Nomenclatura - II

Nomenclatura - I

2. Problemas - Combustión húmeda

Se va a llevar a cabo un proceso de WAG en un yacimiento que ha sido previamente invadido con agua hasta alcanzar la saturación de petróleo residual. Las ecuaciones siguientes dan las permeabilidades relativas del petróleo y

1. Problemas - Combustión húmeda

1. A continuación se presentan datos de 6 yacimientos de petróleo. De acuerdo con los parámetros de selección estudiados, identifique el proceso EOR apropiado para cada yacimiento. Puede existir más de una respuesta. Justifique la que Ud. seleccione.

Combustión húmeda - III

Según Farouq Alí y Thomas un importante avance en la tecnología de producción de petróleo es el rápido incremento en el uso de pozos horizontales para la inyección y producción de fluidos. Señalan que un número de procesos EOR (como el SAGD) y proyectos de campo utilizan en forma inteligente los pozos horizontales para recuperar petróleo en condiciones aparentemente adversas.

Lamentablemente, se han perforado muchos pozos horizontales sin pensar, previamente, cómo pueden utilizarse en procesos de EOR. Sin embargo, no hay duda de que en el futuro los procesos EOR se desarrollarán para utilizar los pozos horizontales y los verticales existentes, así como las condiciones de yacimiento en muchos de estos campos.

Combustión húmeda - II

La Figura 9.28 muestra los cambios en perfiles de temperatura en el yacimiento a medida que la relación aire-agua (RAA) varía, según Smith y Perkins52. El perfil para una RAA = 0 corresponde a la combustión convencional seca. Para un valor moderado de RAA, en el orden de 4 PC/MPCN, la temperatura de la zona de combustión permanece alta, pero la temperatura de la zona detrás del frente de combustión se reduce significativamente: el calor ha sido transferido hacia adelante y se ha utilizado eficientemente en el desplazamiento del petróleo. Con valores grandes de RAA, en el orden de 7 PC/MPCN , se dará la modalidad de combustión parcialmente apagada; para valores mayores, se tendrá la combustión totalmente apagada y la frustración del propósito original.

Existen más de 100 yacimientos sometidos a la combustión in situ, con poca claridad de éxito. El petróleo recobrado se encuentra en el orden del 50% y la relación airepetróleo, definida como los pies3 normales de aire necesarios para producir un pie normal de petróleo, se encuentra en el rango de 1.000-3.000, que representa los valores bajos más típicos de la combustión húmeda. 

La Tabla 9.9 presenta los criterios de diseño para el proceso de combustión in Recientemente, se ha planteado el método denominado THA1, parecido al SAGD, pero a diferencia de éste usa combustión in situ, combinando pozos verticales y horizontales. Con dicho método se logra producir petróleo mejorado in situ, lo que puede resultar económico en el futuro. Además de los métodos señalados anteriormente, se han propuesto muchos otros para el recobro adicional de petróleo; algunos, no térmicos, se han utilizado para petróleos pesados. 

Al respecto, Selby, Alikhan y Farouq Alí, en su obra: Potential of Non-Thermal Methods for Heauy Oil Recovery, presentan una extensa revisión de los mencionados métodos. Muy pocas pruebas de campo han resultado exitosas por las razones señaladas anteriormente; pero, se puede concluir que la invasión inmiscible de dióxido de carbono se mantiene como uno de los métodos más promisorios para recuperar el petróleo de yacimientos que contienen crudos moderadamente pesados.

Combustión húmeda - I

La combustión húmeda, también conocida como proceso COFCAW (combinación de combustión convencional más inyección de agua), constituye una solución para la segunda limitación del proceso convencional, es decir, la utilización ineficiente del calor almacenado detrás del frente de combustión. En la combustión seca convencional, más de la mitad del calor generado se encuentra entre el pozo inyector de aire y el frente de combustión. Se han realizado muchos intentos para transferir este calor delante de la zona quemada. El agua, debido a su alta capacidad calorífica y a su calor latente de vaporización, puede utilizarse ventajosamente con este propósito.

Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, ya sea alternada o simultáneamente con el aire, se logra la recuperación del calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente. Con el objeto de presentar la idea del proceso en su forma más simple, considérese el flujo unidimensional sin pérdidas de calor lateralmente y sin conducción de calor en la dirección de flujo, tal como se presenta en la Figura 9.27, la cual puede compararse con los diagramas similares mostrados para una combustión convencional.

Muchos factores favorables que en varios casos reducen la relación aire-petróleo se alcanzan con la combustión húmeda, ya que al reducirse la viscosidad del petróleo frío se extiende la zona del vapor o zona caliente a una distancia mayor delante del frente de combustión, lo que permite que el petróleo se mueva y se opere a menos presión y con menos combustible. La velocidad con que se mueve la zona de combustión depende de la cantidad del petróleo quemado y de la tasa de inyección del aire. El empuje con vapor, seguido de un fuerte empuje por gas, es el principal mecanismo que actúa en el recobro del petróleo.