Combustión convencional o "hacia adelante" - III

Una ventaja del proceso de combustión convencional es que la parte quemada del crudo en la forma de coque es menor, dejando la arena limpia detrás del frente de combustión. Sin embargo, tiene dos limitaciones: primero, el petróleo producido debe pasar a través de una región fría y si éste es altamente viscoso, ocurrirá un bloqueo de los líquidos, lo cual puede ocasionar la finalización del proceso; segundo, el calor almacenado fuera de la zona quemada no es utilizado eficientemente debido a que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante. Este proceso finaliza cuando se detiene la inyección de aire, porque la zona quemada se haya extinguido o porque el frente de combustión alcance los pozos de producción. En la Figura 9.25, también se observa que los vapores livianos y gases de combustión tienden a ocupar la porción superior de la zona de producción, lo que disminuye la efectividad de este método.

Combustión convencional o "hacia adelante" - II

Las diferentes interacciones que ocurren durante el proceso se muestran en la Figura 9.23, donde se observan las siguientes zonas: 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 o 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 1.200°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, 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). Esta acción desplaza el petróleo miscible, el vapor condensado lo adelgaza, y los gases de combustión ayudan a que se desplace hacia pozos productores. 

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 enfriará a medida que se mueve hacia los pozos productores y la temperatura caerá hasta un valor muy cercano a la temperatura inicial del yacimiento. El C02 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.

Combustión convencional o "hacia adelante" - I

Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe una inyección de agua junto con el aire. Tal como se muestra en la Figura 9.24 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.

El aire (aire enriquecido con oxígeno, o aun 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). Inmediatamente delante de la zona de combustión, ocun-e 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 antes 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 de los productores puede ser necesario y la corrosión, un problema inherente 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.

Combustión in situ

La combustión in situ o "invasión con fuego", es un método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica. Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento. El primero se denomina Combustión Convencional o "hacia adelante", debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; en el segundo, denominado Combustión en Reverso o en "contracorriente", la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la combustión húmeda, mejor conocida como proceso COFCAW, en el cual se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire. 

El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD)

Butler desarrolló este proceso específicamente para la recuperación in situ del bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas. El proceso se aprovecha de la segregación vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales, con el pozo productor horizontal localizado en el mismo plano vertical, tal como se presenta en la Figura 9.23. El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo, el productor. El objetivo es introducir el vapor continuamente y remover el vapor condensado que se va formando junto con el petróleo que se va calentando. La Figura 9.23 muestra el proceso: el vapor se introduce cerca del fondo

del yacimiento y tiende a elevarse, mientras que el petróleo calentado tiende a caer hacia el fondo. La cámara de vapor que se va formando encima del productor, se mantiene a una presión constante durante todo el proceso y está rodeada por la arena petrolífera fría a través de la cual fluye el vapor hacia la interfase y se condensa; esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. 

Según Farouq Alí y Thomas2 el proceso SAGD ha resultado altamente exitoso en una serie de pruebas en Canadá, donde la producción del yacimiento se ha mantenido por encima de 2000 BPD. También señalan una variación interesante no térmica del SAGD, el proceso VAPEX, en el cual se inyecta un gas liviano, como el etano, en lugar del vapor. Este proceso aún no ha sido probado en el campo. 

Para el año 2000 fue aprobado un proyecto de SAGD en Christina Lake-Canadá que espera alcanzar una producción entre los 50.000 y 70.000 BPD, cuando esté operando completamente en el 2009. Además, la empresa Pan Canadian planifica la perforación de 700 pozos horizontales. En Venezuela se han iniciado con éxito aplicaciones de este proceso en los campos de la Costa Bolívar.

Inyección Cíclica o Alternada de Vapor Criterios de Diseño

Inyección alternada de vapor - II

Este método EOR se aplica en yacimientos de caídos pesados para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del petróleo, facilitando su movimiento a través de la formación y aumentando la producción de los pozos. 

Después que el pozo se abre a producción y que se bombea, la tasa de petróleo aumenta y se mantiene así por un período largo (70 BPD en promedio durante seis meses) hasta que el rendimiento se vuelve antieconómico o hasta que el petróleo se toma demasiado frío (viscoso) para ser bombeado. Luego se repite todo el proceso muchas veces, debido a que es económico y conveniente. Este método se utiliza en yacimientos poco profundos, con pozos perforados en espaciados cortos.

Generalmente, después de este proceso se inicia una inyección continua de vapor por dos razones: para continuar el calentamiento y la mejora de las condiciones del petróleo y para contrarrestar la declinación de la presión del yacimiento, de tal forma que pueda continuar la producción. Cuando comienza la inyección continua, algunos de los pozos originalmente inyectores se convierten en productores. 

La inyección cíclica de vapor tiene su mejor aplicación en crudos altamente viscosos, con un buen empuje del yacimiento. Generalmente el comportamiento (esto es, la razón petróleo-vapor: pie3 de petróleo producido por pie de vapor inyectado) declina a medida que se aumentan los ciclos, lo cual no se realiza si ocurren fracturas. La recuperación de petróleo frecuentemente es baja, ya que sólo se afecta una parte del yacimiento.

Mundialmente, la inyección cíclica de vapor se ha aplicado a miles de pozos en yacimientos con características variables y petróleos viscosos. La mayoría de las evaluaciones publicadas presentan buenos índices económicos y factibilidad técnica de aplicación en gran escala. La Tabla 9.8 presenta los criterios de diseño para este proceso.