Diapostivas de yacimientos[1]
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historia de la combustion in situ
El primer metodo de combustion termica fue los calentadores de fondo. su funcion era mejorar y acelerar la extraccion de petroleo en los yacimientos de grupo pesado.su proposito primario es reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de produccion de crudos pesado. problamente ocurrio durante la ejecución de proyectos de inyeccion de aire usados a principios de siglos para mejorar la extraccion del crudo. estos fueron patentados en 1923.
La primera publicación sobre una operación de campo del proceso de combustión subterranea a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en la antigua rusia. Este metodo se desarrollo rapidamente en Estados Unidos. a partir de las investigaciones realizadas en laboratorio de Kuhn y Koch.
combustion in situ
El proceso de combustión in situ es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para segur recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria .Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10% .
En el siguiente grafico se puede apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en el yacimiento, posteriormente se explicará brevemente en qué consiste cada uno.
En el siguiente grafico se puede apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en el yacimiento, posteriormente se explicará brevemente en qué consiste cada uno.
PROCEDIMIENTO GENERAL
Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.
CLASIFICASIÓN
1. Combustión convencional o "hacia adelante"
Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor.
En este caso, la zona de combustión va avanzando en la misma dirección hacia donde los fluidos fluyen. La ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor
(Figura 1). Esquema de una combustión in situ
El aire enriquecido con oxigeno es inyectado para oxidar el petróleo, de esta forma se produce gas residual. Esto puede traer problemas en la eficiencia de bombeo, abrasión, también se genera cierta restricción del flujo de petróleo en el yacimiento por la gran cantidad de gas existente. La combustión va avanzando con una velocidad que depende del volumen de petróleo quemado, de esta manera se generan altas concentraciones de calor ( aproximadamente 1200 ºF). Justo en el frente de combustión se depositan las fracciones mas pesadas de petróleo (coque), esto es lo que permite que se mantenga la combustión.
Por lo general en la zona donde ocurre la combustión ocurre una segregación gravitacional. Cuando ocurre una ruptura en el pozo productor, las temperatura se van haciendo cada vez mas altas, esto trae como consecuencia que los costos de producción aumenten, ya que inicialmente por un largo período de tiempo el petróleo que se encuentra cerca del pozo productor, esta a la temperatura original del yacimiento
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2- COMBUSTION HUMEDA
Este es un proceso que combina la combustión convencional mas inyección de agua. El agua se inyecta en el pozo inyector, ya sea alternada o simultaneamente con aire, el agua es vaporizada y pasa a través del frente de combustión, de esta manera es transferido el calor (Figura
Figura 3. Perfiles de temperatura y saturación en combustión húmeda
En este tipo de combustión, se puede obtener la reducción de la relación aire-petróleo, ya que al disminuir la viscosidad del petróleo frío se extiende la zona de vapor o caliente alcanzando una distancia mayor delante del frente de combustión, esto permite que el petróleo fluya a una presión menor y con menos combustible.
El petróleo recobrado esta alrededor del 50 por ciento y la relación aire-agua esta en el rango de 1000-3000.
SE CLASIFICA EN:
- combustion humeda normal: se denomina asi cuando el coque depositado se consume completamente.
- combustion humeda incompleta: se denomina así cuando el agua inyectada hace que el combustible depositado no se queme por completo
- combustion superhúmeda: se logra cuando la cantidad de calor disponible en la zona quemada no es suficiente para vaporizar toda el agua inyectada al sistema.
En la tabla siguiente, se muestra los criterios de diseño para el proceso de combustión in situ.
3- Combustión en reverso .
En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.
En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.
VENTAJAS:
- Se estima una recuperación de hasta el 80% según cálculos computarizado
- disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento
- se puede mejorar la gravedad API de 11º hasta 26º.
- No deteriora el medio ambiente.
- En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor
- Mayor aumento de la gravedad API del crudo y Petrobank 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 Drenaje por Gravedad asistida con Vapor
- DESVENTAJAS:
La desventaja de este tipo de combustión, es que el petróleo que se produce tiene que pasar por una zona fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez. También el calor que se almacena fuera de la zona quemada no es usado eficientemente ya que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante.
HISTORIA DE LOS SIMULADORES
La Simulación de Reservorios ha sido practicada desde el inicio de la Ingeniería de Petróleo. En la década de los 40,
el potencial de la simulación de reservorios fue reconocido y muchas
compañías iniciaron el desarrollo de modelos analógicos y numéricos con
la finalidad de mejorar las soluciones analíticas existentes (cálculo de
balance de materiales y desplazamiento 1-D de Buckley-Leverett).
En la década de los 50, se llevaron a cabo investigaciones en lo que respecta a solución numérica de ecuaciones de flujo. Como resultado, se obtuvieron programas de computador para simulación de reservorios, aunque sencillos pero útiles. Estos programas representaron el mayor avance y usaron la solución de un conjunto de ecuaciones de diferencias finitas para describir el flujo multifásico 2-D y 3-D en medios porosos heterogéneos. Fue la primera vez que los Ingenieros de Reservorios lograron resolver problemas complejos.
En la década de los 60, el desarrollo de la Simulación de Reservorios, estuvo dirigida a resolver problemas de reservorios de petróleo en tres fases. Los métodos de recuperación que fueron simulados incluían depletación de presión y varias formas de mantenimiento de presión. Los programas desarrollados operaban en grandes computadores (Mainframe) y usaban tarjetas para el ingreso de datos.
Durante la década de los 70, la tendencia cambió bruscamente, debido al creciente número de investigaciones en procesos EOR (Recuperación Mejorada de Petroleo), avances en técnicas de simulación numérica y la disminución del tamaño e incremento de velocidad de los computadores.
Los simuladores matemáticos fueron desarrollados de tal manera que incluían procesos de inyección química, inyección de vapor y combustión in situ. La investigación durante este período resultó en avances significativos en lo que respecta a la caracterización de la física del hidrocarburo en el desplazamiento bajo la influencia de la temperatura, agentes químicos y comportamiento de fase multicomponente.
Durante la década de los 80, el rango de las aplicaciones de la simulación de reservorios continuó expandiéndose. La descripción de reservorios avanzó hacia el uso de la GeoEstadística para describir heterogeneidades y proporcionar una mejor definición del reservorio.
Se desarrolló la tecnología para modelar reservorios naturalmente fracturados, incluyendo efectos composicionales. Asimismo, el fracturamiento hidráulico y pozos horizontales y su aplicación al monitoreo del reservorio. Al inicio de esta década, las aplicaciones fueron hechas en grandes computadores (Mainframe), al final de la década se empezaron a usar microcomputadores.
Actualmente, computadores personales y una gran cantidad de sistemas de simulación de reservorios, proporcionan al Ingeniero, un medio económico y eficiente para resolver complejos problemas de Ingenieria de Reservorios.
Avances recientes en la Ingeniería de Reservorios/Yacimientos
Los avances recientes se han centrado principalmente en los puntos siguientes :
En la década de los 50, se llevaron a cabo investigaciones en lo que respecta a solución numérica de ecuaciones de flujo. Como resultado, se obtuvieron programas de computador para simulación de reservorios, aunque sencillos pero útiles. Estos programas representaron el mayor avance y usaron la solución de un conjunto de ecuaciones de diferencias finitas para describir el flujo multifásico 2-D y 3-D en medios porosos heterogéneos. Fue la primera vez que los Ingenieros de Reservorios lograron resolver problemas complejos.
En la década de los 60, el desarrollo de la Simulación de Reservorios, estuvo dirigida a resolver problemas de reservorios de petróleo en tres fases. Los métodos de recuperación que fueron simulados incluían depletación de presión y varias formas de mantenimiento de presión. Los programas desarrollados operaban en grandes computadores (Mainframe) y usaban tarjetas para el ingreso de datos.
Durante la década de los 70, la tendencia cambió bruscamente, debido al creciente número de investigaciones en procesos EOR (Recuperación Mejorada de Petroleo), avances en técnicas de simulación numérica y la disminución del tamaño e incremento de velocidad de los computadores.
Los simuladores matemáticos fueron desarrollados de tal manera que incluían procesos de inyección química, inyección de vapor y combustión in situ. La investigación durante este período resultó en avances significativos en lo que respecta a la caracterización de la física del hidrocarburo en el desplazamiento bajo la influencia de la temperatura, agentes químicos y comportamiento de fase multicomponente.
Durante la década de los 80, el rango de las aplicaciones de la simulación de reservorios continuó expandiéndose. La descripción de reservorios avanzó hacia el uso de la GeoEstadística para describir heterogeneidades y proporcionar una mejor definición del reservorio.
Se desarrolló la tecnología para modelar reservorios naturalmente fracturados, incluyendo efectos composicionales. Asimismo, el fracturamiento hidráulico y pozos horizontales y su aplicación al monitoreo del reservorio. Al inicio de esta década, las aplicaciones fueron hechas en grandes computadores (Mainframe), al final de la década se empezaron a usar microcomputadores.
Actualmente, computadores personales y una gran cantidad de sistemas de simulación de reservorios, proporcionan al Ingeniero, un medio económico y eficiente para resolver complejos problemas de Ingenieria de Reservorios.
Avances recientes en la Ingeniería de Reservorios/Yacimientos
Los avances recientes se han centrado principalmente en los puntos siguientes :
- Descripción del Reservorio.
- Reservorios Naturalmente Fracturados.
- Fracturamiento Hidráulico.
- Pozos Horizontales.
- Información incompleta del reservorio en todas sus escalas.
- Compleja deposición de facies en el espacio.
- Propiedades de roca variables.
- Relación desconocida entre propiedades.
- Abundancia relativa de muestras con información proveniente de los pozos.
Respecto a fracturamiento hidráulico, se ha enfatizado en la predicción de la geometría de la fractura. Se dispone de varias técnicas para predecir la distribución de los esfuerzos in situ, mejorando de esta forma la simulación del crecimiento de la fractura en el sentido vertical y lateral.
El objetivo de la simulación de pozos horizontales es estudiar los efectos de longitud del pozo, ángulo de inclinación, heterogeneidades locales, permeabilidad direccional, barreras y caída de presión en el pozo. La simulación exacta de los fenómenos cerca al pozo, ha permitido estudiar los efectos que tienen los pozos horizontales sobre la productividad, intersección de fracturas, conificación y recuperación de hidrocarburos.
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