Seminario final corregido 12 en la udo.docx

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA

FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN LA

RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA PETROLÍFERA

DEL ORINOCO

REALIZADO POR:

DOUGLAS DANIEL GUILARTE RIVAS C.I: 16.311.870

JOSÉ GABRIEL MONAYSETI LOZANO C.I: 17.933.809

GHULIANNA TERESA VELÁSQUEZ INDRIAGO C.I: 15.882.256

Seminario presentado ante la Universidad de Oriente como requisito parcial

para optar al Título de:

INGENIERO DE PETRÓLEO

MATURÍN, JUNIO 2.010


NÚCLEO DE MONAGAS





DEL ORINOCO

REALIZADO POR:




REVISADO POR:

MATURÍN, JUNIO DE 2.010

____________________________________________________________

Ing. Alicia Da SilvaAsesor Académico


NÚCLEO DE MONAGAS





DEL ORINOCO

REALIZADO POR:




APROBADO POR:


________________________________________________________________Ing. Milagros Sucre

Jurado Principal

________________________________________________________________ Ing. Tomás Marín Jurado Principal

________________________________________________________________Ing. Henry Martínez

Jurado Principal

RESOLUCIÓN

De acuerdo al artículo 44 del reglamento de trabajos de grado: “Los trabajos de

grado son de exclusiva propiedad de la UNIVERSIDAD DE ORIENTE y sólo

podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo

respectivo, quien lo participará al Consejo Universitario”.

CONTENIDO

PAGINA DE PRESENTACIÓNPAGINA APROBATORIARESOLUCIÓN...........................................................................................................ivCONTENIDO...............................................................................................................vLISTA DE FIGURAS...............................................................................................viiRESUMEN................................................................................................................viiiINTRODUCCIÓN.......................................................................................................1CAPÍTULO I................................................................................................................2EL PROBLEMA..........................................................................................................2

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA............................................................21.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN...........................................................3

1.2.1 Objetivo General 31.2.2 Objetivos Específicos 3

1.3 JUSTIFICACIÓN................................................................................................4CAPÍTULO II.............................................................................................................5MARCO TEÓRICO....................................................................................................5

2.1 FUNDAMENTOS TEÓRICOS..........................................................................52.1.1 La Corrosión: 52.1.2 Clasificación y características de los distintos procesos de corrosión: 72.1.3 Tipos de corrosión más comunes en la industria del Gas Natural: 8

2.1.3.1 Corrosión Uniforme:..............................................................................82.1.3.2 Corrosión Galvánica o entre Dos Metales Diferentes:..........................9

2.1.3.2.1 Factores que influyen en la corrosión galvánica..........................102.1.3.2.2 Precauciones para evitar la Corrosión Galvánica:........................11

2.1.3.3 Corrosión por Hendiduras:..................................................................122.1.3.4 Corrosión por Picaduras:.....................................................................122.1.3.5 Corrosión Intergranular:......................................................................132.1.3.6 Corrosión por Disolución Selectiva:....................................................142.1.3.7 Corrosión por Fatiga:...........................................................................14

2.1.3.7.1 Precauciones generales para prevenir la corrosión por fatiga:.....152.1.3.8 Corrosión Bacteriológica:....................................................................152.1.3.9 Erosión/Corrosión:...............................................................................162.1.3.10 Corrosión Dulce o Corrosión por Dióxido de Carbono (CO2):.........17

2.1.3.10.1 Tipos de Corrosión por CO2 según Ikeda:..................................192.1.3.10.2 Factores que influyen en el fenómeno de corrosión por CO2:....21

2.1.3.11 Corrosión Agria o Corrosión por Ácido Sulfidrico (H2S):................222.1.3.11.1 Además se pueden presentar otros tipos de corrosión por H2S:. 24

2.1.3.12 Corrosión por Efecto Combinado de CO2 y H2S:..............................242.1.4 Factores que Afectan la Resistencia a la Corrosión: 25

2.1.4.1 Factores Termodinámicos:..................................................................262.1.4.2 Factores Electroquímicos:...................................................................26

2.1.4.2.1 Las Reacciones Electroquímicas:.................................................262.1.4.2.2 Polarización:.................................................................................272.1.4.2.3 Pasivación:....................................................................................28

2.1.4.3 Factores Metalúrgicos:........................................................................282.1.4.3.1 Microestructuras:..........................................................................292.1.4.3.2 Aleaciones:...................................................................................292.1.4.3.3 Zonas de Imperfección:................................................................29

2.1.4.4 Factores Ambientales:.........................................................................302.1.4.4.2 Temperatura:.................................................................................312.1.4.4.3 Velocidades de Flujo:...................................................................312.1.4.4.4 Concentración de los Agentes Corrosivos:...................................31

2.1.5 Proceso de Corrosión Electroquímica: 322.1.5.1 Requerimientos Básicos para la Corrosión Electroquímica:...............342.1.6 2 Técnicas para el Monitoreo de la Corrosión........................................36

2.1.7 Velocidad de Corrosión: 402.1.7.1 Formas de expresar la velocidad de corrosión:...................................402.1.7.2 Velocidades de corrosión en función de las medidas de probetas de resistencia eléctrica:.........................................................................................412.1.7.3 Efecto de las Condiciones Hidrodinámicas y Patrones de Flujo sobre la Velocidad de Corrosión en Líneas de Gas:.....................................................41

2.1.7.3.1 Patrones de Flujo:.........................................................................422.1.7.4 Principios del Flujo Bifásico:..............................................................432.1.7.5 Tipos de Flujo:.....................................................................................45

2.1.8 Métodos para el Control de la Corrosión: 472.1.8.1 Revestimiento:.....................................................................................48

2.1.8.1.1 Funciones de los Sistemas de Revestimientos:.............................482.1.8.1.2 Tipos de Revestimientos: Los revestimientos pueden ser clasificados en cinco grandes grupos:.........................................................492.1.8.1.3 Revestimientos más usados en la Industria Petrolera...................522.1.8.1.4 Propiedades de los Revestimientos:.............................................54

2.1.8.2 Inhibidores de Corrosión:....................................................................562.1.8.2.1 Tratamiento por Tapones:.............................................................582.1.8.2.2 Tratamiento Continuo:..................................................................58

2.1.8.3 Protección Catódica:............................................................................582.1.8.3.1 Fundamento de la Protección Catódica:.......................................59

2.1.9 Determinar la Velocidad de Corrosión en un Gasoducto 602.2 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS.........................................................................63

CONCLUSIONES.....................................................................................................65RECOMENDACIONES...........................................................................................66BIBLIOGRAFÍA.......................................................................................................67

LISTA DE FIGURAS

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICOFigura nº 2.1: corrosión uniforme..............................................................................6Figura nº 2.2: Proceso de Corrosión Galvánica.........................................................6Figura nº 2.3: Corrosión Intergranular.......................................................................6Figura nº 2.4: Erosión/Corrosión...............................................................................6Figura nº 2.5: Corrosión por C02 en tubería de transporte de Gas............................6Figura nº 2.6: Corrosión en Tuberías de Acero al Carbón por (H2S)........................6Figura nº 2.7: Corrosión por Efecto Combinado CO2 y H2S.....................................6Figura nº 2.7: Corrosión Electroquímica Metálica....................................................6Figura nº 2.8: Proceso de Corrosión electroquímico.................................................6

UNIVERSIDAD DE ORIENTENÚCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOMATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA

RESUMEN



DEL ORINOCO

Autores: Asesor

Br: Douglas Daniel Guilarte Rivas Académico: Ing. Alicia Da Silva

Br: José Gabriel Monayseti Lozano

Br: Ghulianna Teresa Velásquez Indriago

En el presente trabajo se estudió la factibilidad para la ejecución del proceso de combustión en sitio convencional en la Faja Petrolífera del Orinoco a través de pruebas experimentales previamente realizadas por diversos investigadores , donde se describió los diversos parámetros operacionales requeridos por este proceso, además de los criterios necesarios para la selección del yacimiento y aplicación del mismo, también se estableció las diversas pruebas realizadas a través de pruebas de tubo de combustión en posición vertical donde se obtuvo un adecuado factor de recobro e igualmente un mejoramiento de la gravedad API de la muestra de crudo inicialmente utilizada, lo que demuestra la efectividad de este proceso como método de recuperación mejorada en la recuperación de crudos pesados.


INTRODUCCIÓN

La Faja Petrolífera del Orinoco es la mayor acumulación de hidrocarburos líquidos en

el planeta, principalmente de crudos pesados y extrapesados. En la actualidad se ha

estimado que este gran yacimiento contiene aproximadamente 962 millones de

barriles de petróleo pero debido a que estos crudos presentan altas viscosidades se

tiene un factor de recobro entre 5 y 10%, por ello es necesario extraer la mayor

cantidad posible de crudo a través de la aplicación de tecnologías como la combustión

en sitio.

La Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada de hidrocarburos

donde la energía se genera en el yacimiento como consecuencia de las reacciones

entre el oxígeno y las fracciones del petróleo original. El proceso comienza con el

calentamiento de la formación de arena que rodea el pozo inyector utilizando

quemadores de gas o un calentador eléctrico, el oxígeno se inyecta a través de líneas

de inyección para encender el petróleo y ampliar la zona de combustión del pozo de

inyección. La alta temperatura en la zona produce el desplazamiento de los fluidos

desde el yacimiento hasta los pozos productores donde actúan diversos mecanismos

como vaporización, destilación, el desplazamiento de vapor, el desplazamiento de

agua fría y caliente y el flujo de gas.

El objetivo fundamental de este trabajo es presentar un estudio experimental

previamente realizado del proceso de combustión en sitio utilizando una muestra de

petróleo, agua y muestra de arena de la FPO para establecer la factibilidad de

aplicación de este método de recuperación térmica.

2

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Los yacimientos de crudos pesados y extrapesados presentan el mayor reto para su

explotación debido a sus altas viscosidades ya que esta propiedad determinará cuan

fácilmente fluirá el petróleo además de otras características propias de cada

yacimiento como: propiedades de los fluidos (viscosidad, densidad, gravedad

especifica de los fluidos presentes, composición del crudo), propiedades de las rocas

(porosidad, permeabilidad, saturación) además de conocer criterios de cada

yacimiento como: profundidad, presión del yacimiento, tipo de arena, espesor de

arena, entre otros, que permiten decidir la ejecución del proceso ideal para su

extracción. Los crudos pesados y extrapesados presentan una gran resistencia a fluir

asociada a sus altas viscosidades y por ello se hace evidente las dificultades y altos

costos de producción que implican estos crudos por lo que es de poca rentabilidad

económica su recuperación, sin embargo, en la actualidad se dispone de constantes

avances tecnológicos siguiendo una gran diversidad de procesos y estudios previos

que permiten la aplicabilidad y ejecución de métodos idóneos que permiten que la

explotación de estos yacimientos sea rentable.

En Venezuela específicamente la Faja Petrolífera del Orinoco comprende una

extensión de 55.314 Km2 con un POES total de 1360 MMMBLS y un área de

explotación actual de 11.593 Km2, ubicada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui

3

y Monagas. Este gran yacimiento fue dividido en cuatro grandes áreas, siendo estas

de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, y a su vez segmentado en 27

bloques de 500 km2 cada uno aproximadamente. Este yacimiento cuenta con la

acumulación más grande de crudos pesados y extrapesados con gravedades que

oscilan entre 8° y 18° API, con reservas recuperables calculadas en unos 270

millardos de barriles. La cantidad de petróleo que se ha recuperado en los

yacimientos más importantes es de aproximadamente 3% del POES, con inyección

alternada de vapor (IAV), este bajo incremento en el factor de recobro es debido a

que no se han aplicado procesos de recuperación mejorada en forma masiva.

La necesidad de una constante búsqueda y creación de nuevas tecnologías y métodos

que permitan optimizar la recuperación de dichos crudos son básicamente por el gran

depósito de estos crudos altamente viscosos ubicados en nuestro país en la que solo

una pequeña porción se encuentra en proceso de explotación. Uno de estos métodos

de recuperación mejorada a proponer es la Combustión en Sitio que implica la

inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida,

origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo, en el cual, la

energía térmica generada por éste método da lugar a una serie de reacciones químicas

que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos a mover el petróleo desde la

zona de combustión hacia los pozos de producción.

Esta propuesta es basada en estudios experimentales realizados previamente en

laboratorio a través de pruebas tubo seco en posición vertical con un crudo

extrapesado de 8 °API proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco, considerando

diversos parámetros de diseño del proceso como tasa de inyección, presión de

inyección al igual que parámetros operacionales como requerimiento de aire,

velocidad del frente de combustión, combustible requerido, entre otros; donde se

4

obtuvo que el tipo de crudo utilizado para su estudio proporcionó resultados eficaces

demostrando la factibilidad del proceso de combustión en sitio convencional o seca

como método de recuperación.

1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.2.1 Objetivo General

ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN

SITIO EN LA RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS EN LA FAJA

PETROLIFERA DEL ORINOCO

1.2.2 Objetivos Específicos

Describir los parámetros requeridos para el proceso de combustión en sitio.

Establecer los parámetros de inyección para la ejecución del proceso de

combustión en sitio, en función de pruebas de laboratorio.

Estudiar la factibilidad del proceso de combustión basado en las pruebas

experimentales realizadas.

5

1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

Los procesos de recuperación térmica empleados en yacimientos de crudos de alta

viscosidad han tenido resultados exitosos a nivel mundial, sin embargo en nuestro

país debido a la falta de caracterización de yacimientos y a los altos costos generados

por estos procesos se han descartado muchos proyectos. En la Faja Petrolífera del

Orinoco en la recuperación de crudos pesados y extrapesados se tiene un factor de

recobro resultante aproximadamente entre 5 y 10 %, del cual solo 11.593 km2 de área

está siendo explotado actualmente, por ello es necesario extraer la mayor cantidad

posible de crudo a través de la aplicación de tecnologías como la combustión en sitio.

Este estudio se basa en las 3 pruebas experimentales efectuadas previamente, que

demuestran la factibilidad de aplicación de la tecnología de combustión en sitio

convencional como método de recuperación mejorada de crudo pesado adicional, ya

que el mismo genera suficiente cantidad de combustible para mantener en

movimiento el frente de combustión, permitiendo una mayor recuperación de

petróleo.

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN

Bagci et al. Llevó a cabo pruebas de combustión en seco y húmedo utilizando

petróleos con una gravedad API que oscilaba entre el 10,3 y el 26,6 y Showalter,

quien realizó diferentes pruebas de combustión seca con gravedades API que

oscilaron entre 12 y 17.

Martin et al, realizó 12 pruebas de combustión con crudos de gravedades API

entre 10,9 y 34,2 °, logrando una recuperación entre 86,6 y 92,2% del aceite en el

motor

En el año 2004 la empresa Exgeo fue contratada por PDVSA para realizar un modelo

estático 3D en la arena RO. En el actual modelo estático 3D se tomó en consideración

los estudios previos realizados por la empresa Exgeo.

El objetivo principal de este estudio es realizar un modelo estático 3D en la

unidad sedimentaria RO, específicamente en el yacimiento MFB-52 del Campo Bare,

Faja del Orinoco en Venezuela, integrando información disponible de estratigrafía,

sísmica 3D, sedimentología y petrofísica, con la finalidad de tener un modelo

estocástico actualizado con las informaciones recientes adquiridas que sirva de

soporte para la realización del modelo dinámico de combustión en sitio, con la

finalidad de diseñar e Implantar una Prueba Piloto de Combustión en Sitio con

desplazamiento térmico, para aumentar el Factor de Recobro de la Base de Recursos

de la Faja Petrolífera del Orinoco constituida por crudos pesados y extrapesados.

6

2.2 BASES TEORICAS

2.2.1 Recuperación Térmica

Es 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 productores.

Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos pero principalmente se

utilizan para crudos que presentan altas viscosidades y requieren de altas

temperaturas para que ocurra una disminución de su viscosidad y que sea

operacionalmente rentable su desplazamiento. Estos crudos viscosos, los cuales

actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza

calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción

de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no

sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de

movilidad más favorable.

2.2.2 Combustión en Sitio

La combustión en sitio implica la inyección de aire al yacimiento, el cual

mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que

propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por éste método da

lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración

catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros

mecanismos tales como empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde

la zona de combustión hacia los pozos de producción.

Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la combustión in situ en un

yacimiento, denominadas: combustión convencional hacia adelante (forward

combustión) debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del

7

flujo de fluidos; y combustión en reverso o contracorriente (reverse combustion)

debido a que la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de

fluidos. En la primera de ellas, se puede añadir la variante de inyectar agua alternada

o simultáneamente con el aire, originándose la denominada combustión húmeda, la

cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en

combustión húmeda normal, incompleta y superhúmeda. Las mismas persiguen lograr

una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del yacimiento,

reduciendo así los costos del proceso.

2.2.3 Ignición

Se refiere al inicio de la combustión del petróleo (combustible) en el

yacimiento. La ignición puede ser de dos formas: espontánea y artificial.

2.2.3.1 Ignición Espontánea

Esta ignición ocurre naturalmente cuando al aumentar la temperatura por

efectos de la presión de inyección de aire se inicia la combustión. El que se genere ó

no una ignición espontánea depende principalmente de la composición del crudo.

2.2.3.2 Ignición Artificial

Consiste en utilizar un calentador a gas o eléctrico, o productos químicos para

lograr la ignición. Comparada con la ignición espontánea, tiene la desventaja del uso

de calentador y de que solo parte del espesor total de la formación es puesto en

ignición.

2.2.4 Combustión Convencional

Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe

una inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante, pues la

ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el

pozo inyector hasta el pozo productor.

8

El aire (enriquecido con oxígeno, o aún oxígeno puro) se inyecta para oxidar

el petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases

residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo,

abrasión, erosión, y otros; además se crea más restricción al flujo de petróleo en el

yacimiento debido a la alta saturación de gas. A medida que el proceso de combustión

avanza, se genera calor dentro de una zona de combustión muy estrecha, hasta una

temperatura muy elevada (alrededor de 1200°F).

Delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del petróleo, que origina

el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se queman para

mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón,

y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante de su avance. Está claro

que el petróleo localizado cerca de los pozos productores se encuentra a la

temperatura original del yacimiento por un período largo, y así se va haciendo móvil

y puede ser producido. Generalmente existe una segregación por gravedad severa en

la zona de combustión y como resultado la misma es más horizontal que vertical. Una

vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan

excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En

contrapartida, la viscosidad del petróleo se reduce notablemente de manera que la tasa

de producción de petróleo alcanza un máximo.

El enfriamiento en los pozos productores puede ser necesario y la corrosión es

un problema estrechamente relacionado a la combustión in situ, se vuelve cada vez

más severa. Cuando se usa oxígeno enriquecido, la ruptura prematura del oxígeno

también es un problema.

9

Figura n° 2.1: Esquema De Combustión en Sitio Convencional.

Fuente: Recuperación Térmica de Petróleo por Douglas Alvarado (2002)

Las zonas formadas en el yacimiento durante el proceso de combustión son:

1. Zona de aire inyectado y zona de agua: Esta zona se extingue a medida que el

frente de combustión avanza.

2. Zona de aire y agua vaporizada: El agua inyectada formada se convertirá en

vapor en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona no

quemada de la formación ayudando a calentarla.

3. Zona de combustión: Esta zona avanza a través de la formación hacia los pozos

productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la cantidad de

petróleo quemado y de la tasa de inyección de aire. Se desarrollan temperaturas

que van desde los 600° F hasta los 1200° F.

4. Zona de craqueo: Las altas temperaturas que se desarrollan delante de la zona de

combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se vaporicen,

10

dejando un carbón residual formado por las fracciones más pesadas, también

denominado “coque”, que actúa como combustible para mantener el avance del

frente de combustión.

5. Zona de vapor o vaporización: Aproximadamente a los 400°F se desarrolla una

zona de vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos

livianos vaporizados y vapor.

6. Zona de condensación o de agua caliente: En esta zona debido a su distancia

del frente de combustión, el enfriamiento causa que los hidrocarburos livianos se

condensen y que el vapor la convierta en una zona de agua caliente (50 a 200°F).

7. Banco de petróleo: En esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que contiene

petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura inicial).

8. Gases fríos de combustión: El banco de petróleo se enriará a medida que se

mueve hacia los pozos productores y la temperatura disminuirá hasta un valor

muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El CO2 contenido en los

gases de combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual

produce el hinchamiento y la reducción de su viscosidad.

2.2.5 Mecanismos de Recobro

Los mecanismos de producción que actúan durante este proceso son muy

variados, destacándose el empuje por gas, los desplazamientos miscibles, la

vaporización y la condensación. Estos mecanismos son auxiliados por importantes

reacciones, tales como la oxidación, destilación, desintegración catalítica y

polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión,

coque y desintegración catalítica. En estas zonas ocurre también un incremento en la

presión debido principalmente al aumento en el volumen de los fluidos por expansión

térmica, lo cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores.

11

2.2.6 Equipos utilizados en la Combustión en Sitio

2.2.6.1 Instalaciones y equipos requeridos:

• Compresores, manejo e inyección de aire.

• Líneas de inyección.

• Instalaciones para el sistema de levantamiento.

• Unidad de manejo, separación y tratamiento de los fluidos producidos.

• Almacenamiento y transferencia de la producción a la estación de flujo

correspondiente.

Figura n° 2.2: Instalaciones en el área del pozo para el proceso de Combustión

en Sitio.

Fuente: www.yacimientos-de-gas.blogspot.com

2.3 Ubicación Geográfica

La Faja Petrolífera del Orinoco comprende una extensión de 55.314 km2 con

un POES total de 1360 MMMBLS y un área de explotación actual de 11.593 km 2,

esta se extiende por el flanco norte del río Orinoco y se encuentra ubicada al sur de

12

los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Este gran yacimiento petrolero fue

dividido en cuatro grandes áreas, siendo estas de oeste a este: Boyacá, Junín,

Ayacucho y Carabobo, y a su vez segmentado en 27 bloques de 500 km2 cada uno

aproximadamente. Geológicamente hablando la Faja Petrolífera del Orinoco

comprende un complejo de fases litológicas, por lo cual, las acumulaciones de

petróleo están entrampadas en una gran variedad de estructuras geológicas diferentes.

Figura n° 2.3: Ubicación Geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Fuente: www.yacimientos-de-gas.blogspot.com

Tabla n° 2.1: Distribución de bloques y POES generados de acuerdo a sus

respectivos campos.

CAMPO BLOQUES POES (MMMBLS)

BOYACA 6 489

JUNÍN 10 557

AYACUCHO 7 87

CARABOBO 4 227

TOTAL: 1360

13

2.3.1 Características De La Faja Petrolífera Del Orinoco

De acuerdo a las pruebas de producción realizadas, levantamientos sísmicos,

programas exploratorios, entre otros, se determinó que los yacimientos típicos de la

faja tienen las siguientes características:

Tabla n° 2.2: Características de la Faja Petrolífera Del Orinoco.

Fuente: PDVSA.

Presión inicial 630 - 900 LPC.

Temperatura 100 - 140 °F.

Areniscas someras. -

Areniscas no consolidadas. -

Gravedad API 6 - 12 ° API.

Viscosidad > 5000 cP.

Permeabilidad 1- 20 DARCYS.

Porosidad 30 - 35 %.

Saturación inicial de agua 15%.

Saturación inicial de petróleo 85%.

Boi 1,050 BY/BN.

RGP 60 -70 PCN/BN.

Azufre 2 – 5 %

Metales (vanadio, níquel) > 250 PPM

Factor De Recobro 5 – 10 %

14

Tabla n° 2.3: Propiedades de la muestra de crudo realizada por los

investigadores Bagci et al, Martin et al, y otros.

Fuente: Congreso Mundial De Crudos Pesados 2009, Paper 2009-172

PROPIEDADES VALOR

Gravedad API 8.1°

Contenido de Agua 9.8 %

Metales Vanadio 404 ppm

Metales Niquel 95 ppm

Metales Hierro < 5 ppm

Azufre 3.69 %

Tabla n° 2.4: Minerales contenidos en las formaciones de arena de la Faja.


MINERAL % (p/p)

Cuarzo 89

Feldespato 4

Calcita 1

Pirita 1

Arcilla 5

2.4 PARÁMETROS OPERACIONALES REQUERIDOS POR EL PROCESO

DE COMBUSTIÓN EN SITIO

15

2.4.1 Contenido De Combustible

El contenido de combustible, Cm, es la masa de coque ó residuo rico en carbono

que resulta del craqueo térmico y de la destilación del crudo residual próximo al

frente de combustión. Se expresa en lb/pie3 y su valor varía en el rango de 1,5 a 3

lb/pie3. Depende de una variedad de factores relacionados a las propiedades de los

fluidos (viscosidad del petróleo, gravedad específica, características de destilación,

saturación de agua y saturación de gas), las propiedades de la roca (permeabilidad,

porosidad y contenido de mineral), la tasa de inyección de aire, la concentración de

oxígeno, la temperatura y presión prevaleciente.

Varias correlaciones se han desarrollado para estimar el valor de Cm. Sin embargo,

tales correlaciones son útiles para estimados preliminares, por lo que la determinación

experimental en el laboratorio es recomendable para evaluaciones finales.

Un incremento en la concentración de combustible, aumenta el tiempo necesario

para barrer un área dada, e incrementa el requerimiento de aire necesario para barrer

un volumen dado de formación. Esto por lo tanto, aumenta los costos. Cuando el

contenido de combustible tiene su valor óptimo, la temperatura del frente está justo

encima de la temperatura de ignición. Si el contenido de combustible es bajo, puede

que sea necesario reciclar los gases producto de la combustión, con el objetivo de

recuperar parte del calor almacenado en el frente. Esto desde luego, aumentaría los

costos operacionales. En caso extremo de bajo contenido de combustible, puede que

no sea posible mantener la combustión. En el caso de crudos de alta gravedad º API,

el contenido de combustible es bajo y cualquier intento de mantener la combustión

puede fallar.

2.4.2 Volumen de Aire Requerido

16

Es el volumen de aire en PCN, requerido para quemar el combustible

depositado en 1 pie3 de roca.

Muchas veces se acostumbra expresar el requerimiento de aire en millones de

pies cúbicos normales (MMPCN) por acre-pie de formación.

Desde el punto de vista económico es un factor importante, puesto que

determina la relación aire/petróleo, Fao, la cual se define como el volumen de aire a

ser inyectado en orden a desplazar un BN de petróleo, y se expresa en PCN/BN.

El requerimiento de aire, en PCN/pie3 de roca , viene dado por:

a=37921Y

x100Cm

(12+n )R=CmFaF

Ec. 2.1

donde,

FaF : es la relación aire inyectado/combustible en PCN/lb de combustible.

Entonces, la relación aire inyectado/petróleo desplazado viene dada por:

Fao=(5 ,615)a

( Soi−Sr )φR

Ec. 2.2

donde,

Soi es la saturación inicial de petróleo, fracción,

R es la porosidad de la formación, fracción, y

Sr es la saturación de petróleo consumido como combustible, fracción, dada

por:

Sr=

Cm

ρ f φ Ec. 2.3

siendo f la densidad del combustible en lb/pie3.

17

2.4.3 Tasa de inyección de aire

La tasa de inyección de aire ia (PCN/día), es una variable difícil de

determinar, lo más adecuado es inyectar aire en el arreglo de prueba por unas dos

semanas antes de la ignición, para determinar la inyectividad y presión necesaria. Sin

embargo, debe tenerse la precaución de que puede ocurrir ignición espontánea. La

experiencia previa en el área puede indicar la posibilidad de que ocurra la ignición

espontánea.

2.4.4 Agua formada por Combustión

En la reacción química de algún combustible con oxígeno se forma una cierta

cantidad de agua, la cual se denomina agua producto de la combustión. En general se

expresa en bls/PCN de gases producto de la combustión, y se determina por:

V w=

36379 x 350x 100

(2179

%N 2−%O2−%CO2−12

%CO ) Ec. 2.4

en base a los resultados del análisis seco.

2.4.5 Velocidad del frente de combustión

Es la velocidad con la cuál viaja el frente de combustión en un determinado

punto del yacimiento. Así, si la tasa de inyección de aire es ia, PCN/día, entonces para

flujo radial a una distancia rf del pozo inyector, la velocidad del frente de combustión,

pie/día, viene dada por:

V f=

drfdt

=Urf Ec. 2.5

U=

ia2 π ha Ec. 2.6

18

donde, t es el tiempo en días, h es el espesor de la formación en pies, y a está

dada por cálculos previos.

A través de la siguiente ecuación que se muestra puede ser usada para calcular

la posición del frente de combustión a cualquier tiempo t.

r f

2=2Ut

Ec. 2.7

La ecuación (2.5) puede escribirse de la forma:

V f=

uaa Ec. 2.8

donde, ua es el flujo local de aire. PCN/pie2xdía, dado por:

ua=

ia2πr f h Ec. 2.9

Así, si se desea tener una velocidad del frente de combustión constante, el

flujo local de aire ua, tiene que irse aumentando en función del tiempo, es decir, en

función de la posición del frente.

El flujo de aire depende de la profundidad, de la permeabilidad y de la razón

de movilidad. El principal efecto de la profundidad es permitir una mayor presión de

inyección y así, para una cierta permeabilidad, el flujo de aire aumenta y el tiempo de

barrido disminuye. La permeabilidad es el factor más importante: para una tasa de

inyección dada, de mayor permeabilidad, menor presión de inyección y por lo tanto,

menores gastos de compresión.

19

La razón de movilidad en combustión in situ, es la movilidad del aire detrás

del frente a la movilidad de aire delante del frente. A mayor razón de movilidad

mayor será la presión necesaria para mantener un flujo de aire dado. Razones de

movilidad altas pueden resultar de baja saturación de gas inicial o del bloqueo por

líquido. Se conoce poco de las limitaciones prácticas de la razón de movilidad en

combustión en el yacimiento.

Existe un flujo de aire mínimo para mantener la combustión, cuyo valor

depende de la temperatura de ignición del combustible residual, de la concentración

de combustible y de la disipación del calor hacia fuera del frente de combustión. Tan

pronto como el flujo de aire caiga por debajo de este valor mínimo la temperatura del

frente caerá por debajo de la temperatura de ignición y la combustión se detendrá.

2.4.6 Radio De Extinción

El radio de extinción se define como la distancia radial (a partir del pozo de

inyección) rext, pies, a la cual ya no es posible mantener la combustión. Esta distancia

se relaciona a la tasa mínima de flujo de aire (necesaria para mantener la combustión)

umin,

PCN

d−pie2 , y a la tasa de inyección de aire ia,

PCNd , mediante la siguiente

ecuación:

umin=ia

2πrext h Ec. 2.10

2.4.7 Calor de combustión

Es el calor que se genera durante la combustión de una determinada cantidad

de combustible. En general se expresa en BTU/lb de combustible consumido y se

determina mediante:

20

ΔH=174 . 000m

(m+1)( n+12)+52.500

(m+1 )(n+12)+61 .500n

(n+12) Ec. 2.11

Donde, el primer término del lado derecho de la ecuación 3.1 representa el

calor de combustión del carbono a dióxido de carbono, el segundo término representa

el calor de combustión del carbono a monóxido de carbono, y el tercer término

representa el calor de combustión del hidrógeno a vapor de agua.

2.4.8 Los criterios para la selección del yacimiento en un proceso de

Combustión en Sitio

Basados en proyectos de campo y pruebas de laboratorio, se pueden establecer

una serie de condiciones deseables que un yacimiento debe tener para ser considerado

técnicamente atractivo para un proyecto de combustión in situ. Estas condiciones son:

2.4.8.1 Contenido de petróleo

Se refiere a la cantidad de petróleo que debe estar disponible en el yacimiento

para que se pueda llevar a cada el proceso de Combustión en Sitio. Dado que el frente

de combustión puede consumir alrededor de 300

Blacre−pie del petróleo inicial, al

menos 600

Blacre−pie de petróleo deben estar presentes en el yacimiento.

2.4.8.2 Espesor

El espesor de arena neta no debe exceder los 50 pies puesto si se tienen

espesores mayores de 50 pies requerirán suficiente inyección de aire para mantener el

frente de combustión moviéndose al menos a una velocidad de 0,25 pies/días, lo que

sería excesivo con respecto a las limitaciones prácticas impuestas por el equipo de

compresión.

21

2.4.8.3 Profundidad

La profundidad del pozo debe ser mayor de 200 pies, si se tienen profundidades

menores de 200 pies podrían limitar severamente la presión a la cual el aire puede ser

inyectado. Las operaciones en yacimientos profundos resultan en pozos altamente

costosos, como también en gastos sustanciales en la compresión del aire, por lo que

las condiciones económicas pueden imponer profundidades prácticas del orden de

2.500 a 4.500 pies.

2.4.8.4 Gravedad y viscosidad del petróleo

Los petróleos de gravedades mayores de 40 °API no depositan suficiente coque

(combustible) para mantener un frente de combustión, sin embargo, los petróleos de

gravedades menores a 8 °API son generalmente muy viscosos para fluir delante del

frente de combustión cuando la temperatura del yacimiento prevalece sobre la

temperatura de combustión. La recuperación de petróleo de gravedades

extremadamente bajas pueden ser posibles por medio de la combustión en reverso,

donde el petróleo producido fluye a través de la zona calentada y su composición es

estructuralmente alterada.

2.4.8.5 Permeabilidad

Cuando la viscosidad del petróleo es alta (un yacimiento conteniendo un

petróleo de 10 °API), una permeabilidad mayor de 100 mD podría ser necesaria,

especialmente si el yacimiento es somero y la presión de inyección es limitada. Un

crudo de gravedad entre 30 y 35 °API a una profundidad de 2.500 pies, puede

responder a un proceso de combustión in situ, aún con permeabilidades tan bajas

como de 25 a 50 mD.

2.4.8.6 Tamaño del yacimiento

22

El yacimiento debe ser lo suficientemente grande, ya que si una prueba piloto a

pequeña escala tiene éxito, un éxito económico a gran escala puede ser esperado.

Dependiendo del espesor de la arena, el tamaño del yacimiento, podría ser

aproximadamente de 100 acres.

2.4.8.7 Otros criterios para la selección del yacimiento en un proceso de

Combustión en Sitio

Petróleo

Viscosidad 100 cP (rango normal 100-5000 cP)

Gravedad < 40° API

Composición Componentes asfálticos

Yacimiento

Saturación de Petróleo > 500 Bbls/ (acres-pies).

Transmisibilidad Kh/μ > 20 mD-pies/cP

Temperatura > 150 °F

Agua

El agua connata no es crítica

Litología

Contenido de arcilla bajo

Factores favorables

Temperatura del yacimiento alta

Buzamiento alto

Espesor neto alto en relación con el total

Permeabilidad vertical baja

Alto Øh

Factores desfavorables

Fracturas extensivas

Capa grande de gas

Empuje fuerte de agua

23

Fluidos producidos altamente contrastantes

Problemas serios con las emulsiones pre-existentes

2.5 ESTABLECIMIENTO DE LOS PARÁMETROS DE INYECCIÓN PARA

LA EJECUCIÓN DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN SITIO EN

FUNCIÓN DE PRUEBAS A NIVEL DE LABORATORIO.

2.5.1 Condiciones experimentales de la prueba en tubo

Para determinar los parámetros de inyección se hicieron ensayos

experimentales utilizando un tubo de combustión lleno de arena y reservorio de

petróleo extra pesado de un campo en la Faja Petrolífera del Orinoco con una

gravedad API de 8,1 °.

Durante las pruebas, las condiciones experimentales se mantuvieron constantes:

la tasa de inyección de aire en 0,78 l/min en condiciones normales y una presión de

1000 lpca. La temperatura inicial de la prueba fue de 50 ° C y una saturación de

petróleo entre el 72% p/p y 83% p/p.

Tabla nº 2.5: Fracciones de componentes utilizados en las condiciones iniciales

de la celda de combustión para las tres pruebas.


PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3

Volumen Poroso

(cm3)112.04 106.30 115.88

Porosidad (%) 33.10 31.40 34.23

Permeabilidad N2 5.39 4.84 4.96

24

(Darcy)

Permeabilidad

H2O (Darcy)3.85 3.77 3.10

Permeabilidad

Petróleo (Darcy)0.80 0.40 0.43

So (%) 72.56 83.44 72.67

Sw (%) 23.83 12.44 23.47

Sg (%) 3.60 4.12 3.86

Masa de crudo en

la celda (cm3)96.62 102.18 97.14

La Tabla 2.5 muestra las fracciones de los componentes utilizados, los valores

de permeabilidad, porosidad y el volumen de la masa de crudo en directo para cada

una de las pruebas en las condiciones iniciales una vez que se llena la celda de

combustión.

Como se puede observar cada prueba tiene valores diferentes en cada uno de

los componentes utilizados (volúmen poroso, porosidad, permeabilidad, So, Sg, etc)

diferenciando una prueba de otra, lo cual nos llevara a la obtención de distintos

resultados que luego serán de utilidad para estudiar la factibilidad del proceso de

combustión como tal.

2.5.2 Descripción de montaje experimental

La prueba comenzó con la inyección de helio a través de la parte superior de la

celda, que estaba regulada por un controlador de flujo de masa con un porcentaje de

apertura que puede ser restringido en la consola.

25

La celda tenía una longitud de 30,5 cm, con un área transversal de 11,1 cm2 y

un espesor de pared de 0,529 cm. El suministro de helio se incrementaba

gradualmente con dos objetivos principales: la primera era la creación de canales en

el medio poroso para impedir la generación de diferencias de presiones altas entre la

entrada y salida de la tubería de la celda, y la segunda era para evitar la reducción del

flujo de gas hasta que la velocidad de inyección de aire alcance la tasa de re-

inyección equivalente, la cual era de 0,78 l/min en condiciones normales. La

diferencia de presión se midió con un transductor de presión, con un rango de 0 a 500

lpca, y la temperatura con 14 termopares tipo K que se instalaron en la celda

distribuidos como se muestra en la Figura 2.4.

26

Termopar externo # 1







Salida

Entrada

Termopar Interno # 2














Salida

Entrada








Figura nº 2.4: Tubo de Combustión para la prueba.


Para medir la temperatura interna y externa de la celda se utilizaron 7

termopares para cada caso, los cuales se ubicaron axialmente con el fin de determinar

la temperatura de referencia en el horno.

Una vez que la tasa de inyección de helio predeterminada es alcanzada, la

primera manta eléctrica (ubicada en la parte superior de la celda) fue activada. La

temperatura se incrementa gradualmente con el objetivo de evitar la generación de

una alta caída de presión diferencial entre la entrada y salida de la celda.

Luego la línea de suministro de aire se abre al control de su flujo por el

regulador a fin de iniciar la combustión.

El gas y el petróleo salen de la celda a través de la parte inferior a los cilindros

de colección, dejando el petróleo en la parte inferior y el gas se separa y sale por la

parte superior del cilindro pasando a través de las trampas de líquidos (con el objetivo

de atrapar las partículas líquidas que puedan existir) y luego directo a la válvula de

contrapresión cuya función es la de mantener la presión del sistema, evitando que la

presión caiga por debajo de las condiciones de funcionamiento (1000 lpca) y

permitiendo el paso de gas en exceso al medidor de flujo másico que se encarga de la

medición del gas producido que sale a través de la válvula.

Una vez que el tipo de gas producido se mide, algunas muestras son tomadas en

bolsas, en diferentes momentos de la prueba mediante la apertura de la válvula. Una

vez que una muestra de petróleo y gas del cilindro se requiere una válvula que

permite el aislamiento de un cilindro lleno de un colector de un vacío puede ser

abierto. El cilindro automáticamente comienza a recibir la producción de petróleo y

gas, mientras que la muestra se toma del cilindro lleno con otra válvula. El gas

27

contenido en el cilindro lleno de colector se extrae a través de una válvula y luego, se

mide con un medidor de gas. Estos datos generados durante la prueba de combustión

se almacenaron en un computador.

Estas muestras de los gases fueron llevadas a un cromatógrafo para determinar

la concentración de los componentes existentes. Entonces, la arena se extrajo de la

celda de combustión para ser lavada y medida, determinando la masa del petróleo y

por último, se determinó el porcentaje de coque a partir de la arena.

2.6 ESTUDIAR LA FACTIBILIDAD DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN EN

SITIO BASADO EN LAS PRUBAS EXPERIMENTALES.

Una vez realizada las pruebas los datos obtenidos ayudarán a comprender la

evolución y el desplazamiento del frente de combustión, la composición de los gases

generados en el proceso y los cambios de gravedad API del petróleo producido. Los

detalles de esta prueba se presentan en los siguientes puntos:

2.6.1 Perfiles de temperatura

La gráfica nº 2.1: Representa el perfil de temperatura en función del

tiempo para la prueba 1.

28

Gráfica nº 2.1: Pefil de Temperatura de la Prueba 1.


Como podemos observar, la temperatura de los termopares internos aumenta

progresivamente hasta alcanzar un valor máximo para luego disminuir, lo cual es un

indicativo de que el frente de combustión pasó por esa zona. La temperatura máxima

observada en el período estabilizado fue 570,12 ° C aproximadamente, representada

por el termopar 2. Otra causa de las diferencias de temperatura entre los valores

máximos alcanzados por las curvas en la gráfica de cada termopar, se debe a la

cantidad de calor que es generado por la reacción exotérmica de combustión y el

ritmo en que se pierde calor desde la zona de combustión.

También se revela en la gráfica incrementos en la temperatura en diferentes

momentos de la prueba, causada por la transferencia de calor por conducción que se

generan en las diferentes zonas de la celda. Sibbald et al, expresa que, utilizando

tubos de pared delgada el efecto de calentamiento en la pared disminuye. La

transferencia de calor se logra a través del metal de la celda con 0.529 cm de espesor.

El espesor de la celda de combustión es más ancha que la celda utilizada por Martin

29

et al, que utiliza 2 pilas para sus experimentos, la primera celda con un espesor de

pared de 0,159 cm y el segundo con un 0,0889 cm. Cuando se utiliza una célula de

combustión con un valor de espesor inferior, la transferencia de calor a través de ella

disminuye.

La gráfica nº 2.2: Representa el perfil de temperatura de la prueba 2 en función

del tiempo.

Gráfica nº 2.2: Pefil de Temperatura de la Prueba 2.


En la gráfica se puede observar que la temperatura aumenta progresivamente

hasta alcanzar un máximo para luego disminuir. La máxima temperatura alcanzada

durante el período de estabilización fue 544,47 ° C aproximadamente, reflejada por el

termopar 5. La diferencia de temperatura entre los valores máximos y mínimos de

temperatura de cada curva era la misma que la descrita en la Prueba 1.

30

La gráfica nº 2.3: Representa el perfil de temperatura de la prueba 3 en función

del tiempo.

Gráfica nº 2.3: Perfil de Temperatura de la Prueba 3.


Podemos observar en la gráfica que la temperatura máxima alcanzada durante

el período de estabilización fue 569,97 ° C reflejada por el termopar 3. La diferencia

de temperatura entre los picos es lo misma que los de las Prueba 1 y Prueba 2.

Los perfiles de temperatura de las pruebas realizadas para esta investigación

indican un buen desempeño de las pruebas de combustión, ya que el frente de

combustión mantiene altas temperaturas, en movimiento, sin dejar fuera, lo que hace

posible su aplicación.

2.6.2 Composición de los gases producidos

31

La Tabla nº 2.6: Representa la Composición de los gases producidos de las

diferentes pruebas.

Tabla nº 2.6: Composición de los gases producidos de las diferentes pruebas.


GASES PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3

CO2 (%) 15.78 14.05 14.16

CO (%) 2.17 1.96 1.89

O2 (%) 0.39 2.68 2.64

N2 (%) 81.67 81.32 81.32

En la tabla se puede observar la concentración de algunos componentes de los

gases de combustión (de la Prueba 1, 2 y 3, respectivamente) una vez que la

inyección de aire ha comenzado. Los valores de concentración de los gases obtenidos

en esta investigación (Tabla 2.6) son similares a los obtenidos por Bagci et al. Que

llevaron a cabo pruebas de combustión en seco y húmedo pero utilizando petróleo

con una gravedad API que oscilaban entre el 10,3° y el 26,6° y Showalter, quien

realizó diferentes pruebas de combustión seca con gravedades API que oscilaron

entre 12° y 17°.

2.6.3 Propiedad del fluido producido

La Grafica 2.4. Representa la gravedad API vs Recuperación en función

del tiempo, correspondiente a los tres ensayos realizados para este estudio.

32

Gráfica nº 2.4: Gravedad API vs Recuperación para la prueba 1,2 y 3.


En esta gráfica se puede observar que para la prueba 1 el valor de la gravedad

API del petróleo produjo incrementos de 8,1 a 11,3 °API. Para el ensayo 2, la

gravedad API incrementa de 8,1 a 9,7 y, para la prueba 3 de 8,1 a 9,7 °API

pudiéndose decir que el mayor incremento en la gravedad del petróleo se produjo en

la prueba una en un 3,2º.

También se observa que la máxima recuperación de petróleo ocurrió en la

Prueba 1 con el 91 % aproximadamente.

Esta mejora de la gravedad API del petróleo fue observado por Martin et al,

quienes indicaron que, la gravedad del petróleo producido aumentó gradualmente

durante las últimas etapas de todas las carreras, porque los componentes pesados se

utilizaron para el combustible mientras que los hidrocarburos más ligeros fueron

producidos.

33

También en la gráfica 2.4, se observa que hay una disminución de la gravedad

API del petróleo, cuando más de 60 % v/v de la recuperación de petróleo fue

extraído, esto debido a la reacción de oxidación de baja temperatura que tuvo lugar.

Mamora et al., Expresó que, la disminución en la gravedad del petróleo y el

aumento de la viscosidad del mismo se debe a la oxidación a baja temperatura.

Al mismo tiempo, Moore y otros, expresó que estas reacciones se

caracterizaron por la conversión bajos de oxígeno a los óxidos de carbono, y la

creación de hidrocarburos oxidados (por ejemplo, peróxidos orgánicos, ácidos

orgánicos y aldehídos) por reacciones de adición de oxígeno.

Con base en los resultados obtenidos de la gravedad API, el proceso de

combustión seca ligeramente mejora la gravedad API del petróleo durante el tiempo

de la prueba debido al intenso craqueo térmico.

2.6.4 Velocidad del frente de combustión en el período de estabilización.

La tabla 2.7 muestra las velocidades medias del frente de combustión durante el

período de estabilización, que es el momento en que las velocidades del frente no

tuvieron una variación significativa.

Tabla nº 2.7: Velocidades de frente de combustión para cada prueba en el

periodo estabilizado.


Pruebas Velocidad del frente (cm/ h)

Prueba 1 11.7

34

Prueba 2 8.3

Prueba 3 9.3

En la tabla, se puede apreciar que para un flujo de aire constante, la Prueba 1

tenía una velocidad de combustión más rápido que la prueba 2. La diferencia en las

velocidades puede haberse debido a la heterogeneidad de la arena.

Martin et al, expresó que la velocidad del frente de combustión disminuye

cuando la cantidad de carbono en la arena aumenta. Por esta razón, es importante

hacer un análisis para determinar el contenido de carbono en la arena antes de

empacar la celda. Después de algunas pruebas el contenido de carbono oscilaron entre

0,75 y 1,6 % peso/peso.

El valor en la prueba 1 acertaron los logrados por Mamora y otros, que

obtuvieron las velocidades del frente de combustión entre 10,5 y 11,2 cm/h para un

flujo de aire de 0,74 litros/minuto (en condiciones normales) con petróleos pesados de

la Hamaca y el Lago Frío, con 10,2° y 11,5 ° API, respectivamente.

2.6.5 Recuperación

La tabla 2.8, representa la recuperación de crudo en porcentaje obtenida

después de la prueba de combustión in situ que se llevó a cabo.

Tabla 2.8. Recuperación obtenida en las pruebas.

PRUEBAS RECUPERACIÓN (%)

Prueba 1 91

Prueba 2 73

35

Prueba 3 83

Esta tabla, muestra que la recuperación osciló entre el 73% y el 91% de la

masa, después de haber logrado la recuperación máxima del 91% con la prueba 1.

Estos resultados coincidieron con los presentados por Martin et al, quien realizo

12 pruebas de combustión con crudos de gravedades API entre 10,9° y 34,2 °, en la

que logró una recuperación entre el 86,6 y 92,2%.

Mamora y otros, también obtuvieron altos porcentajes de recuperación entre el

71 y el 94% de la masa, de la saturación inicial con el uso de crudos procedentes de

Venezuela y Canadá con gravedades API de entre 10º y 11°.

Este comportamiento en la recuperación de petróleo se esperaba debido a que la

prueba se realizó en posición vertical, asegurando un barrido eficaz de la celda.

Estos resultados indican el enorme potencial que la tecnología de combustión

in-situ tiene como un método de recuperación mejorada para la extracción de petróleo

pesado y extrapesado.

2.6.6 Parámetros del proceso de combustión in-situ.

La tabla nº 2.9: muestra los datos de los parámetros obtenidos en el

período de estabilización para las Pruebas 1, 2 y 3.

Tabla nº 2.9: Parametros estabilizados de cada prueba.

PARAMETROS PRUEBA 1 PRUEBA 2 PRUEBA 3RELACIÓN 0.99 098 0.97

36

HIDROGENO / CARBONO (H/C)

RELACIÓN OXIGENO /

COMBUSTIBLE (m3/ kg)

2.20 2.46 2.45

RELACIÓN AIRE / COMBUSTIBLE

(m3/ kg)10.5 11.71 11.69

EXCESO DE AIRE (%)

1.80 14.10 13.90

COMBUSTIBLE PROVENIENTE DE LA ARENA

(kg /m3)

13.81 14.15 13.75

REQUERIMIENTO DE AIRE (m3st/m3) 264 394 384

TOTAL REQUERIMIENTO

DE COMBUSTIBLE

(Kg/m3)

25.21 33.67 32.82

2.6.6.1 Relación de Hidrógeno/carbono (H /C)

Como podemos observar en la tabla La relación H/C obtenidos en esta

investigación (ver Tabla 2.9) oscilaròn entre 0,97 y 0,99. Estos valores de H/C

calculados están dentro del rango reportado en la literatura, en la que varía entre 0,5 y

2. Bagci et al, obtuvo H/C que osciló entre 0,79 y 2,14, utilizando petróleo pesados

con una gravedad API entre 10 ° y 18 °. Prasad y otros, expresaron que si el grado de

reacción en el interior del tubo de embalaje es alta, la reacción H/C es relativamente

baja. Esto indica que tan frecuente se producen las reacciones de oxidación a altas

temperaturas.

2.6.6.2 Relación oxígeno/combustible (m3/kg)

37

La proporción de oxígeno-combustible es el volumen mínimo de oxígeno

necesaria para quemar una unidad de masa de combustible.

Los valores obtenidos fueron los siguientes: Prueba 1: 2,20 m3/kg; Prueba 2: 2,46

m3/kg y Prueba 3: 2,45 m3/kg. Estos valores no varían mucho unos de otros y son

cercanos a los reportados por Sibbald et al., quien obtuvo una relación

oxígeno/combustible de 2,12 m3/kg usando crudo con una gravedad API de 8°, y una

arena no consolidada de Athabasca y los presentados por Prased et al, que obtiene una

relación oxigeno/combustible de 2,10 m3/kg en un proceso de combustión en seco

con un crudo de 12,6 ° API.

2.6.6.3 Relación Aire/combustible (m3/kg)

Es el volumen de aire necesario para quemar una unidad de masa de

combustible y es una función de la cantidad de carbono e hidrógeno en el

combustible y la relación nitrógeno-oxígeno.

Este es un parámetro básico necesario para hacer la evaluación de un proyecto

de combustión.

Como podemos observar en la tabla 2.9 los valores obtenidos en las pruebas 2

y 3 fueron similares de 11,71 y 11,69 m3/kg respectivamente, salvo en la prueba 1

que se obtuvo un valor de 10,5 m3/kg.

Bagci et al, en su estudio obtuvo un valor de relación de aire combustible entre

10,3, 10,4 y 10,6 m3/kg. Por otra parte, Prasad et al, encontraron un valor de relación

de aire combustible de 9,9 m3/kg en su investigación. Por lo que se puede observar

que los valores obtenidos en la Prueba 2 y 3 son similares a los obtenidos por Bagci et

38

al. El valor de la relación de aire combustible de la prueba 1 está entre los obtenidos

por Mamora et al.

Los valores de Aire/Combustible como se muestra en la tabla 2.9 están por

encima de los reportados por Prasad et al.

2.6.6.4 Exceso de Aire (%)

Esta es una medida de la eficiencia en el uso de oxígeno en la prueba de

combustión.

Los resultados de la Prueba 1, 2 y 3 se muestran en la tabla 2.9. Se puede

observar que la prueba 1 presenta el menor porcentaje de aire en exceso. Bagci y

otros, en su investigación obtuviron valores de aire en exceso entre 4,5 y 14,2%.

Mamora y otros, presentaron un valor de aire en exceso de 9,1% para la prueba con el

crudo de Cold Lake y los valores de aire en exceso entre 5,3 y 21,1% para dos prueba

llevadas a cabo utilizando el crudo de Hamaca.

Se puede observar que sólo la prueba 2 y 3 presentan valores cercanos a los

obtenidos por los investigadores antes mencionados, excepto en la prueba 1, que

presentó una baja de aire en exceso, lo que indica que esta prueba tiene una mayor

eficiencia utilizando oxígeno.

2.6.6.5 Aire necesario (m3st/m3)

La cantidad de aire necesaria es el parámetro básico para determinar el

desarrollo de un proceso de combustión. Este representa el costo más grande de la

producción para un proceso de combustión in-situ.

39

Los valores de aire necesario obtenidos en el laboratorio se presentaron en la

tabla 2.9 en la cual se puede observar que las Pruebas 1, 2 y 3 presentan una prueba

de requerimiento de aire de 264, 394 y 384 (m3st/m3) respectivamente. Bagci y otros,

presentan los valores de requerimiento de aire que oscilaba entre 132 y 298,1 m3st/m3.

Mamora y otros obtuvieron en su investigación el requerimiento de aire entre 165,

167 y 169 m3st/m3, estos valores son más bajos que los obtenidos en esta

investigación.

La cantidad de aire necesaria disminuye cuando la gravedad API del petróleo

aumenta.

El crudo empleado en esta investigación presenta una gravedad API de 8,1 °,

que es inferior en comparación con los utilizados para elaborar la prueba Bagci,

Mamora y otros, porque no hay un depósito de combustible mayor, que es la razón

por la cual los requisitos de aire sean mayores.

2.6.6.6 Requerimiento de combustible

El requerimiento de combustible generalmente se expresa como la masa del

combustible consumido por unidad de volumen quemado, y es también un parámetro

extremadamente importante del proceso de diseño.

Este es un parámetro importante a considerar, porque la reacción de combustión

del combustible residual genera la energía necesaria para sostener el proceso de

combustión.

Los valores obtenidos en las Pruebas 1, 2 y 3 fueron de 25,21 kg/m3, 33,67

kg/m3 y 32,82 kg/m3, respectivamente. Estos valores coinciden con los reportado por

Bagci y otros, quienes obtuvieron un valor de requerimiento de combustible entre

40

21,7 y 36,3 kg/m3, en sus pruebas experimentales con el uso de crudo turco con

gravedades API que oscilaron entre 10,3 y 26,6 ° API.

La prueba 1, 2 y 3 generó suficiente combustible para mantener el frente de

combustión en movimiento, debido a que fue alcanzado altas temperaturas en la zona

estabilizada (véase las gráficas 2.1, 2.2 y 2.3).

Los valores de varios parámetros experimentales se calcularon a partir las

concentraciones de gases de combustión durante el período de estabilización,

mientras son comparables con otras investigaciones al que se refiere el presente

estudio que validan los resultados.

Los resultados muestran que es posible la aplicación de la tecnología de

combustión in situ como método para la recuperación mejorada de petróleo crudo

extra pesado del depósito estudiado, porque el petróleo genero suficiente cantidad de

combustible para mantener en movimiento el frente de combustión, permitiendo una

mayor recuperación en el experimento.

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CONCLUSIONES

El rendimiento del proceso de Combustión en Sitio se evaluó mediante tres

pruebas experimentales llevadas a cabo en un tubo de combustión.

Las temperaturas máximas alcanzadas en la estabilización de los períodos en

cada prueba fueron más de 500 °C.

Las concentraciones de gases obtenidas en el período de estabilización son

similares a los que generalmente se espera como producto de la combustión, y

son similares a los reportados por otros investigadores.

La velocidad del frente de combustión es directamente proporcional a la

cantidad de combustible añadido al petróleo y a la arena, por lo tanto, si la

cantidad de carbono en la arena aumenta, disminuye la velocidad del frente de

combustión.

La gravedad API del petróleo mejoró en 3,2 ° en el período final de la prueba 1,

debido a la intensidad del craqueo térmico llevado a cabo en el sistema.

La máxima recuperación de hidrocarburos fue en la prueba 1 obteniéndose un

91%, porque las pruebas se llevaron a cabo con la celda de combustión en

posición vertical para garantizar un barrido eficaz.

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Los valores de los parámetros experimentales fueron calculados a partir de las

concentraciones de los gases de combustión, y estos son comparables a las

investigaciones que se hace referencia en el presente estudio que permiten

validar dichos resultados.

Los resultados muestran que la aplicación de la tecnología de combustión en

sitio es posible como un método de recuperación mejorada en la recuperación

de crudos pesados a partir del montaje experimental estudiado, porque el

petróleo genera suficiente combustible para mantener en movimiento el frente

de combustión, permitiendo una mayor recuperación en el experimento.

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RECOMENDACIONES

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BIBLIOGRAFÍA

Arias, F. (2004). El Proyecto de Investigación. Editorial Episteme. Caracas.

Venezuela.

Sampiere S. Collado. (1998). Metodología de la Investigación. Segunda

Edición, México.

www.iapg.org.ar/.../Inyec%20de%20aire%20para%20ISC.ppt

http://www.netl.doe.gov/technologies/oilgas/publications/eordrawings/BW/

bwnsitu_comb.PDF

http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/06/combustion-in-situ.html

http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2008/02/proyecto-piloto-de-combustin-

en-sitio.html

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http://www.iapg.org.ar/.../Inyec%20de%20aire%20para%20ISC.ppt

Reseña

Es un proceso inestable, sin embrago en Rumania en el campo Suplacu de Barcan funciona desde el año 1964.


Proyecto Pilote de Combustión en Sitio a larga distancia (CESLD)

UbicaciónCampo Bare, Distrito San Tomé, Municipio Francisco de Miranda, Estado Anzoátegui.

Objetivo del Proyecto

Diseñar e implantar una prueba piloto de interés nacional para la extracción de crudo pesado y extrapesado, basada en la solicitud presidencial realizada el 1° de mayo 2007. La misma se ha definido como una Prueba de Combustión en Sitio con barrido térmico a fin de aumentar el factor de recobro de la base de recursos de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).

Esta prueba piloto será completamente instrumentada, pues su objetivo fundamental es la recopilación a lo largo de toda su vida útil, de datos de todas las corrientes generadas (producción de hidrocarburos, emisiones, efluentes y desechos), a objeto de tener una base de datos robusta para precisar las bases de diseño de los procesos y tecnologías para el manejo ambientalmente más responsable en caso de pasar a la masificación en la FPO.

Alcance del Proyecto

La Prueba Piloto de Combustión en Sitio a Larga Distancia (CESLD) se desarrollará en el Campo Bare, en San Tomé, Estado Anzoátegui y contempla un arreglo geométrico conformado por:

• Un pozo inyector vertical• Dos pozos productores horizontales

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• Cuatro pozos verticales observadores

Las instalaciones y procesos a nivel de superficie comprenden:

-Manejo e inyección del fluido ignitor.

-Compresión, manejo e inyección de aire.-Instalaciones para el sistema de levantamiento.-Instalaciones para el manejo, separación, tratamiento y transferencia de la producción hacia la Estación de Flujo correspondiente.-Centro de adquisición, control y transmisión automatizado de operaciones.

El programa de esta prueba piloto contempla una primera fase de inyección de vapor como método para acelerar la ignición. Una vez completada esta fase, se contempla iniciar la ignición a través de la inyección de aire al yacimiento, la cual se continuará durante el desarrollo de la prueba. Adicionalmente, el pozo contará con facilidades para la inyección de nitrógeno una vez concluida la operación de inyección de aire. En paralelo se estarán operando los pozos productores, los cuales serán producidos mediante bombeo mecánico. Una vez comprobada la estabilidad y avance del frente de combustión, se prevé inyectar agua con la finalidad de realizar combustión húmeda.

La planta contará con sistemas para el manejo y disposición de los efluentes líquidos y desechos sólidos generados en los procesos de separación, deshidratación y almacenamiento, a fin de dar cumplimiento a la normativa ambiental vigente.

El proyecto también precisa de la perforación de un pozo de agua que tendrá como propósitos:

• Servir de línea base y monitoreo del acuífero más cercano dentro del área de influencia directa del CESLD.• Suministro de agua a la prueba piloto para fines de operación, restauración ecológica de áreas de deforestadas durante la construcción.

De igual manera se construirán 2 pozos monitores de agua dentro del área de influencia directa del proyecto y ubicados aguas abajo del drenaje del agua subsuperficial para el seguimiento de la calidad de aguas durante la vida útil de la prueba piloto.

Localización del Proyecto

El proyecto se desarrollará operacionalmente en el Campo Bare de Yacimientos extrapesados del Distrito San Tomé, de PDVSA Exploración & Producción y a nivel político–administrativo, se ubica en el Municipio Francisco de Miranda y Simón

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Rodríguez del Estado Anzoátegui. Dicha zona corresponde a La Faja Petrolífera del Orinoco, la cual se divide en cuatro grandes áreas operacionales de crudos pesados y extrapesados, como son:

• Área Boyacá: Ubicada al Centro-Sur del Estado Guárico.• Área Junín: Ubicada al Sur-Este del Estado Guárico y el Sur-Oeste del Estado Anzoátegui.• Área Ayacucho: Ubicada al Centro-Sur del Estado Anzoátegui.• Área Carabobo: Ubicada en la zona Centro-Sur del Estado Monagas y Sur- Este del Estado Anzoátegui.

Figura No. 1 Ubicación Faja del Orinoco.Fuente: EIA Área Boyacá Ubicación Faja del Orinoco.

La prueba piloto de Combustión en Sitio se realizará en el Cuadrángulo Bare del Dtto. San Tomé ubicado en La Faja del Orinoco, parte Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al Norte del Río Orinoco.

Figura No. 2. Ubicación relativa del proyecto piloto de Combustión en Sitio

Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

El cuadrángulo Bare (Figura No. 2) está ubicado geográficamente en el estado Anzoátegui, a unos 40 Km aproximadamente al sur de la ciudad de El Tigre y a unos

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70 Km al norte del río Orinoco. Abarca una superficie de unos 487 Km2 con una longitud de 27 Km y un ancho de 18 Km aproximadamente. Se encuentra en el sector Noroccidental del área Ayacucho, en la Faja del Orinoco, presentando un rumbo este-oeste. (ver Fig. No. 3)

Figura No. 3. Ubicación relativa del proyecto piloto de Combustión en SitioFuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

Descripción del ProyectoLa tecnología de Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en quemar una parte del petróleo en el yacimiento para generar energía térmica que permita el incremento del desplazamiento y producción del petróleo hasta alcanzar valores de factor de recobro superiores al 20 %.

Una porción del yacimiento de petróleo es usado para generar calor en la formación a través de la inyección de aire. Al ocurrir la ignición inyectando el aire que provee el oxígeno en el pozo inyector, las fracciones pesadas del crudo se queman en el frente de combustión generando la transmisión del calor y la reducción de viscosidad del crudo delante del frente. El crudo movilizado por este barrido térmico es empujado hacia los puntos de drenaje ubicados a cientos de metros de distancia. ( ver Figura 4).

Figura No. 4. Desplazamiento térmico por Combustión en Sitio


Criterios de Aplicación de la Combustión en Sitio

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El rango de aplicación de esta tecnología es bastante amplio al considerar crudos medianos, pesados y extrapesados. A continuación se presenta un resumen de las variables más importantes que deben ser consideradas al realizar el proceso de selección de yacimientos candidatos que cumplen con la ventana de aplicación de esta tecnología (Hernandez, 2007):

• Petróleo móvil a condiciones de yacimiento• Profundidad > 330 ’• Espesor 7 - 50 ’ (evitar pérdida de calor)• °API <> 5• Porosidad > 18%• Soi > 30%• Temperatura no es crítica• La presión del yacimiento a comienzo del proceso no afecta la eficienciadel mismo• Presencia de gas libre es perjudicial• Crudo con alto contenido de componentes pesados• Aplica hasta con inyección de vapor previa• Teóricamente es el proceso térmico de recuperación mejorada más eficiente (Fr 20-60 %).

Mecanismos del Proceso de Combustión en Sitio

Los mecanismos más importantes que actúan en un proceso de combustión en sitio son los siguientes:

La zona de combustión (zona de oxidación) actúa como un pistón que consume (quema) y desplaza los fluidos delante del frente de combustión hacia los productores.

Durante el proceso de combustión in situ, el oxígeno se combina con el combustible (coque) formando dióxido de carbono y agua, generando calor.

La composición del petróleo afecta la cantidad de calor generado.

La reacción de combustión es mantenida mediante la inyección de aire.

El craqueo térmico ocasiona la depositación del combustible (coque) en el frente y genera mejoramiento del crudo en el subsuelo.

Los gases de combustión vaporizan el agua presente.

Las temperaturas alcanzan entre 1000 a 1400 ° F (538 – 760 °C).

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El proceso se mejora con inyección de agua con la finalidad de aprovechar su alto calor específico.

A fin de usar la entalpía de la arena quemada de alta permeabilidad (aumenta la inyectividad) detrás del frente que avanza y de mejorar la eficiencia de barrido se inyecta agua como fase mojante.

El drenaje gravitacional es aprovechado.

Configuración del arreglo de pozos

as premisas analizadas para seleccionar el arreglo de pozos adecuado a las características de la roca y de los fluidos presentes en el yacimiento R0 MFB-52, son las siguientes:

· Maximizar la eficiencia de captura del petróleo movilizado hacia los pozos productores horizontales.· Alejar en lo posible la ubicación del pozo vertical inyector del talón de los productores horizontales. La caída de presión es mayor en la parte tangencial (talón) que en la punta de la sección horizontal. Se busca una mejor distribución del Frente de Combustión lo que beneficia el barrido térmico del área afectada por el frente. Así la producción de gases se minimiza y el pozo contribuirá desde la punta de la sección horizontal.· Mejorar desde un principio la relación AI/PP (aire inyectado/petróleo producido).· Consideración del área del pozo MFB 646 por presentar facies de canales apilados y excelentes propiedades petrofísicas.· Demostrar la creación y propagación del frente a Larga Distancia· Estimar el factor de recuperación de petróleo.· Estudiar la viabilidad del proyecto bajo varios escenarios de masificación de la tecnología.

Sobre la base de las premisas anteriores, se diseñó un arreglo de pozos que se muestra en la Figura 5 y el cual consiste en:

Un pozo inyector vertical.

Cuatro pozos observadores verticales con el fin de determinar, la creación y propagación del frente de combustión, la eficiencia en areal y vertical de barrido y la finalización del proyecto piloto.

Dos pozos productores horizontales.

Las ventajas del arreglo de pozos propuesto anteriormente se resumen a continuación:

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• Innovación en el arreglo de pozos con diseño propio de PDVSA.• Elimina el pago de derechos por uso de patente THAI.• Minimiza riesgos de:

- Efectos corrosivos por H2S y altas temperaturas en equipos de subsuelo y superficie.- Canalización del aire ya que existe un desplazamiento tipo pistón.- Arenamiento al bajar la velocidad de los fluidos al entrar al pozo productor.- Contaminación del ambiente, ya que la mayor concentración de gases de combustión se reflejarían al final del desplazamiento.

• No requiere tanta definición geológica, y el espesor de la arena no es un factor limitante para la trayectoria de la sección horizontal.• Uso de equipos de levantamiento de mayor capacidad (BES), al bajar la temperatura de operación.• El reducir el número de pozos observadores para el monitoreo del proyecto disminuye los costos de la prueba.

Figura No. 5. Configuración del arreglo de pozos


Descripción de las Actividades y Procesos por Etapas

Las instalaciones de superficie asociadas a esta prueba contemplan un funcionamiento que se divide en dos áreas principales, la correspondiente al pozo inyector y la de la macolla MFB-646.

La infraestructura en el área del pozo inyector consta de las siguientes unidades de proceso:

• Unidad de manejo e inyección del fluido ignitor y sistemas alternos de ignición.

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• Compresión, manejo e inyección del aire.• Unidad de inyección de agua.• Unidad de nitrógeno.

El sistema de manejo de la producción proveniente de los dos pozos productores deberá estar conformado por las siguientes unidades de proceso:

• Unidad de levantamiento.• Unidad de manejo, separación y tratamiento de los fluidos producidos.• Almacenamiento y transferencia de la producción a la estación de flujo correspondiente.

Figura No. 6. Facilidades en el área del pozo inyectorFuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

El sistema de instrumentación y control a nivel de instalaciones de superficie deberá permitir la operación continua y confiable con la mínima intervención de personal de operaciones. Se contemplan sistemas de adquisición de datos y control en los siguientes procesos:

Separación gas-líquido.

Llenado de los tanques de almacenamiento.

Tratamiento de la corriente de gas (endulzamiento y oxidación del CO).

Transferencia de la producción a la Estación de Flujo.

Compresión e inyección de aire.

Adicionalmente personal especializado realizará actividades asociadas a los diferentes análisis de crudo, calidad de agua y gas, así como condiciones de operación de la planta y evaluación de parámetros de control ambiental. Las diferentes funciones de control incluirán alarmas y paros por: alto/bajo nivel y alta/baja presión, así como alarma por alta concentración de contaminantes en el gas. Los ciclos de dosificación de productos químicos serán completamente automáticos, igualmente las

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etapas de supervisión y control de los sistemas de separación, tratamiento y almacenamiento, utilizando sistemas de control lógicos programables.

Se dispone de un sistema de control con monitoreo en tiempo real mediante despliegues gráficos de las diferentes unidades de proceso: Compresión, manejo e inyección de aire, separación y tratamiento de crudo y de gas. Las diferentes variables de control serán:

• Flujo y presión de inyección de aire.• Presión de inyección de agua.• Nivel de líquido en los separadores.• Nivel de agua en tanques deshidratadores.• Nivel de crudo en tanques de almacenamiento.• Concentración de contaminantes en gases producidos.• Flujo y presión de inyección de diluente.

Requerimientos del proceso

Area del pozo inyector

• Disponer de un sistema de compresión con capacidad para inyectar aire al yacimiento a un caudal de 6MMPCND y una presión máxima de 1700 psig.• Disponer de una unidad de bombeo para inyectar agua al yacimiento a una presión máxima de 1500 psig (valor a ser confirmado en la simulación numérica de yacimientos y pruebas de inyectividad).• Disponer de una unidad portátil de generación de vapor para inyectarlo al yacimiento a una presión máxima de 1500 psig (valor a ser confirmado en la simulación numérica de yacimientos y pruebas de inyectividad).

Área de los pozos productores

• Disponer de una unidad de bombeo para inyectar diluente al pozo a una presión entre 400-600 psig.• Facilidades para el suministro de diluente a los pozos.• La presión de cabezal de los pozos dependerá de la presión de separación gas líquido.

Área de la Macolla MFB-646

• Facilidades para el suministro de inhibidor de corrosión, secuestrante de H2S y desmulsificante en la línea multifásica a la entrada de los separadores y en los puntos de refuerzo de secuestrante.• Disponer de tres (3) bombas para transferencia de crudo con capacidad para vencer la presión de la válvula multipuerto MFB-646.• Disponer de tres (3) unidades de bombeo para trasegado del agua de los tanques deshidratadores a los tanques de almacenamiento.• Capacidad de almacenamiento de agua de proceso que garantice autonomía previendo contingencias de una semana en la fase inicial de la prueba.

Finalmente como se dijo al comienzo de este artículo la Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en quemar una parte del petróleo en el yacimiento para generar energía térmica que permita el incremento del desplazamiento y producción del petróleo hasta alcanzar valores de factor de recobro superiores al 20 %, de ser esta prueba exitosa, esta tecnología permitirá a Venezuela poder aumentar significativamente el porcentaje de recobro que actualmente posee en la Faja Petrolífera del Orinoco.

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Documents

Seminario final corregido 12 en la udo.docx