INTRODUCCION

Durante 1994, la compañía Amoco Production en asociación con el Departamento de Energia de los Estados Unidos iniciaran un proyecto de inyección de aire en el campo West Hackberry, situado en el Cameron Parish, Louisiana cerca de Lake Charles( Figura 1). Las metas de este proyecto son: (a) desplazar el aceite por drene gravitacional, (b) empuje de la zona invadida por el acuífero hacia el contacto original agua-aceite. La colaboración entre Amoco/DOE fue a través de la Clase 1 de DOE del programa a medio plazo para desarrollar tecnología avanzadas de recuperación para yacimientos de aceite fluviales deltaicos. A través de esta colaboración, DOE pagara el 50% de los costos del proyecto a cambio de la transferencia de esta tecnología a las compañías externas.

Figura 1. Compañía Amoco Production, campo West Hackberry

La inyección de aire para la recuperación de aceite de yacimiento de aceite de profundidad ligera ha sido recomendada por las siguientes razones. Primero, se necesita un gas para presurizar el yacimiento o mantener su presión durante su declinación. Comparado con otros gases, el aire es una mejor elección para la inyección ya que también reacciona con el aceite para formar gas de combustión (85% N2, 15% CO2) in situ. La compresión del aceite es generalmente mas barato que la inyección de nitrógeno o CO2. También, debido a la transferencia de masa entre el aceite y el gas de combustión o aire a condiciones de yacimientos, los componentes de los hidrocarburos ligeros son eliminados del aceite. Estos componentes aparecen como NGL en la corriente de producción de gas. Debido a la combustión in situ, parte del aceite residual es movilizado por el gas y movido hacia los pozos productores. Generalmente, los yacimientos más profundos y más calientes son mejor candidatos. Altas presiones mejoran la miscibilidad y las altas temperaturas mejoran

la utilización de oxígeno. Finalmente, el aire está disponible en localizaciones remotas asi que la falta de solvente no es un problema en este proceso.

El proceso de inyección de un gas en una columna de aceite invadida por agua es llamada como el Proceso de Doble Desplazamiento (DDP). Los dos desplazamientos hacen referencia a el desplazamiento por drene gravitacional y desplazamiento de agua por el movimiento descendente gas/aceite de la estructura. Cuando el aire es inyectado, tras la ignición del aceite, un frente de combustión es creado alrededor del inyector. Se espera que aceite movilizado por el frente de combustión se agregue a el espesor de la columna de aceite creado por drene gravitacional. El DDP con aire será probado por primera vez en West Hackberry.

EFECTOS TÉRMICOS

Bajo el desplazamiento de gravedad-estabilizada, la reacción entre el aire y aceite juega un rol secundario. Sin embargo, incluso en el flujo heterogéneo, se debe considerar para la ignición espontanea a condiciones de yacimiento. Un instrumento llamado el Accelerating Rate Calorimetry (ARC) puede ser usado para obtener una impresión de huella térmica de muestras de aceite. Varias pruebas de ARC fueron corridas para estudiar el comportamiento no isotérmico de la mezcla aceite-aire a condiciones de inyección. Una huella de impresión térmica es proporcionada en la figura # donde la relación de la taza de calor (exoterma) se traza en contra de la prueba de temperatura. La primera exoterma ocurre alrededor de los 125 0C. Esta es sobre los 50 0F arriba de la temperatura del yacimiento. Una vez que la ignición ocurre, la exoterma llega hasta los 350 0C (662 0F). Tal patrón es una indicación de una rigurosa quema en el yacimiento. Para sostener la combustión en el yacimiento, es requerida un flujo mínimo de aire. Debido a la variable área de sección transversal de la cima del fondo de West Hackberry, es necesario un incremento del flujo de aire con respecto al tiempo.

ESQUEMA DE INYECCIÓN

Los planes actuales para la inyección de aire en dos bloques de falla: FB2 y FB4 (ver Figura 3). FB2 es un bloque de alta presión con un pronunciado buzamiento de sus capaz (Fig. 8). La reserva terciaria en este bloque está estimada en 1 MMBbls. El área superior en este bloque de falla contiene una alta saturación de aceite a una saturación cero de gas. El aire será inyectado a una taza de 1.5 MMSCFD dentro del pozo Watkins No. 18 . Esto bien será echo en ambas capas Cam C-1 y Cam C-2,3.

El pozo No. 16 será usado como un pozo de monitoreo mientras que el pozo No. 13 será usado como un productor buzamiento abajo (parte inferior de la estructura). Una vez que pasa el frente de gas a el Pozo No. 13, se cerrara y el otro pozo buzamiento abajo o inferior, GLD No. 18, será abierto a producción. La saturación de gas será monitoreada por la toma frecuente de registros usando el registro Pulsed Neutron Capture (PNC). El proceso de inyección es esquemáticamente ilustrada en la fig. 9.

El bloque FB4 es de baja presión con un existente casquete de gas. Una sección transversal de este bloque de falla es mostrada en el fig. 10. La reserva terciaria en este bloque de falla es de alrededor de 2 MMBbls. En el bloque FB4, el aire será inyectado a una taza de 2.5 MMSCFD en ambas capas Cam C-1 y Cam C-2,3 del Pozo No. 51. Una combinación de pozos monitor/productor es planeada la cual será perforado debajo de la estructura dentro de la arena Camerina C-1. Mediante la ejecución periódica de los registros de neutrón pulsado en este pozo, el avance del casquete de gas y límite de aceite serán monitoreado. Además de monitorear el límite de aceite, también se medirá la tasa de crecimiento de este. Aquí, dos productores serán terminados en Cam C-1 y de igual manera dos productores

Figura #: Relación de la Taza de Calor vs Grafico de Temperatura

serán terminados en Cam C-2,3. Nuevamente, como el frente de gas alcanza estos productores, ellos serán cerrados y un pozo corriente abajo sera abierto a producción. El inyector, productor y pozo monitor son esquemáticamente mostrados en la Figura 11.

Como una ventaja adicional desde el punto de vista ambiental, la inyección de los gases producidos en los otros bloque de falla de baja presión en este campo está en estudio.

Figura 3. Mapa Estructural – Vista top de la capa de arena Cam C1.

Figura 9. Bloque de falla 2, Caso de alta presión.

Figura 11. Bloque de falla 4, Caso de baja presión.

Figura 10. Bloque de falla 4