COMBUSTIN IN-SITU O COMBUSTIN EN EL YACIMIENTOSergio Giovany Cabrera Siabato

RESUMENLas reservas mundiales de petrleo pesado son enormes en comparacin con la de petrleo ligero conformando una enorme reserva mundial. El agotamiento de crudos ligeros lo convierte en fuente potencial y obligada de hidrocarburos. Los porcentajes de crudos pesados, extra pesados y arenas bituminosas en el mundo corresponden al quince, veinticinco y treinta por ciento respectivamente. Ubicando a Venezuela y Canad como los principales productores de crudos pesados y extra pesados a nivel mundial. Con lo anterior la utilizacin de mtodos de recobro para la extraccin de este tipo de crudos se convierte en una gran ayuda para la industria petrolera. Gracias a la combustin en el yacimiento es posible la explotacin de yacimientos de crudos pesados donde resulta ineficiente cualquier otro proceso, sin embargo gracias a aportes obtenidos en campo se ha logrado proponer nuevas ideas para el mejoramiento o proponer adaptaciones de este mtodo a determinadas caractersticas. Palabras claves: Recobro Mejorado, Combustin en el Yacimiento, Yacimientos de Crudo Pesado, Combustin en Reverso, Combustin Hmeda, Combustin parcialmente apagada.

ABSTRACTThe world-wide heavy petroleum reserves are enormous in comparison with the one of light petroleum conforming an enormous world-wide reserve. The exhaustion of crude light turns it potential and forced source of hydrocarbons. The heavy bituminous sand and percentage crude, extra heavy in the world correspond to fifteen, twenty-five and thirty percent respectively. Locating to Venezuela and Canada like the main heavy producers of crude and extra heavy at world-wide level. With previous the use of methods of recovery for the extraction of this type of crude one becomes a great aid for the oil industry. Thanks to the combustion in the deposit the operation of crude deposits of heavy is possible where is inefficient any other process, nevertheless thanks to contributions obtained in field the improvement has been managed to propose new ideas or to propose determined adaptations of this method to characteristic. Key words: Improved recovery, Combustion in the Deposit, Deposits of Crude Heavy, Combustion in Reverse, Humid Combustion, Combustion partially extinguished.

INTRODUCCIONDebido a los altos precios del petrleo, al igual que la gran demanda de este producto a nivel mundial, se ha conseguido que la explotacin de crudos con baja gravedad API (crudos pesados, extrapesados y bitumen) aumente de forma considerable, como los encontrados en la Faja Petrolfera del Orinoco. Es de vital importancia el tratar de recuperar estos crudos, debido a que las proporciones de volumen comparndolas con las reservas de crudo ligero son muy superiores. El agotamiento de reservas de aceite ligero ha llevado a la industria a desarrollar mtodos que faciliten la extraccin de estos crudos sin embargo se siguen buscando alternativas que signifiquen menores gastos energticos y mejores remuneraciones econmicas. La combustin in situ ofrece gran variedad de ventajas en cuanto a los cambios extremos en calidad y viscosidad del crudo, sin embargo este proceso exige cuidados especiales sobre todo si nos referimos al cuidado del flujo del aire. Muchos de los proyectos exitosos presentan aumentos muy significativos de recuperacin e importantes factores de recobro. Lo que inici como un descuido durante la inyeccin de aire termin convirtindose en el nico mtodo de explotacin de algunos yacimientos y en uno de los procesos ms relevantes de la recuperacin termal, lo cual ha incidido en su estudio y mejoramiento para ser aplicado a formaciones con diversos comportamientos y caractersticas. Aunque todos los procesos de combustin en el yacimiento se han descrito por pruebas de campo los resultados detallados no estn disponibles en la literatura para todas las variaciones, pero es posible alcanzar conclusiones tiles en muchos casos. Cada uno de los aportes a la creacin de nuevas tecnologas que permitan la recuperacin de crudo pesado significa una oportunidad ms para aquellos pases que poseen grandes reservas de este tipo y siguen en busca de mtodos de extraccin que resulten cmodos econmicamente.

(1916) en una publicacin indita de la oficina interna de E.U. de minas contemplaba la posibilidad de usar la combustin en los proyectos donde se inyectaba aire caliente en la formacin para combatir problemas de deposicin de parafina. Segn Lewis (1916) las operaciones de Ohio originaron la prctica de la inyeccin caliente del aire en la formacin ya que atenuaba los problemas de deposicin de parafina. En una tentativa de reducir al mnimo la deposicin de la parafina y de aumentar la recuperacin del aceite de su compaa petrolera Cumberland comenzaron a inyectar 150000 pies cbicos al da (160F) descargas calientes del compresor de 40- psi dentro (los 600ft) de la primera arena baja de Cowrun en agosto de 1911. La inyeccin fue continuada por 40 das. El anlisis de las muestras producidas del gas tomadas de pozos en el rea vuelta a presurizar demostr que virtualmente todo en el pozo produca dixido (Lewis, 1917). El porcentaje del bixido de carbono y oxgeno en las muestras producidas se extendi a partir de 0.7 - 7 y de 4.3 - 16.48 en volumen, respectivamente. En la retrospeccin qued claro que la inyeccin prolongada del aire caliente en el depsito dio lugar a la auto ignicin del petrleo "in-situ". Lewis (1917) atribuy la presencia del CO2 y contenido bajo de oxgeno en la reaccin qumica producida por el gas "in-situ" y el oxgeno del aire. Osgood (1930) en su trabajo monumental, Increasing The Oil Recovey present las historias detalladas del caso de varios proyectos tempranos de la inyeccin del aire (1915-1925). , EL Dorado, Kansas, proyecto de la inyeccin del aire (1925) que observaron: Solamente 60% del volumen de aire introducido fue recuperado en ltima instancia de la arena, y que compona este gas principalmente el bixido de carbono y el nitrgeno, el oxgeno que era extrado del aire subterrneo. Este cambio fue interpretado como indicador de una combustin lenta. Resultados similares se han obtenido en el distrito de Bradford, Pennsylvania. Los resultados apuntan en la direccin obviamente de la oxidacin del aire o de los minerales de la roca con los cuales el aire entra en del contacto. El primer proyecto exitoso de combustin "in-situ" en E.U. (quizs en el mundo) ocurri en octubre 1920 cerca de la ciudad de Marietta en Ohio meridional (Mills, 1923). La tcnica de combustin "in-situ" usada por Smith-Dunn (proceso realmente cclico de la combustin) para derretir la parafina y para aumentar la produccin. El aire y el gas natural que vena en el pozo hicieron una mezcla combustible, que encendi y se quem por 24 horas. El fuego que fue confinado a la

HISTORIALa combustin "in-situ" ocurri probablemente en los proyectos de inyeccin del aire realizados en Ohio del sudeste durante la primera parte del siglo XX. Lewis

parte inferior del pozo entonces fue extinguido vertiendo algunos cubos de agua en la tapa del pozo, el cual fue puesto en produccin librando la presin. El ndice de produccin fue doblado ' '. Despus de esto, la oficina de minas de E.U. ensambl otro proyecto de combustin puesto en marcha en diciembre de 1920 (Mills, 1923). En este proyecto, el pozo era seco afianzado, el aire comprimido entonces fue forzado al fondo del pozo a travs de la tubera dentro de la formacin. El caer abajo de una cierta basura empapada aceite ardiente encendi el pozo. El fuego fue mantenido por varios das alimentado por el aire comprimido a travs de la tubera. El fuego entonces fue extinguido y el pozo fue puesto a la produccin librando la presin, de inmediato se not un aumento en la fluidez del aceite junto con el gas. El ndice de la produccin aument varias veces respecto a antes de que se implementara la combustin. La compaa de gas natural La esperanza en 1922 utiliz un procedimiento similar pero ms refinado, para mejorar la produccin petrolfera este proyecto era el primer en utilizar el compartimiento de combustin para iniciar la ignicin. Las noticias nacionales del petrleo (1923) describieron el proceso en detalle. En este anlisis del proyecto Mills (1923) observ que la temperatura bien del bottomhole fue levantada a 2300F. l tambin observ que el calor intenso fundi la arena parte de la tubera y el excavar el pozo en estas temperaturas extremas compens el dao. El proceso dio lugar a un aumento considerable en la produccin en un pozo prximo y as se impuls el proceso de combustin. Para evitar quemas de juntas y separacin de la tubera, l recomend el uso de la tubera de la aleacin capaz de soportar altas temperaturas. La primera patente que precisaba el principio de combustin "in-situ" fue publicada por E.R. Walcott el 5 de junio de 1923. Esta patente fue solicitada en 1920 pocos meses antes del inicio de la experimentacin en campo en los E.E.U.U. Tambin se public una patente similar por F.A. Howard en noviembre 6, 1923. El primer documento terico sobre la recuperacin del aceite por la inyeccin de gas caliente para combustin de arenas fue publicado por la oficina de minas de E.U. en 1928 (Lindsly, 1928). Se estim el calor necesario para levantar la temperatura de 1-acre-pie de arena a 700F. Este documento proporciono a la ingeniera clculos econmicos de un proceso entonces experimental. Desde la puesta en prctica de estos primeros pilotos modernos, ms de 225 proyectos combustin fueron emprendidos en E.U. muchos de estos proyectos eran

econmicamente acertados, mientras que otros fallaron por varias razones incluyendo caractersticas desfavorables del depsito y del lquido, la ingeniera pobre y problemas operacionales. En general la mayora de los pilotos que fallaron eran proyectos experimentales pequeos puestos en ejecucin en perspectivas pobres por los operadores lo cual aumentaba su probabilidad de falla.1

COMBUSTION EN EL YACIMIENTOEste proceso consiste en quemar una parte del petrleo in-situ, con el objetivo de generar calor para producir el petrleo remanente. Existen dos tipos de combustin en el yacimiento. Combustin convencional o hacia adelante debido a que la zona avanza en la misma direccin del flujo de fluidos y combustin en reverso o en contra-corriente pues la zona de combustin se mueve en sentido opuesto al flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el ms comn, ambos tienen ventajas, limitaciones y casos especficos de aplicacin.

1. COMBUSTIN CONVENCIONALEste tipo de combustin consiste en: 1. 2. 3. Inyectar aire a travs de ciertos pozos para crear una alta permeabilidad relativa al aire. Encender el crudo en los pozos de inyeccin. Propagar el frente de combustin a travs del yacimiento mediante la inyeccin continua de aire, con el objeto de calentar y desplazar los fluidos delante de ella.

El petrleo es producido por una gran variedad de mecanismos incluyendo vaporizacin, condensacin, empuje por gas en solucin, desplazamientos miscibles, empuje por vapor, craqueo trmico, etc. En cualquier instante, existe una zona de combustin alrededor del pozo de inyeccin, donde las temperaturas son del orden de 700F a 1200F. La zona ms delante se caracteriza por evaporacin y craqueo del petrleo. An ms adelante, se encuentra la zona de condensacin donde las temperaturas son menores y donde ocurre la condensacin del vapor y de las fracciones ms livianas del petrleo. Luego se encuentra el banco de agua, el banco de petrleo y finalmente la zona virgen hasta los pozos productores.

petrleo y gas son tales, que ellos pueden fluir. En la etapa inicial solamente gas y petrleo desplazado por gas pasan a travs de este punto. Ms tarde el agua destilada por la onda de calor y la generada en la combustin, hacen que la saturacin de agua aumente lo suficiente para hacerse mvil y las tres fases fluyen a travs del punto considerado. La aplicacin del proceso de combustin convencional est limitada por el hecho de que los productos de la combustin, el petrleo y el agua, deben fluir en una zona relativamente fra. Por lo tanto existe un lmite superior para la viscosidad del petrleo que puede ser recuperado econmicamente por este proceso. En trminos de gravedad del petrleo, la combustin convencional es aplicable a yacimientos con crudos en el rango de 10 a 40 API, y la recuperacin del petrleo vara entre 60% y 90% del petrleo en el yacimiento en el momento de iniciar el proceso, dependiendo, del tipo de arreglo, propiedades del petrleo y petrleo en sitio. Durante la combustin en el yacimiento ocurren simultneamente tres procesos fsicos; reaccin qumica, transferencia de calor y flujo de fluidos. Estos procesos tienen lugar en forma dependiente y su entendimiento es bsico para la evaluacin de los parmetros bsicos envueltos en combustin convencional.

Ilustracin 1: Combustin convencional.

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El proceso de combustin convencional es ideal en el sentido en que una fraccin indeseable del petrleo es consumida como combustible en forma de coque, y que el calor generado es utilizado lo ms eficientemente posible. La cantidad de petrleo consumido es alrededor del 15%, pero vara ampliamente dependiendo del tipo de petrleo y tasa de inyeccin de aire. Se le denomina contenido de combustible y se expresa en lbs/lb de roca o en lb/ft3 de roca. En cuanto al flujo de fluidos, considrese un punto cercano a uno de los pozos de produccin. A principio, la saturacin de agua es inmvil y las saturaciones de

Ilustracin 2: Perfiles tpicos de saturacin y temperatura.

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1.1 Diseo de un proyecto de combustin in-situ convencional1. Determinar la razn de tomos de hidrgeno a tomos de carbono, la razn de molculas de CO2 a molculas de CO, la fraccin de oxigeno utilizado y el contenido o concentracin de combustible, de pruebas de combustin en el laboratorio con petrleo y arena del yacimiento objeto del proyecto. 2. Calcular el aire total requerido para la combustin y la eficiencia de barrido. 3. Calcular el volumen de petrleo desplazado. 4. Determinar la cantidad de agua producida en base al agua inicialmente en el yacimiento y la originada por la combustin. 5. Determinar el volumen de gas producido. 6. Determinar la tasa de inyeccin de aire mxima y el tiempo requerido en base a la mxima presin disponible para inyectar en pruebas de campo. 7. Determinar el flujo de aire mnimo por unidad de rea seccional, requerido para mantener la combustin y chequear por extincin. Si el lmite de extincin es menor que la distancia del pozo inyector al pozo productor, se debe reducir el tamao del arreglo o aumentar la tasa de inyeccin mxima, lo cual implica una mayor presin de inyeccin. 8. Calcular el tiempo de ruptura. Este se considera como el tiempo necesario para quemar todo el arreglo o lo que es igual el tiempo total para inyectar todo el aire requerido. 9. Determinar las tasas de produccin de petrleo, agua y gas. Esto se logra dividiendo la produccin total de cada fluido por el aire inyectado total para determinar los barriles o ft3 de produccin de PCN de aire inyectado. Aunque el proceso anterior es altamente simplificado, es lo mximo que puede hacerse sin recurrir a complicados modelos numricos, que de todas formas solo simulan aproximadamente los complejos fenmenos que ocurren en un proyecto de combustin in-situ.3

Ilustracin 3: Combustin en el yacimiento.

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2. COMBUSTION EN REVERSOEl proceso de combustin en reverso se diferencia del convencional, en el hecho que el frente de combustin se origina en los pozos productores y se propaga hacia los inyectores. En este tipo de proceso el petrleo vaporizado, el agua y los productos de la combustin se mueven en una zona del yacimiento que ha sido calentada. Luego, debido a que la arena est caliente la saturacin movible de lquido es eliminada en esta parte del yacimiento. Lo cual significa que no existe lmite superior en la viscosidad del petrleo. Sin embargo, el combustible para el proceso es una fraccin intermedia del petrleo original y la fraccin ms indeseable del crudo permanece sobre la superficie de la arena como un depsito sustancial de coque, el cual representa energa disponible no utilizada en la produccin de petrleo. El proceso de combustin en reverso puede ser usado en yacimientos donde el proceso convencional es imposible de aplicar debido a la alta viscosidad del petrleo. Por esta razn es particularmente adecuado para yacimientos con crudos muy pesados y para arenas bituminosas. En trminos de gravedad del petrleo, es aplicable en el rango de 5 a 15API y la recuperacin puede alcanzar de un 50% a 65% de petrleo en sitio en el momento de iniciar el proceso. Bajo ciertas circunstancias, el frente de combustin se mueve suficientemente rpido, de tal forma que solo una fraccin del petrleo en sitio es consumida. Sin

embargo, en algunos casos esta fraccin puede alcanzar un 50% del petrleo en sitio. Una caracterstica importante del proceso de combustin en reverso es el mejoramiento del petrleo pesado en sitio. Por ejemplo es posible que se obtenga crudo de 25API y de 15cp de viscosidad, de un yacimiento que contiene petrleo de 8API y alta viscosidad.

md. La saturacin de bitumen fue de 45% y casi 900 bbls/acre-pie. El petrleo producido fue marcadamente diferente del bitumen original. As por ejemplo se obtuvo un petrleo de 10API de un bitumen de 500000 cp.

VENTAJAS Disponibilidad de aire en todo momento. Puede inyectarse aire en zonas de difcil acceso para otros fluidos. Facilidad para mantener equilibrada la presin. Se estiman recuperaciones de hasta el 80% del crudo in-situ segn clculos computarizados. Disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. Aumento considerable en la gravedad API del crudo. En comparacin con el drenaje por gravedad asistido por vapor se reduce un 22% de la emisin de dixido de carbono debido a que no se quema gas natural en superficie para generar vapor. El crudo que se consume es el econmicamente menos importante.

Ilustracin 4: Sentido del frente de combustin par 3 la combustin en reverso

Pruebas experimentales sobre combustin en reverso demuestran que las temperaturas mximas alcanzadas son funcin del flujo de aire nicamente y que estn poco afectadas por prdidas de calor. La velocidad promedio de la zona de combustin aumenta linealmente de 1.0 a 7.6 pies/da cuando el flujo de aire aument de 10 a 180 PCN /hora-pie. Correspondiendo a esto una temperatura mxima de 780F. En comparacin con la combustin convencional, la combustin en reverso es menos atractiva debido a recuperaciones ms bajas, mayor consumo de combustible, mayores prdidas de calor y problemas de equipo ms severos. Sin embargo tiene un mayor rango de aplicabilidad y probablemente es el nico mtodo aplicable a arenas bituminosas. Relativamente existen pocas pruebas de campo sobre combustin in-situ en reverso. En una prueba reportada se obtuvo petrleo de una arena bituminosa de 12 pies de espesor y permeabilidad promedia de 186

Ilustracin 5: Aceite recuperado vs. Volumen 3 quemado

DESVENTAJAS Difcil control sobre la trayectoria de flujo del aire dentro del pozo. Falta de confianza en el proceso debido a la relacin entre proyectos exitosos y fallidos. Alto costo de inversin en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento. 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. El petrleo que se produce tiene que pasar por una zona fra y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez.

Ilustracin 6: Disposicin generalmente indeseable 5 para a combustin en el yacimiento.

PROPIEDADES DE UN YACIMIENTO PARA JUZGAR LA ADECUACIN DE UN PROYECTO DE COMBUSTIN EN EL YACIMIENTOBasados en proyectos de campo, estudios tericos y de laboratorio, se pueden establecer una serie de condiciones deseables que un yacimiento debe tener para ser considerado tcnicamente atractivo para un proyecto de combustin in-situ son las siguientes: i. Relacin entre viscosidad, permeabilidad y espesor md-pie/cp: Esta relacin es recomendable sea mayor de 10.0 md-pie/cp. Es conveniente que el espesor del yacimiento sea al menos de 15.0 pies. Profundidad del yacimiento: Puede ser cualquier valor pero es recomendable sea mayor de 700 pies para hacer el proceso econmico. Sin embargo no debe ser alto debido a los costos de compresin. Saturacin de petrleo del orden de 600 bbls acre/pie o mayor. Esto implica una porosidad del orden del 20% y saturacin porcentual de petrleo del orden del 40%. Saturacin inicial de gas: debe ser lo suficiente para hacer la operacin econmicamente atractiva. Gravedad del petrleo en el rango de 0 a 35 API. Saturacin de agua no mayor del 40%. Tipo de formacin: Puede ser cualquiera con porosidad tipo arena, contnua, homognea y no muy fallada.3Ilustracin 7: Lnea de disposicin del pozo de impulsin (Una mejor geometra para la combustin 5 in si-tu)

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3. VARIACIONES DEL PROCESO DE COMBUSTIN CONVENCIONALNumerosas variantes del proceso de combustin convencional se han propuesto. De estos solamente el de Combustin Convencional Hmeda tiene mrito considerable.

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La combustin hmeda es un proceso diseado con la finalidad de aprovechar la gran cantidad de calor dejada detrs del frente de combustin, en un proceso convencional, que de otra forma se perdera hacia las formaciones adyacentes. La recuperacin del calor se logra mediante inyeccin de agua en forma simultnea o alternada con el aire. La combustin seca genera altas temperaturas. La capacidad de la corriente de aire inyectado para transportar el calor es baja y por lo tanto la mayor parte del calor generado por la oxidacin del combustible es retenida en la arena. El combustible disponible determina el requerimiento de aire y la temperatura obtenida. Para el caso normal de requerimiento de aire 400 bbls/ft3 de formacin barrida, la temperatura en la arena barrida es del orden de los 2200F. Si se inyecta agua con el aire a una tasa moderada, esta se convertir en vapor supercalentado al ponerse en contacto con la arena caliente. Un pie cbico de arena caliente evaporar aproximadamente 0.5 pies cbicos de agua (suponiendo una porosidad del 30% y una saturacin del 80%) y almacenar 0.3 pies cbicos de agua fra. Mientras se inyecte menos de 400 ft3 de aire, el frente de enfriamiento (inicio de la zona de evaporacin) no pasar el frente de combustin. El vapor supercalentado se mezcla con el aire y fluye a travs del frente de combustin sin afectar la reaccin, tal como pasa con el nitrgeno del aire. Mas adelante del frente de combustin, la mezcla gaseosa de vapor, nitrgeno, dixido de carbono, etc., se enfra rpidamente al ponerse en contacto con la formacin que est ms fra. Una vez que la mezcla se condensa provee un empuje por vapor diluido. La temperatura de la zona de vapor est determinada por la presin parcial del vapor; pero en el rango de presiones de campo, esta es del orden de 400F .La longitud de la zona de vapor est determinada por el porcentaje de vapor recuperado corriente arriba. En el caso lmite de combustin normal hmeda, todo el calor detrs del frente de combustin se recupera, excepto en una regin delgada de alta temperatura. La combustin es normal en el sentido en que se consume todo el combustible disponible por donde pasa el frente de combustin a travs de la formacin. El frente de combustin viaja solo una parte de la distancia de la cual el petrleo es barrido, de acuerdo a esto solo se

necesitar aproximadamente una tercera parte del aire requerido en la combustin seca. El mantenimiento de la zona de alta temperatura se consider esencial para la continuidad de la combustin, hasta que se midi la tasa de oxidacin en funcin de la temperatura. Se encontr entonces que a temperaturas del orden de los 400F, el oxgeno podra ser consumido dentro de una distancia de 0.39in a 3.28 ft. La oxidacin del petrleo se produce en varias etapas y a diferentes tasas de reaccin. En la primera etapa el hidrgeno se quema rpidamente a bajas temperaturas, y en la ltima etapa se produce la combustin bastante rpida del residuo del carbn puro, la cual requiere temperatura al menos de 750F. Por lo tanto, puesto que el fuego en el petrleo parcialmente quemado se apaga fcilmente, Si se permite entrar agua en la zona de combustin, el oxgeno viajar hasta conseguir petrleo virgen a 400 F, aproximadamente. As el frente de enfriamiento causado por el flujo de agua impone su velocidad al frente de combustin; y el calentamiento y evaporacin parcial del agua, la recuperacin del calor de la formacin y la generacin de calor por combustin, ocurre todo en un frente que viaja rpidamente. El proceso de combustin generado as se denomina Combustin Parcialmente Apagada. Algunas ventajas de la combustin hmeda sobre la seca son las siguientes: i. Si se inyecta mucha agua junto con el aire, tal que el agua llegue a la zona de combustin, el fuego, a pesar de ser parcialmente apagado, se mover a una velocidad impuesta por el flujo de agua. El petrleo ser desplazado por el frente delantero del tapn de calor, delante del frente de combustin. El aire requerido en combustin parcialmente apagada, es mucho menor que en combustin seca, o hmeda normal. Debido a que las prdidas de calor se producen solamente de una porcin calentada pequea, la cantidad de aire requerido para mantener la combustin es menor en combustin hmeda parcialmente apagada. La combustin parcialmente apagada es menos destructiva a los pozos productores que otros tipos de combustin. La calidad del agua para combustin hmeda normal y parcialmente apagada,

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solo requiere llenar los requisitos de inyeccin. Actualmente casi todos los proyectos de combustin convencional son del tipo hmeda y una serie de trabajos cubriendo aspectos experimentales como operacionales en el campo son disponibles en literatura.3

ser la recuperacin de ms de 4,7 millones de barriles de petrleo ya irrecuperable. CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO El depsito de este proyecto es arena no consolidada Nacatoch que es muy porosa y permeable con estras de la pizarra fosilfera de cal y arena. El promedio de formacin de la porosidad del 33,9% con una saturacin de agua de 27,4%. La permeabilidad de anlisis de ncleos es de aproximadamente 700 md. La composicin de la remuneracin de espesor entre 10 a 83 pies con neto a espesor bruto de 0.75. Los depsitos de estas caractersticas se combinan para dar un aceite de 1909 bbls/ac-ft. La temperatura del yacimiento es de 75 F y la presin entre 25 a 40 psig. La viscosidad del aceite es 676 cp en la temperatura del yacimiento, pero cae rpidamente al aumentar la temperatura, Este no presenta en la actualidad gas en solucin y el aceite FVF es 1.0 RB/STB. El Agua original tiene 18.000 slidos totales y 11000 cloruros. PROCESOS DE INUNDACIONES INCENDIOS E

CASOS DE APLICACIN a) Campo Bellevue (Noreste de Luisiana)Fu descubierto a principios de 1920.Los pozos terminaron inicialmente con altas tasas de produccin, pero con presiones de depsito que disminuan rpidamente, a una profundidad de 350 pies, las tasas de produccin se redujo a menos de un barril por da por pozo. Esta rpida expansin del lquido y el drenaje por gravedad despus ha representado slo el 10% del petrleo original en sitio. Esta saturacin de aceite residual hizo de este campo una posibilidad excelente para algn tipo de recuperacin que fuera capaz de aumentar la movilidad del crudo de 19 API. Varios proyectos de estimulacin se han intentado, pero ninguno ha sido exitoso en el aumento de la produccin. A pesar de que Cities Service Company no fue el primero en intentar la recuperacin trmica en el campo, todava existen muchas preguntas sin respuesta sobre el xito de un proyecto trmico en el campo de Bellevue. El experimento de 1971 incluy cuatro patrones de 2.5 acres que produjo 180.000 barriles de petrleo ya irrecuperable durante una fase de tres aos de combustin. el xito del proyecto piloto llevado a la elaboracin de un segundo conjunto de cuatro modelos de 2,5 hectreas se utilizaron para determinar las ventajas de la combustin hmeda en el campo de Bellevue. Esta prueba demostr que la combustin hmeda fue significativamente mejor que la forma pasada de combustin seca utilizada en el proyecto piloto, mediante la reduccin de los requisitos de aire y el aumento al rendimiento del barrido.

La prueba piloto de 1971 se llev a cabo a principios similares a la tecnologa de la industria. Reconociendo la tendencia preferencial de levantamiento de la inyeccin de aire, los inyectores fueron perforados en la parte inferior de la formacin en un intento de minimizar este problema. El aire se inyecta a propagar el frente de combustin hasta que un volumen predeterminado del embalse fue quemado. Al trmino de esta fase, la inyeccin de aire se dio por concluido y la inyeccin de agua comenz en los pozos de inyeccin de aire anteriores. Una serie de objetivos se lograron por este cambio en los lquidos: los costos de compresin fueron despedidos (este es el elemento de costo importante en el proceso), el calor residual que queda detrs del frente de combustin fue utilizado por el agua avanza y trasladadas a la del petrleo y el contra desbordamiento del aceite en la zona quemada se redujo al mnimo. Los pozos de observacin fueron perforados para supervisar el avance del frente de combustin y evaluar la nueva tcnica. El aire se inyecta en la parte inferior de la formacin y una quemadura seca se inici. Poco despus del encendido, el agua se inyecta de forma selectiva en la parte superior. Despus de que un volumen predeterminado del depsito se quem, la inyeccin de aire se termin y continu inyeccin de agua.

En 1975, ocho patrones fueron desarrollados, incluyendo cinco patrones que estn operando bajo un contrato con el Departamento de Energa de EE.UU. para demostrar la eficiencia tcnica y la economa a escala comercial del proyecto de combustin in situ. Desde 1975, tres expansiones adicionales, elevando el nmero total de expansiones a seis que se ha traducido en 46 modelos que cubren un total de 180 hectreas,

Datos obtenidos de esta prueba indican que el perfil de cada de la quema se ha mejorado mucho y el calor ha avanzado mucho ms rpidamente. Este rpido avance, mejora la eficiencia de barrido y la tasa de sustitucin acelerada de porosidad, reduce sustancialmente los costos de Operacin y mejora la economa de la prueba. La combustin hmeda fue utilizada en los desarrollos restantes como resultado de los datos obtenidos del formulario de esta prueba. ECONOMIA El objetivo principal de este trabajo es discutir los aspectos econmicos del proyecto. Aunque la economa se muestra en todo el proyecto, la mayora de los costos estarn asociados con los patrones del DOE. Los costos que fueron entregados por los cinco patrones permiten el anlisis significativo de todos los factores de contribucin a la economa global. La produccin de los cinco patrones DOE comenz en 1976 a 75 barriles de petrleo por da. Mxima produccin fue en abril de 1978 con una tasa de 600 barriles. La produccin a finales de 1980 fue un promedio de 300 barriles por da. El total de inversiones para los pozos de la zona 43 del proyecto y las instalaciones hasta la fecha han sido 1.553.842 dlares. El total de gastos para las operaciones de mantenimiento y de investigacin, servicios de produccin y el personal han sido 3.868.113 dlares. Adems de estos gastos, el impuestos por despido de Luisiana han ascendido a $ 1,488,474.59 y los gastos han sido de $ 961,018.90. Por lo tanto, el gasto total del proyecto desde junio de 1976 y diciembre de 1980 ha sido 6,517,607 dlares. (Tabla 2). Un desglose por barril neto de petrleo producido indica que $ 3.93 que se gasta en las operaciones de arrendamiento y mantenimiento, $ 2.16 que se gasta para la operacin de la planta de compresin, 1,85 dlares cubre los gastos generales, $ 2.21 se aplica hacia el agotamiento y depreciacin, y $ 2.86 es el impuesto de Luisiana por despido. Adems del impuesto de explotacin, los beneficios imprevistos de impuestos es por valor de 13,46 dlares por barril de petrleo producido desde la promulgacin del proyecto de ley de impuestos. Esto da un costo total de produccin de 26,47 dlares por barril neto de petrleo producido. (Tabla 3). El precio actual del crudo del campo Bellevue es $ 36.58, por lo tanto el proyecto en la situacin econmica actual es la compensacin 10,11 dlares por barril de petrleo que se producen.

La combinacin de los patrones del DOE con todo el campo le da un resumen general de las operaciones. Este sumario le da un enfoque ms generalizado en el diseo de un proyecto a escala comercial. La produccin del campo que se inici en 1971 fue menos de 60 barriles por da. Con el desarrollo del proyecto piloto, la produccin alcanz un mximo de 450 barriles por da en 1974. Al xito del proyecto piloto, el desarrollo de otros se llev a cabo en superficie a cargo de la empresa. El pico de produccin formal del campo es1.200 barriles por da durante 1977. La produccin es actualmente un promedio de 550 barriles de petrleo por da. Ingresos netos acumulativos para el campo hasta 1980 fue 11.700.000 dlares. Pago total del proyecto se produjo en 1977. Flujo mximo de efectivo negativo durante la vida fue de $ 1.500.000. Inversin total para todo el campo ser 10.050.000 dlares. Efectivo neto total producido ser 46.100.000 dlares. Total de reservas recuperables sern 4,7 millones de barriles de petrleo. El campo de Bellevue ha apoyado un proyecto de recuperacin termal con mucho xito. Vida til estimada remunerable del campo es de 15 aos. Informacin valiosa se ha ganado desde el campo de la ingeniera, aspecto que sin duda tendr influencia en futuros proyectos trmicos a travs de la industria del petrleo.6

b) Realce de recuperacin del petrleo en RumaniaEl descubrimiento en 1960 de una de las mayores reservas de petrleo pesado en Rumana, que es Suplacu de Barcau, con una densidad de 0,96 aceite relativos, la baja recuperacin de petrleo ltimo del 9% estimado por IOIP recuperacin primaria y la tasa de aceite de baja de 3.01 m3/da por pozo obtenidos, determino los mtodos trmicos que deben tomarse en consideracin. Dos unidades de vapor paralelo y experimentos de combustin in-situ de campo se han realizado (19641966) y los resultados evaluados fueron favorables. Debido a la falta de generadores de vapor, la combustin in situ es el mtodo de expansin a escala comercial. Hasta 1981 la combustin in situ en el Suplacu Barcau es el proceso de lnea de unidad. Implica 370 pozos

productores y 50 inyectores y es compatible con una quema de 4.8 km de largo, moviendo por inmersion desde la lnea de los pozos de inyeccin. La cantidad de aire inyectado es 2.1x10 ^ 6 cm cbicos / da, la relacin aire-aceite se mantiene alrededor de 2x10 ^ 3SM cbicos por metro cbico y el aumento de la produccin de petrleo a 1200 metros cbicos / da. El aumento de la produccin se debe al aumento de la capacidad de inyeccin de aire, a la perforacin de nuevos pozos de relleno en la parte delantera del frente de llamas, a la combustin hmeda y tambin a la inyeccin de agua detrs de la frente ardiendo. La recuperacin de petrleo ltima ha sido evaluada en un 52% de IOIP y 9% en la recuperacin primaria. Recientemente, han sido evaluados favorables otros cuatro pilotos de la combustin del campo en BalariaVidele y yacimientos de crudo pesado el depsito Balara con un aceite de densidad relativa 0.94 a una profundidad de 800 m se estima alcanzar un 15% IOIP con la conduccin parcial de agua. El petrleo adicional que debe recuperarse con en el proceso de combustin in situ ser 1,95 x 10 ^ 6 metros cbicos lo que significa un factor de recuperacin final del 38% El campo vBalaria-Videle y depsitos en srmatas Videle espera producir un aceite de densidad relativa 0.94650 a 850 m de profundidad con inyeccin de agua. El desarrollo a escala comercial del proceso de combustin in situ se desarrollar en tres estaciones de compresin con una capacidad de compresin de aire total de 7,2 x10 ^6 cm cbicos/ da y un nmero de 3.636 nuevos pozos a perforar (productores e inyectores). El proyecto de combustin in situ tras el xito del primero aplica en un tercer depsito de crudo viscoso y se lleva a cabo en la formacin Meotian del campo Posesti. Los pozos de combustin que conforman la estructura se encuentran en una sola lnea debido a la formacin ms fuerte de inmersin, y la etapa de la gasolina secundaria est an sin desarrollar. La estacin de compresin asegura 100x10 ^3 cm3/da de aire. Los pozos de produccin comenzaron a fluir despus de seis meses a partir de la ignicin. La recuperacin de petrleo ltima se estima que aumentar de un 25% IOIP de la recuperacin primaria a 50% IOIP. En las formaciones agotadas con fuerte inmersin o muy gruesas, donde la segregacin de la gravedad es probable que desempee un papel importante, y si una etapa de la gasolina tambin existe, el proceso de combustin in situ se debe comenzar en un punto ms bajo en la estructura, tales como la mitad inferior de la

zona

productiva.

Las principales ventajas de este sistema se han definido en el proyecto de combustin in situ diseados a escala comercial, despus de los resultados favorables obtenidos en una prueba piloto, para la formacin Drader del campo del Sur Moreni, de la siguiente manera: - Un aumento de la saturacin de petrleo, donde la combustin se inicia con el uso mximo del efecto de drenaje por gravedad, debido a que los gases calientes de combustin tienden a migrar hacia arriba se mover a travs de una mayor cantidad de crudo, lo que contribuye a su rpida movilizacin. - La eliminacin de las prdidas de fraccin ligera, ya que son arrastradas por el gas de combustin y se condensa en la mayor parte del crudo a ser producidos por los pozos altos de la estructura o debido a la segregacin de la gravedad, que fluyen hacia abajo junto con el aceite y son procedidos por los pozos de baja estructura. DIFICULTADES La expansin de la combustin in situ en los proyectos de otros campos petroleros (quince ms en las pruebas de combustin in situ y los procesos se estn ejecutando) ha permitido a los operadores manejar mejor los problemas encontrados durante las operaciones. Por lo tanto, muchos problemas podran ser resueltos sobre la base de la experiencia adquirida en el campo. Uno de ellos es la importancia de la zona en las inmediaciones del pozo (de inyeccin o de produccin) es que deben mantenerse en una comunicacin muy buena con la perforacin. Eso significa la frecuencia de reacondicionamiento de los pozos, para la invasin de arena y controlar las emulsiones del petrleo, para lavar el depsito de coque, para el cido u otros tratamientos y para la estimulacin de vapor. Otro problema encontrado en el aceite superficial del yacimiento Suplacu de Barcaues es la formacin de algunos crteres en la parte superior de la estructura en la zona quemada, donde se pierde alrededor del 5% del total del aire inyectado. Esta dificultad trata de ser resuelta por la cementacin de los pozos de edad, mediante la inyeccin de lodo viscoso en los pozos con el buen estado tcnico y en la perforacin de pozos especiales en la zona de los crteres para recoger todos los gases de escape del control. COOPERACIN A partir de septiembre de 1969 un acuerdo de cooperacin Transcurrir de Investigacin y Diseo del Instituto Francs del Petrleo mtodos de recuperacin

de petrleo .Conjuntos de investigaciones y desarrollos se han llevado a cabo en todos los aspectos de la recuperacin de petrleo por la combustin in situ, especialmente en la combustin hmeda. Inyeccin de vapor, particularmente la inyeccin cclica de vapor en el segundo mtodo trmico aplicado con el fin de mejorar la recuperacin de petrleo y estimular la produccin de petrleo, como en el depsito de aceite Moreni, o para la produccin de estimulacin de pozos en otros campos, donde particularmente en los procesos de combustin in situ o de pruebas se estn ejecutando. Debido a las propiedades del yacimiento favorables del campo Levantine Sur petrleo Moreni (alto espesor, bao y permeabilidad) el drenaje por gravedad combinado con el efecto de la inyeccin cclica de vapor tuvo una influencia beneficiosa sobre el flujo de aceite: se ha encontrado que el rea de influencia de calor es superior a la superficie y drenaje. El campo, que antes se consideraban inadecuado para su explotacin debido a la viscosidad del petrleo ha alcanzado una produccin de 300 metros cbicos por da. El consumo de vapor por el crudo es de 2,7 t, y el estimado de recuperacin final de petrleo es de 35% IOIP en comparacin con el 5% en los mtodos de recuperacin primaria. Para mejorar los resultados obtenidos se piensa generar la baja presin de vapor y las unidades de velocidad, y se van a desarrollar generadores de vapor de alta capacidad El promedio nacional de recuperacin de petrleo final previsto de los proyectos en curso se ha incrementado de 30,1% IOIP a finales de 1973 al 32% IOIP a finales de 1980. Este valor final de recuperacin de petrleo obtenido en Rumana es comparable a los valores del mundo la recuperacin de petrleo.4

CONCLUSIONESEn general la combustin in-situ logra ser un mtodo eficiente para la extraccin de crudo pesado donde por lo general otros mtodos de recuperacin resultaran ineficientes o imposibles de aplicar debido a la facilidad de circulacin o fluidez del aire dentro de la formacin. La combustin in-situ hmeda, adems de la reduccin de la viscosidad del petrleo y en parte la vaporizacin del mismo, se asemeja al depsito de un motor, por una combinacin de vapor, agua caliente, gas miscible y un mecanismo de unidad de recuperacin de gas. Por esta razn la combustin in situ se puede aplicar a los depsitos que contienen crudo viscoso. Es un procedimiento ventajoso en cuanto al mejoramiento de la calidad del crudo en el yacimiento, el aumento en la gravedad API mejora la movilidad de los fluidos en el yacimiento. El craqueo del petrleo que tiene lugar dentro del yacimiento facilita los procesos de refinamiento. La mejor forma de controlar la velocidad de combustin y la intensidad de la misma es implementando la combustin hmeda y adems se aprovecha mejor la energa calrica producida durante la combustin.

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS1. Partha S. Sarathi. In-Situ Combustion. Handbook principles an practices Performed Under Contract No. DE-AC22-94PC91008 (Original Report Number NIPER/BDM-03 74). Bartlesville, Oklahoma 1999. J. S. McNIEL and J. T. MOSS, Petrol. Engr., 1958, B-31. Dr. Alberto S. Finol P. Notas sobre recuperacin trmica. Universidad del Zulia. 1978. Aurel N. Carcoana, Research & Design Inst. For Oil & Gas. Enhanced Oil Recovery in Rumania. J. Nodwell Consultant R.G. Moore, M.G. Ursenbach, C.J. Laureshen, S.A. Mehta. Economic Considerations for the Design of In

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5.Tabla 1: Actividad de combustin in situ en U.S.1

Situ Combustion Projects. The University of Calgary. 6. William H. Pusch and John M. Garvey, Enhanced Oil Recovery, Southeast Region. Economics of In Situ Combustion The Bellueve Field Bossier Parish, Louisiana. Fabin Camilo Yate. Profesor Auxiliar. Universidad Industrial de Santander. Ingeniera de Petrleos. Petcovici, V. The Experience of the Romanian Petroleum Engineers with Thermal Oil Recovery, Congresso Pan-Americano de Inginera del Petrleo, Mexico, March 19-23, 1979. Martin, W. L., Alexander, J. D. and Dew, J. N. Process Variables of In Situ Combustion, Trans AIME, 213,28, 1958.

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