
resistencia.
· Se alcanza una mejor movilidad del petróleo, ya
que este permanece caliente hasta que es drenado al pozo productor. Esto se
debe principalmente al empleo de distancias cortas entre los pozos y a que se
asegura que el crudo se encuentre siempre en contacto con los fluidos
calientes.
2.- Ventajas económicas: Cabe señalar que las anteriores
ventajas reducen costos y hacen que el proceso sea más rentable. Además existen
otras ventajas que presenta el SAGD desde el punto de vista económico, a saber:
·El costo de la perforación de una sección horizontal
puede ser cuatro veces mayor al costo de un pozo vertical, pero la producción
alcanzada en el primer caso puede ser diez veces mayor que la registrada tras
la implementación de pozos verticales.
·Los dos pozos del sistema SAGD son perforados en
una misma locación, lo que reduce significativamente los costos de perforación
y de las facilidades de superficie.
3.- Ventajas ambientales: En este punto debe tomarse en cuenta
que el hecho que en el proceso de segregación gravitacional asistida por vapor
se realice todo un esquema de explotación de u yacimiento con pocos pozos y que
las facilidades de superficie son menores que las requeridas en otros procesos
es un factor determinante para la disminución drástica del impacto ambiental
que el proceso puede llegar a generar.
4.- Desventajas:
Algunas de las principales desventajas que implica la técnica de segregación
gravitacional asistida por vapor desde el punto de vista práctico se enuncian a
continuación:
- Debido a las grandes pérdidas que ocurren durante el flujo del vapor hacia la formación de interés, el proceso se restringe a profundidades menores a 4.500 pies.
- Altos costos asociados a la instrumentación de los pozos productores e inyectores.
- Altos costos para la generación del vapor.
- Complejidad en las completaciones de los pozos horizontales.
- Requiere buena caracterización dinámica y estática de los yacimientos.
- Espesor de arena neta petrolífera: En arenas delgadas las pérdidas de calor a estratos adyacentes pueden ser muy grandes, resultando inefectivo el proceso, de manera que los parámetros de inyección deben ser tal que minimicen la transferencia de calor hacia estos estratos.
- Permeabilidad de la formación: Cuando el yacimiento es isotrópico (Kv/Kh=1), el crecimiento vertical de la cámara durante la primera etapa del proceso es uniforme, llegando el mismo hasta el tope de la formación. Cuando la permeabilidad vertical es muy baja, la cámara de vapor llega hasta el tope de la formación, observándose un crecimiento más adecuado hacia los lados.
- Longitud de la sección horizontal/ Caída de presión: La máxima longitud horizontal permitida para pozo inyector está influenciada por la caída de presión dentro del pozo. En la mayoría de los casos esta caída de presión entre en pozo inyector entre el pozo inyector y productor a nivel de yacimiento es pequeña por la cercanía de los pozos. La presión de inyección al final del pozo horizontal inyector no debe ser tan alta o el vapor podría canalizarse rápidamente al pozo horizontal productor.
- Intercalaciones de lutitas: La presencia de lutitas como estrato superior inmediato, para impedir la comunicación vertical de los estratos y la pérdida de calor, pues la lutita cumple una función de sello.
- Formaciones de emulsiones: Es un problema típico que se presenta en los procesos de recuperación térmica, lo cual se traduce en la formación de mezclas con viscosidades mayores que las del crudo. La formación de emulsiones puede verse afectada por los patrones que se usan para la inyección y por las mismas condiciones del yacimiento, como humectabilidad y saturación de agua connata. Por ejemplo, tenemos que el grado de emulsificación puede ser afectado por la distancia entre los pozos inyector y productor, si estos están más cercanos, mayor es la probabilidad de que se formen emulsiones.
En los cuatro grandes
procesos que se realizan en la EGV, se involucran una cantidad de equipos y
facilidades, operando bajo parámetros ya definidos. Para una mejor comprensión,
se listará, por proceso, los equipos a utilizar.
Fundamentos del proceso
HASD es un proceso de recuperación
térmica que integra tecnología de pozos horizontales, con inyección cíclica e
inyección continua de vapor y es una opción interesante para mejorar la
explotación de yacimientos de crudos pesados y extrapesados en arenas delgadas
y muy delgadas, donde la eficiencia térmica y la construcción de pozos para la
aplicación de otros métodos de recuperación térmica como SAGD e ICV se ven
comprometidos. Fue
concebido por la compañía Francesa TOTAL en el año 2000.
Este sistema consiste en la
combinación de tecnología de pozos horizontales
(paralelos al buzamiento de los estratos) que se encuentren en el mismo plano
horizontal, junto con mecanismos de desplazamientos que incluyen la disminución
de la viscosidad con la temperatura (calentamiento de la formación). Los pozos son perforados uno al lado del
otro en la zona baja del yacimiento y con un espaciamiento similar al utilizado
en SAGD. Cada pozo sería inyector y productor de forma alternada, pero los
periodos de inyección y producción serían iguales y coordinados entre pozos vecinos,
es decir, cuando un pozo cambia a productor su vecino cambia a inyector.
El período de tiempo típico para
cambiar la modalidad de los pozos puede estar alrededor de los seis meses.
En la figura se muestra el esquema
general del proceso HASD, donde se observa la alternancia de los pozos, para
funcionar como inyectores o productores según la fase del proceso. Se dice que
el proceso HASD ha realizado un ciclo cuando sus pozos has cumplido con su
función de inyección y producción de forma consecutiva.
Figura. Esquema
general del proceso HASD
El
objetivo primario de este proceso es proporcionar energía térmica en las
cercanías del pozo, usando el vapor como medio de transporte de calor y
permitiendo que la roca actúe como intercambiador para el almacenamiento de la
energía inyectada. Este calor es entonces
usado para disminuir la viscosidad del petróleo que fluye a través de la
región calentada. Básicamente implica tres etapas:
1.
Una rápida, pero temporal, inyección de vapor húmedo (calidad alrededor de 70 a
85 %) por un periodo de tiempo especifico (1 a 3 semanas) dentro de un pozo de
petróleo.
2.
Un corto periodo de remojo (3 a 6 días), en el cual la mayor cantidad del calor
latente del vapor es transferido dentro de la formación que rodea (adyacente)
al pozo.
3.
Período donde el pozo es puesto en producción por varios meses.
Durante la última etapa, la tasa de
producción de fluidos calientes al comienzo es más alta que la de la producción
primaria en frío. Sin embargo, la tasa de petróleo declina con el tiempo a
valores cercanos a los de la etapa de pre-estimulación, ya que el calor es
removido con los fluidos producidos y disipado dentro de las formaciones no productivas adyacentes. Estas tres etapas
se repiten ciclo por ciclo, hasta que el proceso resulte no rentable.
Figura. Proceso HASD.
En la figura.a podemos observar cómo se genera la
cámara de vapor en uno de los pozos, mientras que el siguiente pozo actúa como
productor.
La figura.b Muestra como en el siguiente ciclo el
pozo que inicialmente era productor fue cambiado a inyector mientras que el que
anteriormente inyectaba vapor ahora produce petróleo.
Mientras
que la figura.c muestra el impacto de la inyección progresiva de vapor por
ambos pozos, durante ciclos sucesivos, generando el calentamiento del
yacimiento y sus fluidos.
HASD
surge como una estrategia de recuperación para arenas delgadas y muy delgadas
desde el punto de vista operacional, en comparación con el método SAGD, el cual
requeriría posicionar dos pozos horizontales en una sección transversal de una
arena delgada. De hecho, el proceso SAGD es aplicable para arenas con espesores
mayores a 50 pies. Adicionalmente, el número de pozos requeridos para un mismo
espaciamiento se duplica para el proceso SAGD, en comparación al proceso HASD,
como se observa en la Figura.
Figura. Comparación SAGD vs HASD
Dentro de
las desventajas presentadas por el proceso HASD, se pueden mencionar el
considerable estrés térmico al cual se someten el fondo del pozo, la
cementación y las completaciones.
Este método surge como alternativa
para SAGD, no es difícil pensar que la
variación de los rangos de aplicación
entre uno y otro sea muy similar.
En específico el rango que difieren
estos dos métodos es el espesor de la arena petrolífera.
Las condiciones operacionales son las Siguientes:
Estas
condiciones varían entre un yacimiento y otro, ya que depende absolutamente de las
características principales como la estructura del yacimiento, la porosidad, el
petróleo original en sitio, viabilidad económica etc.
El
proceso VAPEX (Extracción por vapor) por lo general usa un par de pozos
horizontales uno encima del otro y también desplazados horizontalmente. Este
proceso utiliza un solvente de hidrocarburo liviano en el rango de propano y
butano (o alguna combinación de 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 para permitirle drenar por
gravedad al pozo de producción horizontal inferior.
• Transferencia de masa.• Difusión molecular.
• Dispersión mecánica.
• Altura de drenaje.• Heterogeneidad de yacimiento.
• Distancia entre pozos.
• Humectabilidad del medio poroso.
El uso de solventes puede inducir precipitación de asfáltenos y en algunos casos podría bloquear el flujo de crudo en la formación. No obstante, este tema es controversial y requiere más investigación. Aunque la mayoría de científicos coincide en reportar la ocurrencia de precipitación de asfáltenos, todavía no hay suficiente evidencia para confirmar el bloqueo o la reducción significativa de la producción de crudo en todos los yacimientos, ya que depende de las propiedades químicas del solvente y del crudo pesado, y también de variables como temperatura y presión de yacimiento. Por ejemplo, en 1994, Das, de la Universidad de Calgary, realizó experimentos con Crudo Peace River y reportó que el butano no causa precipitación de asfáltenos. Pero cuando utilizó Crudo de Lloydminster, el butano precipitó un poco de asfáltenos. Wu y colaboradores, de la Universidad de Alberta, utilizaron un simulador composicional (Stars) para modelar la precipitación de asfáltenos y en junio de 2005 reportaron inexistencia de evidencias para demostrar que los asfáltenos impidan el flujo de crudo en yacimientos donde Vapex es utilizado.
Otros factores que afectan y determinan la eficiencia de Vapex son: la transferencia de masa, la difusión molecular, la dispersión mecánica, la altura de drenaje, la heterogeneidad de yacimiento, la distancia entre pozos y la humectabilidad del medio poroso. Aunque existen ecuaciones para modelar algunos de estos factores individualmente, los modelos desarrollados en laboratorio para el estudio y la simulación de Vapex aún no han sido completamente correlacionados o ajustados a las condiciones en campo. Los resultados obtenidos hasta ahora indican que Vapex es una tecnología apta para ser implementada en yacimientos de crudos pesados y bitúmenes, no sólo en Canadá sino que puede ser adaptada en otros países. La aplicación de Vapex en la industria se encuentra en su etapa inicial y su optimización depende fundamentalmente de la investigación de factores que hasta el momento no han sido considerados y que son determinantes en la implementación del proceso.
Configuración de pozos
La extracción de petróleo asistida con vapor (VAPEX) es un proceso relativamente nuevo que está siendo probado en Canadá. Consiste en la inyección de un solvente miscible, que reduce la viscosidad del petróleo pesado. El método puede ser aplicado en un pozo por vez o en pares de pozos. Los procesos VAPEX (Extracción de Vapor), usualmente utilizan un par de pozos horizontales, uno encima del otro y desplazados también de manera horizontal. En el enfoque que utiliza un solo pozo, se inyecta solvente desde el extremo de un pozo horizontal. En el caso que implica dos pozos, se inyecta solvente en el pozo superior de un par de pozos horizontales paralelos. Los gases valiosos son barridos después del proceso mediante la inyección de gas inerte.El método VAPEX ha sido estudiado extensivamente en laboratorios y en operaciones de simulación y está siendo sometido a pruebas piloto, pero aún no fue desplegado en operaciones de campo de gran escala.
Los métodos termales, como sus contrapartes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Los factores de recuperación son más elevados que en el caso de los métodos de producción en frío—con excepción del método de minería pero también lo son los costos asociados con la generación de calor y el tratamiento del agua.
El costo del solvente es
el factor económico más importante en el diseño de Vapex. Estudios
experimentales desarrollados por Butler y colaboradores, en 1995, determinaron
que la relación óptima entre solvente y crudo debe estar dentro de un intervalo
de 0,12 m3 a 0,3 m3 de solvente por m3 de crudo pesado. Los solventes más
utilizados en Vapex son propano, butano o mezclas de propano-butano. Sin
embargo, en 1994, Lim G. y colaboradores utilizaron etano como solvente para
estimular la producción de crudo pesado en el campo Cold Lake, de Imperial Oil.
• Mejoramiento in situ del petróleo. El crudo
producido se puede transportar fácilmente y tiene una buena calidad para ser
refinado.
• Bajas emisión de gases de efecto de
invernadero.
• Se inyecta solvente en vez del vapor de agua
para ablandar el bitumen.
• Con Vapex el proceso requiere menos energía
que SAGD.
• Los costos de operación son más bajos que en
el proceso de SAGD e inyección de vapor.
Desventajas
- Alto riesgo de precipitación de asfáltenos.
- La economía depende de la cantidad de solvente recuperado.
- Se requiere de una muy buena eficiencia de movilidad del solvente.
- Calentadores
- Tanques de diluentes
- Tanques de almacenamiento de crudo
El proceso Thai es un Nuevo método
de recuperación para yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Básicamente
es una variante de un proceso convencional de Combustión en Sitio en la que se integran conceptos del mismo con
la tecnología de pozos horizontales.
La tecnología THAI hace uso de un
pozo vertical de inyección de aire, con uno de producción horizontal.
Integrando tecnologías ya existentes, proporciona la oportunidad de crear un
cambio de ritmo en el desarrollo de los recursos de crudos pesados y
extrapesados a nivel mundial.
Durante el proceso se forma un
frente de combustión generando calor, lo que reduce la viscosidad del crudo
mejorando su movilidad y al mismo tiempo, se craquean los componentes de alto
peso molecular e inmóviles para generar productos móviles, menos densos y de
menor viscosidad.
A medida que avanza el frente de
combustión, el petróleo calentado es producido de forma gravitacional hacia el
pozo horizontal, de esta manera el frente de combustión barre el yacimiento de
forma muy eficiente, obteniendo un estimado del factor de recobro del 80% del Petróleo
Original en Sitio (POES).
Con la finalidad de lograr un óptimo
desarrollo del proceso THAI, el pozo vertical debe estar ubicado buzamiento
arriba en el yacimiento y los horizontales en las zonas relativamente más
bajas.
Los gases calientes (principalmente
nitrógeno, dióxido de carbono y vapor de agua) atraviesan la zona fría del
crudo delante de la zona de combustión a temperaturas de 400 y 700°c, creando
una zona de movilidad en donde el crudo y los gases fluirán hacia el pozo.
Finalmente, la producción se
estabilizara a una tasa determinada, cuando el frente de combustión avance a
una velocidad constante, lográndose con esto un mejoramiento uniforme del crudo
de la formación.
Figura. Representación
del proceso THAI
Entre algunos de los equipos de
superficie que se deben utilizar en un proceso de THAI se pueden mencionar:
·
Planta compresora
·
Centro de control
·
Planta de tratamiento
·
Separadores
Etapas del proceso THAI1.- Puesta en marcha
En la puesta en marcha, tanto el pozo horizontal como el vertical son precalentados con vapor durante un corto periodo de tiempo (3 meses) a fin de mejorar la movilidad alrededor del pozo vertical y facilitar la inyección de aire. Después de estos tres primeros meses se detiene la inyección de vapor y se empieza a inyectar aire por el pozo vertical, para iniciar la combustión y mantenerla.
2.- Zona de coque
El área roja
muestra donde están siendo depositadas las fracciones pesadas (coque) en el
yacimiento. El coque es el combustible para el proceso, el cual se obtiene a
través de la quema de aproximadamente un 10% del crudo en sitio. Este coque es
depositado entre la base del yacimiento y el frente de combustión.
3.- Petróleo movilizado
Figura.Representación
del movimiento de fluido.
El área verde es donde la
saturación de petróleo ha sido reducida de un 80% hasta un 50%, mostrado que el mismo se ha movido desde la zona
dentro del pozo horizontal.
4.- Combustión
Se inyecta
are encendido dentro del yacimiento, auto encendido el petróleo y se crea una
zona de combustión de alta temperatura (400- 700°c).
El fluido inyectado caliente entra en contacto con el crudo
frio en frente de la zona de combustión causando el adelgazamiento de las
fracciones de crudo para movilizarlas y las fracciones pesadas son en parte
utilizadas para generar el coque. El crudo liviano y el agua del yacimiento
vaporizada son barridos dentro del pozo horizontal hasta la superficie. El
frente de combustión se mueve a razón de veintitrés centímetros por día (23
cm/dia) o cien metros por año (100 m/año).
5.- Estado de equilibrio
Mientras
continúa la inyección de aire, el frente de drenaje de crudo aumenta hasta
llegar al borde de la zona modelada. En este momento, se establece un banco de
aire continuo y se espera que la producción se estabilice.
En el estado
de equilibrio, la forma del frente de drenaje de petróleo es constante, lo que
permite controlar el flujo de oxigeno y garantizar que predomine el proceso de
oxidación a altas temperaturas.
Figura. Diagrama representativo del estado de equilibrio
6.- Estado final
La parte
delantera del volumen de drenaje ha alcanzado ahora el talón (Heel) del pozo
productor horizontal. El yacimiento ya esta precalentado y el proceso puede
continuar en esta fase del estado de equilibrio a las tasas de producción
máximas. La región detrás del frente encendido es ahora barrido de crudo,
demostrando porque se esperan altos factores de recobro con el proceso de THAI.
Figura . Diagrama del estado final
Criterios para la aplicación de THAI
- El yacimiento debe ser lo más uniforme posible.
- Crudo con alto contenido de componentes pesados.
- Crudos con cierto porcentaje de asfaltenos.
- El espesor de la arena debe estar entre 8 y 100 pies.
- La gravedad del crudo debe ser de 8 a 25°API.
- Se recomienda que la profundidad se encuentre entre 3000 y 5000 pies.
- Presencia de gas libre es perjudicial.
- Presencia de zonas con lentes de lutitas que actúen como barreras para el vapor no es crítica.
Ventajas
THAI puede considerarse como una
variante de Combustión in Situ, la energía para mantener la combustión proviene
de la quema del coque que se encuentra establecido en el yacimiento. THAI, es
más eficiente térmicamente que SAGD, y este aspecto ha sido siempre como uno de
los atributos.
El azufre se reduce en
aproximadamente un 20-30% y los metales pesados se reducen en aproximadamente
un 90%, quedando como residuos inertes en el depósito de arena. Otro beneficio
de THAI es que se realiza en sitio a través de la mejora de craqueo térmico del
crudo pesado.
Las pruebas de laboratorio reflejan
que crudos de 10 a 8 API han pasado a ser 16 – 18 API y muestras de 10.9 API
fueron acondicionadas a cerca de 20 API. Tan pronto como el proceso este
completamente estabilizado (es decir, cuando la expansión lateral del frente de
combustión es completa), se espera que la mejora de la calidad del crudo
producido sea más constante.
Además, la combustión genera
productos derivados beneficiosos, por ejemplo, gases, calor y agua. Los gases
arrastrados, como el nitrógeno, suben junto con el crudo hasta la superficie,
donde son separados del mismo y comercializados.
Por otra parte, se ha demostrado que
el agua producida durante el proceso es de muy alta calidad y análisis hechos a
la misma indican que con poco tratamiento puede ser adecuada para usos
industriales.
Específicamente las ventajas son:
- Proceso de combustión a corta distancia.
- El estimado de recuperación de recurso es de un 70-80%.
- No hay segregación gravitacional del aire o adedamiento
- Obtención de agua de mejor calidad durante el proceso de producción.
- Mejoramiento del crudo hasta 10 °API, por ende se requiere de menor refinación.
- Reducción del diluente requerido para transportar el crudo, debido a la disminución de la viscosidad del mismo.
- El combustible para mantener la combustión es el coque resultante del craqueo.
- Los pozos así como las instalaciones de superficie son convencionales.
- Mejor control sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente.
Desventajas
- Temperaturas extremadamente altas, lo que conduce a que equipos tales como revestimientos, cubiertas y cabezales de pozo tengan que resistir el calor.
- Cambios en la composición del crudo producido, pudiendo perder características importante, lo que haría mas difícil el proceso de refinación.
- Los remanentes de coque quemado pueden sellar el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión.
- Severa corrosión en los equipos de subsuelo en caso de realizarse el proceso en modalidad de combustión húmeda, debido a la presencia de agua, CO2 como gas proveniente del proceso de combustión y las altas temperaturas manejadas en el proceso.
Beneficios del método THAI
a) Alta recuperación de hidrocarburos
• Se estima una recuperación de aceite de hasta el 80% según
cálculos experimentales (Xia y Greaves (2001)).
• En comparación con la inyección tradicional de vapor, se
requiere menos energía para generar vapor.
• Disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el
yacimiento.
• Se puede mejorar la gravedad API del aceite, de 8 a 14 °API,
para el caso del crudo pesado del yacimiento Wolf Lake.
b) Ambientales
• No deteriora al medio ambiente.
• Mayor aumento de la gravedad API del crudo; Petrobank (2008)
estima una reducción del 22% de emisión de dióxido de carbono porque no se
quema gas natural en superficie para generar vapor al compararse con el drene
por gravedad asistida con vapor, además de un uso mínimo de agua dulce.
• 50 por ciento menos de emisiones de gases de efecto invernadero.
c) Económicos
• Cuando se lleva a cabo la combustión, se generan productos
benéficos como gases, calor y agua. Gases como el nitrógeno, que llegan a
superficie junto con el petróleo, que se pueden comercializar. Se genera calor
que aporta energía al yacimiento para su producción y el agua producida se
destila con calidad industrial.
• Se puede operar con un solo pozo horizontal de producción,
con un mínimo de vapor y de instalaciones de procesamiento de agua.
• Mínimos requerimientos de gas natural para generar vapor.
• Menor tiempo de ejecución del proceso
Es THAI más un catalizador (similar a los que se usan en refinerías en
todo el mundo) que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción;
en otras palabras CAPRI (forma parte de los catalizadores heterogéneos o de
contacto y realiza un proceso catalítico de hidrotratamiento) hace el trabajo
de una refinería pero en el subsuelo. Ahora bien, combinando ambos sistemas lo
que se quiere es iniciar fuego subterráneo y hacer fluir el petróleo pesado, a
la vez que se mejoran las características del crudo, en términos de densidad,
antes de llegar a superficie y eliminar los productos no deseados como azufre,
asfaltenos y metales pesados.
En el
proceso THAI - CAPRI la reacción creada por el frente de combustión provoca que
los fluidos desciendan al pozo productor (horizontal) y entren en contacto con
el catalizador, el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el pozo
y es aquí donde ocurre la reacción química. El mejoramiento del aceite se
produce al activarse la conversión catalítica, ya que el aceite movilizado pasa
a través de la capa del catalizador.
El
proceso THAI/CAPRI podría eliminar la necesidad de mejoradores como los del complejo
de José en el estado Anzoátegui. Resultados de laboratorio demuestran que solo
usando THAI se transforma crudo de 11°API a uno de 19°. Al aplicar CAPRI se
puede disparar este valor hasta 26°API, produciéndose un crudo mejorado en
sitio de muy alta calidad, que ofrece potenciales mejoras en cuanto a
transporte y la refinación, y por ende económicas, lo cual no podría realizarse
a través de otros métodos de recuperación mejorada.
Figura. Esquema del proceso CAPRI
Las condiciones de reacción son creadas delante del
frente de combustión, en la zona de aceite móvil, entonces los fluidos
resultantes al ser drenados hacen contacto con el catalizador alrededor del
pozo horizontal productor.
Las
temperaturas generadas por el frente de combustión son de alrededor de 400 a
600ºC o mayores. Los fluidos comprenden agua (vapor), gases y aceite de
combustión, incluyendo monóxido de carbono y una cantidad pequeña de oxígeno.
Se lleva a cabo un craqueo (es un proceso químico por el cual se quiebran
moléculas de un compuesto produciendo así compuestos más simples) extensivo
delante del frente de combustión, proporcionando combustible para mantener las
reacciones en frente de combustión, generando grandes cantidades de
hidrocarburos ligeros.
THAI –
CAPRI combina una configuración especial de pozos verticales de inyección,
pozos horizontales de producción, una combustión in – situ y un catalizador
agregado al relleno de grava alrededor del o los pozo de producción. La idea
que sustenta a THAI – CAPRI consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer
fluir el bitumen o el crudo pesado y, al mismo tiempo, mejorar el crudo antes
de que salga del suelo.
Malcolm
Greaves, ingeniero químico de la Universidad de Bath en Inglaterra, fue quien
desarrolló por primera vez la tecnología a principios de los 90. Desde
entonces, THAI - CAPRI se ha seguido desarrollando y fue patentada en Canadá,
Estados Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad
intelectual y sigue trabajando con Greaves y otros expertos para adelantar la
tecnología.
Para llevar
a cabo el THAI – CAPRI, en primer lugar, los operadores encienden un fuego que
se alimenta junto con aire que se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el
fondo del pozo vertical se encuentra el extremo, o “punta” (toe) del pozo
horizontal. Al bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un
calor tremendo dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo
pesado, frío, cuya gravedad entonces hace que fluya hacia el pozo de producción
horizontal. El gas producido a partir de la combustión hace subir el crudo
hasta la superficie.
Teóricamente, el frente de combustión se mueve forzosamente
hacia el principio, o “talón”
(heel), del pozo horizontal, en vez de moverse descontroladamente en cualquier
dirección. Esto sucede porque el frente sigue a la zona de baja presión del
pozo horizontal. Al ser menor la presión en el pozo productor, el crudo fluye
hacia éste con lo que prácticamente la cámara de combustión en succionada.
Simulaciones
computarizadas de este proceso predicen que la recuperación de crudo será hasta
de 80%, algo nunca visto en la industria de los crudos pesados. Resultados de
laboratorio demuestran que sólo usando THAI se transforma crudo de 11° API en crudo de 19° API. Al
agregar CAPRI se puede incrementar este valor hasta 26° API, lo cual permite
producir crudo de muy alta calidad.
Este
proceso posee otras ventajas teóricas, entre ellas, que no deteriora el medio
ambiente. Por una parte, en comparación con la
inyección tradicional de vapor, el proceso requiere menos energía en la
superficie para hacer que fluyan el bitumen o el crudo pesado. No se requiere
energía para generar vapor, ya que simplemente se comprime aire y se inyecta al
yacimiento. Al no quemar gas natural en la superficie para generar vapor,
Petrobank estima que pueden reducir en 22% las emisiones de dióxido de carbono.
Al eliminar los mejoradores en la superficie, también se reducirán los gases de
invernadero, una consideración importante para países como Canadá que ha
ratificado el Protocolo de Kyoto.
Normalmente,
los mejoradores en la superficie eliminan el coque. Los remanentes de coque
quemado sellan el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión. Como
resultado, el aire no puede ir directamente hasta el pozo horizontal ni pasar
por encima del yacimiento de crudo, lo que dificulta la producción. Además, la
combustión genera productos derivados beneficiosos, por ejemplo, gases, calor y
agua. Los gases arrastrados, como el nitrógeno, suben junto con el crudo hasta
la superficie, donde son separados del crudo y comercializados. Se puede
liberar calor para generar energía. Es más, el agua producida será destilada,
con calidad industrial, y como tal, requerirá un tratamiento mínimo para poder
ser usada, por ejemplo, para irrigación.
- Es simplemente THAI más un catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción.
- No deteriora el medio ambiente.
- Se utilizan pozos horizontales de producción.
- Consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesado y al mismo tiempo mejorar el crudo antes de que salga del subsuelo elimina el problema de la combustión en sitio tradicional, ya que puede controlar el movimiento de la cámara de combustión.
- La recuperación esperada es del 80%.
- Resultados en el laboratorio demuestran que solo usando THAI se transforma el crudo de 10ºAPI en un crudo de 19ºAPI.
- Permite un ahorro considerable en los precios de refinación.
Desventajas del proceso CAPRI
- Un problema con Thai/Capri podría ser sus temperaturas extremadamente altas.
- Con este proceso se cambia la composición del crudo producido, pudiendo perder características importantes, lo que haría más difícil o imposible la refinación.
CRITERIOS DE APLICABILIDAD DE LOS PROCESOS THAI Y CAPRI EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO.
