NOVIEMBRE 2009 / No 238 / Petroleum 26

Aplicación de balance de energía para optimizar proyectos de inyección de vapor con segregación

gravitacional para petróleos pesados

T e c n o l o g í a

- José Luis Bashbush, Ernesto Valbuena; Schlumberger

En los esquemas a base de vapor se pueden lograr eficiencias operacionales altas cuando se aplica un enfoque integrado en la planificación del proyecto con el objetivo de minimizar las pérdidas ener-géticas, concentrando el uso de la energía por el yacimiento y así mejorar la recuperación de los campos de petróleo pesado. La aplicación acertada de los procesos a base de vapor puede incrementar significativamente los factores de recuperación

PDVSA, ha establecido como meta alcanzar como mínimo un factor de recuperación de petróleo del 20%, y donde el volumen en sitio para los campos de petróleo pesado se estima en 1.3 miles de millones de barriles.

Para evaluar las eficiencias que se podrían alcanzar, el bal-ance total de energía de un proyecto de inyección de vapor debe integrar los sistemas de superficie y los sistemas de yacimiento. Luego, a través del cálculo de los índices de intensidad de energía se puede medir la energía obtenida de la producción de petróleo y gas, en relación a la energía utilizada en el proceso de extracción: la parte del petróleo producido por el proyecto que se utiliza como combustible en el proceso para la generación del vapor.

En este estudio se examinaron yacimientos homogéneos y het-erogéneos, considerando la configuración del equipo generador de vapor en superficie y su proximidad a los pozos inyectores; el efecto de la propagación del vapor a través del yacimiento y las pérdidas de energía a las capas supra- y subyacentes; y el flujo del fluido producido hacia la superficie, hacia un separador de primera etapa. Por otra parte, se pueden lograr ahorros de en-ergía y aumentos en el rendimiento, mediante la utilización de nitrógeno en lugar de agua en el espacio anular entre la tubería

Parámetros de configuración del estudio • Longituddelasecciónhorizontal:1.744pies

• Separaciónverticalentrelosproductoreseinyectoreshorizontales:64pies

• Distanciahorizontalentrelosparesdepozos:372pies

• Régimendeinyeccióndevaporporpozo:160toneladas/día

• PresióndeinyeccióndefondodepozoSAGD:1.500psia

• PresióndeflujodefondodepozoSAGD:1.200psia

Tabla 1

Se aceleran los intentos por aplicar exitosamente las técnicas de recuperación térmica mediante la inyección de vapor a fin de elevar los factores de recuperación en las acumulaciones de petróleo pesado. Sin embargo, para lograr este objetivo, es necesario primero

comprender y luego optimizar el uso de la energía requerida por cada componente del sistema. Este artículo ilustra el flujo de trabajo aplicado al proceso de segregación gravitacional ayudado por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés) a modo de ejemplo

de un yacimiento, donde los elementos en superficie, pozos y yacimiento se consideran como un todo. El artículo analiza los procesos en base a un desarrollo teórico del petróleo pesado utilizando la tecnología SAGD a lo largo de 15 años en la región de la Faja de Orinoco, en Venezuela.

Consumo de energía para generar vaporLos proyectos de inyección de vapor requieren grandes

cantidades de energía para generar el vapor. Se estima que en una de estas operaciones se podría ahorrar más de medio mil-lón de barriles de petróleo en términos de energía equivalente, mediante la ubicación óptima del equipo generador de vapor en superficie, junto con el uso de fluidos de terminación a base de nitrógeno, y otras medidas de optimización. El balance neto de energía en un proceso SAGD indica que la pérdida neta de energía hacia los estratos supra- y subyacentes durante 15 años es en promedio, de alrededor del 25% de la energía utilizada para generar el vapor. Sin embargo, un proceso SAGD en un yacimiento grueso de 100 pies (33 metros) de espesor es eficiente energéticamente, entregando más energía de la que consume. Esto corresponde al caso de Venezuela donde la compañía estatal

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de revestimiento y la tubería de producción tanto en los pozos inyectores como en los productores. Esto incide significativamente en el factor de recuperación final.

Para el estudio, se utilizó un sistema integrado SAGD con cinco pares de pozos, una unidad de generación de vapor equi-pada con un intercambiador de calor y una trampa de vapor. El vapor producido alimenta una red de inyección superficial y pozos inyectores, el vapor es inyectado al yacimiento y luego los fluidos producidos retornan por los pozos productores. Se examinaron un total de 44 escenarios, basados en un yacimiento de 100, 150 y 200 pies (30, 45 y 60 metros) de espesor, una temperatura de 147 ºF y una presión inicial de 1.350 psia. Una de las variables introducidas fue la distancia desde la caldera y los separadores hasta la boca de pozo más apartada, la cual variaba entre 1,2 km y 2 km (0,75 - 1,25 millas). Otra variable fue la utilización de nitrógeno o de agua en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción tanto en los pozos inyectores como productores.

Intercambiadores de calor y red de producciónLos resultados indican que durante los 15 años del proyecto

se podría ahorrar más de 80.000 bbls de petróleo consumido en el proceso de extracción, si se utilizase un intercambiador de calor para alimentar el sistema generador de vapor en superficie con agua precalentada. Al mismo tiempo, durante los 15 años del proyecto se podría ahorrar otros 20.000 bbl de consumo de petróleo si se acercase el generador de vapor de 2 km a 1,2 km de distancia a la boca de pozo más apartada.

Analizando la red de producción, el efecto de incrementar la distancia entre el separador y la boca de pozo de producción más apartada, de 1,2 a 2 km, incrementaría las pérdidas de calor de 19 a 26 MMBTU/día. Lo que representa alrededor de 6.700 barriles de petróleo consumidos en el proceso de extrac-ción durante los 15 años. Las pérdidas de energía en la red de

producción son menores que en la red de inyección, debido a que el fluido producido es en promedio 200 ºF “menos caliente” que el vapor de inyección.

Fluidos de terminaciónCon respecto a los fluidos de

terminación, especialmente en los pozos inyectores es evidente el efecto negativo de las pérdidas de calor a través de la tubería de revestimiento cuando se deja agua en los espacios anulares de los productores y/o inyectores. El agua, debido a su calor especifico elevado, tiene un fuerte impacto en las pérdidas de calor, reduciendo significativamente la eficiencia del proceso.

Cuando agua se encuentra presente en los pozos inyectores, las pérdidas de calor pueden ser del doble que en los casos donde se utiliza nitrógeno, de 46 a 105 MMBTU/día. El incremento de volumen de petróleo que tendrá que consumirse para el proceso de extracción bajo estas circunstancias durante los 15 años de vida del proyecto, ascendería a más de un cuarto de millón de barriles sólo por no terminar los pozos inyectores de vapor con el aislamiento apropiado.

Dejar agua en los fluidos de terminación alojados en el espacio anular reduciría la calidad del vapor en el fondo de los inyectores, resultando en muchas otras consecuencias negativas. Reduciría la entalpía, es decir la cantidad de calor disponible en el vapor para transferir calor a la formación; incrementaría en más del doble la cantidad de agua caliente (en lugar de vapor) entregada por cada inyector, de 28% a cerca de 60%, reduciendo así la cantidad de vapor seco en más de un 30% e impactando adversamente el rendimiento del proceso SAGD. Por último, incrementaría el corte de agua durante la producción.

Pozos productoresLa utilización de agua o de nitrógeno como fluido de termi-

nación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor tem-peratura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas.

Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos produc-

Figura 1. Componentes del sistema de balance

de energía

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...Tecnología

tores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular como para la terminación con nitrógeno en el espacio anular, a lo largo de los 15 años de predicción para cada caso. A los cinco años, la tasa de pérdida de calor de un pozo productor terminado con nitrógeno es de 15.4 MMBTU/día, mientras que para un pozo terminado con agua esta cifra se aproxima a los 33 MMBTU/día, con una diferencia de 17,6 MMBTU por pozo por día. Considerando una diferencia promedio de 14 MMBTU por pozo por día, a lo largo de 15 años, el costo de dejar agua en el espacio anular del productor, hubiese significado el consumo de alrededor de 60.000 barriles adicionales de petróleo utilizados en el proceso.

Considerando que los pozos que tienen agua en el espacio anular generalmente requieren levantamiento artificial, en tér-minos del balance energético, se perdería además el equivalente energético de unos 10.000 bbl de producción en el uso de bombas electrosumergibles (ESPs, por sus siglas en inglés), en base al con-sumo de energía estas bombas. En resumen, a lo largo de los 15 años de vida del proyecto la pérdida total de la producción por no haber completado correctamente los pozos de producción y de inyección y por no haber usado un intercambiador de calor en la entrada del generador de vapor (excluyendo los efectos de las ineficiencias del yacimiento) ascenderían a cerca de medio millón de barriles de petróleo.

Balance de energía Un análisis de los efectos de la inyección de vapor a un

yacimiento indica que las pérdidas totales de calor fueron de al-rededor del 70% de la energía neta inyectada al yacimiento. Las pérdidas iniciales ocurren mayormente en la red de inyección, pero después de alrededor de cuatro meses, estas pérdidas disminuyen a medida que se calienta la formación que rodea a los pozos inyec-tores. Las pérdidas de calor hacia las formaciones supra yacentes y subyacentes, comienzan a aumentar y continúan a medida que avanza la producción, hasta estabilizarse un poco después de los de

4 años del proceso. Después de alrededor de 3 años de inyección de vapor, más del 50% de la energía provista por el vapor y el agua caliente, se pierde fuera del yacimiento. En el caso de formaciones más delgadas, el período de tiempo necesario para alcanzar el 50% es menor y por el contrario, en el caso de formaciones más gruesas es mayor. La tendencia se mantiene a lo largo del tiempo para todo tipo de yacimientos.

Después de 15 años de inyección de vapor, la en-ergía retenida en el yacimiento es de alrededor del 30% del total de energía consumida para generar el vapor. Analizando los factores de recuperación, se considera que el proceso SAGD para formaciones gruesas es eficiente energéticamente: la producción de petróleo es considerablemente mayor que la cantidad de crudo que se necesita consumir para generar la energía requerida por el proceso.

Las pérdidas de energía son mayores en los pozos inyectores. Sin embargo, inyectores con

terminación y aislación correctas pueden incrementar la fracción de energía transmitida al yacimiento, incrementando así la recu-peración y eficiencia del proceso.

Además, los intercambiadores de calor, el aislamiento correcto de los sistemas inyectores y productores, tanto de fondo de pozo como de superficie, y la ubicación adecuada del generador para optimizar las distancias a las bocas de pozo, son otros factores que incrementan la eficiencia total del proceso. Para mejorar aún más la eficiencia energética, la aplicación de una técnica de recuperación de calor secundaria sobre los fluidos de producción podría recuperar parte importante del 20% de la energía usada en la generación de vapor. Los análisis de balance de energía integrados contribuyen sustancialmente en la comprensión del proceso y resultan idealmente adecuados para ayudar a controlar los componentes más vulnerables del sistema para optimizar las aplicaciones de campo.

En el clima económico actual, los gastos eficientes y cuidadosa-mente planeados son esenciales. Como la generación del vapor puede ser el mayor gasto individual en la producción de petróleo pesado, el éxito del método SAGD y de cualquier otro proceso a base de vapor, radica en minimizar las pérdidas de energía a fin de incrementar la recuperación de los campos de petróleo pesado. Incluso una pequeña variación en el ahorro de energía puede impactar significativamente la economía global de un proyecto. Mediante el uso del balance de energía para optimizar los escenarios a base de vapor, se puede incrementar la eficiencia en la recuperación del petróleo pesado y alcanzar los objetivos de forma más efectiva.

Referencias SPE 121489: Balance de energía en los proyectos de inyec-

ción de vapor integrando los sistemas de superficie y los sistemas de yacimiento: Autores: Ernesto Valbuena, José Luis Bashbush, Adafel Rincón; Schlumberger: Presentado en la Conferencia de Ingeniería de Petróleos en Latinoamérica y el Caribe (LACPEC) realizada por el SPE, Cartagena, Colombia, Junio 2009.

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Figura 2. Factores de recuperación neta y bruta al final de 15 años del proceso. Comparación entre pozos terminados con nitrógeno y con agua