Experiencias en la implementación de proyectos de combustión in-situ Workshop sobre EOR B. Aires, Noviembre 8 y 9 del 2007 Jorge L. Mustoni Pan American.

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1 Experiencias en la implementación de proyectos de combustión in-situ Workshop sobre EOR B. Aires, Noviembre 8 y 9 del 2007 Jorge L. Mustoni Pan American Energy

2 2 Experiencias en la implementación de proyectos de combustión in-situ Contenido:  Introducción.  Ventajas del proceso de ISC.  Aspectos negativos.  Aplicaciones.  Aspectos prácticos del diseño.  Evaluación económica  Conclusiones

3 3 Inyección de aire para combustión in-situ Saturation Burned Zone Condensation Zone Oil Bank Water Bank Unswept Zone Evaporation Zone Combustion Zone Temperature Formation Temperature Steam Plateau Air Steam Combustion Gas Water Oil El proceso de combustión incluye los mecanismos de: Intercambio de masa, Intercambio de energía, Reacciones químicas, y Otros procesos físicos como: arrastre del flue gas (CO2 y N2) generado, presurización, hinchamiento. Requisitos para establecer el proceso de manera apropiada:  El petróleo debe ser suficientemente reactivo (ARC),  El depósito de combustible y el flujo de aire deben estar en una determinada relación que asegure la estabilidad dinámica (Combustion Tube). Como cualquier proceso de inyec. de gas, debe controlarse la eficiencia de barrido (conformance). Los reservorios de escaso espesor (<10 m) y buzamiento, se pueden barrer eficientemente cuando la distribución de permeabilidad es relativamente uniforme. Reservorios con mayor espesor se debería inyectar en el tope utilizando una combinación de pozos horizontales y verticales ( SPE 59334Recent Laboratory Results of THAI and Its Comparison with Other IOR Processes; próximo piloto a iniciarse en Alberta).

4 4 Ventajas de la ISC  El aire esta siempre disponible y puede inyectarse aun en zonas donde es imposible hacerlo con agua o gas.  Se puede usar como método de desplazamiento mediante la propagación de la zona de reacción o, en cambio, para generar flue gas (CO2 y N2) y favorecer el drenaje gravitacional.  La mayor eficiencia del proceso se obtiene con petróleos en los que se logra establecer el régimen de reacciones “bond scission”; esto ocurre tanto en petróleos livianos, medianos y tambien, con algunos requisitos, en crudos pesados.  ISC es aplicable para un alto rango de petróleos y gran variabilidad de reservorios:  10-20 °API a 500 m hasta > 30 °API a 3000 m,  Aunque su uso se indica para capas de escaso espesor (3-13 m), se aplicó exitosamente en capas de hasta 46 m (nuevo desarrollo THAI),  La presión del reservorio al comienzo del proceso, no afecta la eficiencia del mismo,  La perm. de la roca, tiene un mínimo efecto sobre el proceso (rango aplicado: 5 mD a 10 D)  Tiene una elevada eficiencia de desplazamiento (a escala poral), cuando la cinética de la reacción de oxidación está en el modo correcto de operación (bond scission).

5 5 Ventajas de la ISC (Cont.)  Además de la alta eficiciencia de recuperación, es más rapido que otros métodos, especialmente comparado con respecto a recuperación secundaria.  Mayor eficiencia que al gas natural para el mantenimiento de presión, dada su característica de menor compresibilidad y solubilidad.  Después del abandono el reservorio queda ocupado por un gas sin valor comercial.  Con respecto a las emisiones de CO2, y aún cuando pueda suponerse lo contrario, si se calcula en términos del volumen de CO2 generado por unidad de petróleo recuperado, es inferior a otros métodos de recuperación mejorada. Por otro lado, el “flue gas” generado puede ser reutilizado via secuestro/captura del CO2.

6 6 Aspectos negativos del proceso Por qué la inyección de aire no ha sido utilizada en forma extensiva?  Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento.  Falta de confianza en el proceso por la información del amplio rango de resultados en la aplicación, entre los éxitos y fracasos.  Frecuentemente, su aplicación se decidió como último recurso; esto es, cuando ningún otro método era viable (resevorios altamente complejos en estratigrafía, petrofísica y otras condiciones desfavorables).  Diseño inapropiado de la capacidad de inyección para el tipo de reservorio a ser tratado; Nelson y McNeil aportaron importantes conceptos sobre el flujo de aire necesario para mantener la estabilidad del frente de combustión.

7 7  La mayoría de los fracasos provienen por su aplicación en el reservorio inapropiado y/o por falta de control del proceso: Ha existido el error conceptual de que el proceso de ISC es un método térmico de recuperación asistida, y que el principal, o casi exclusivo, mecanismo es la reducción de la viscosidad por incremento de la temperatura, en resevorios con petróleo viscoso. Calidad pobre de la reacción de combustión: no se logra la auto ignición o hay discontinuidad, o poca extensión, entre las reacciones LTO y HTO. Efecto negativo por segregación gravitacional y/o gas “overriding”. Canalización debido a la gran heterogeneidad del reservorio. Desfavorable relación de movilidad entre el gas y el petróleo movilizado hacia la zona fría. Aspectos negativos del proceso

8 8 Algunas aplicaciones exitosas

9 9 Nombre del Area WBRRUWBBRRU Modelo de explotación despues de de la depleción primaria Combusti ón in-situ Waterfloo ding Formación: Red River; con trampa stratigráfica Dolomita incluída en limestone y anhydrite Superficie del yac., Ac. 50003400 Profundidad, m 25602545 Porosidad y permeabilidad promedio 18 % y 10 md Saturación inicial de agua, % 5140 Temperatura promedio de res., °F 215210 Presión inicial de reservorio, psi 36003579 OOIP, MMSTB 2921 Similares propiedades del fluído 32 °API, pres de pb= 300 psig, GOR=173 SCF/STB, FVF= 1.174 RB/STB, visc.= 2.4 cp Algunas aplicaciones exitosas Waterflooding and air injection performance comparison (SPE 99454)

10 10 Algunas aplicaciones exitosas Waterflooding and air injection performance comparison (SPE 99454) Conclusiones: El proyecto de ISC fue más exitoso que el de secundaria, esto en términos de incremento de recuperación, velocidad de respuesta y producción. La producción incremental acum. al 31de Dic. 2005 es 1.8 mmbo, con una inyección de aire acum. de 22.3 Bcf. Esto resulta en un promedio de inyec de 12 Mscf por bbl de petróleo recuperado. En el caso del proyecto WF, la prod. Increm. acum. al 31 de Dic. de 2005 es 1.0 mmbo, con una inyec. de aire acum. de 5.3 mmbw. Esto resulta en un prom de inyec. de 5 bw por bbl de petróleo recuperado. Aunque la rec final estim es similar para ambos procesos, la velocidad es mayor para el proyecto de ISC. Sin embargo, la selección final de cual de los dos conviene aplicar, depende de la eval. económica. Comienzo de la inyección01/01/88 Caudal pico de petróleo, bopd498402 Fecha Ene.,90Ene., 95 Prods/Inyecs10/57/7 Caudal actual de inyec., Mscfd/bwpd11501140 Inyec. Acum., bcf, MMsb22.35.3 Vol. Poral inyectado0.80.3 Petróleo Acum., Mstb37001800 Pet. Incremental Acum., MMstb1.81.0 Recuperación, % POIS12.88.8 ISC WF

11 11 Algunas aplicaciones exitosas Increm. by air inj. = 6 MMSTB (14%)

12 12 Algunas aplicaciones exitosas Increm. by air inj. = 39 MMSTB (19%)

13 13 Algunas aplicaciones exitosas La respuesta de petróleo no fue evidente Sin embargo, el petróleo obtenido tenía una composición modificada por la reacción de combustión.

14 14 Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 1/8 Debe pertenecer a una porción representativa del yacimiento al que potencialmente se escalará, La compartimentalización mejora la interpretabilidad de los resultados, Tipo de proceso (desplazamiento horizontal vs drenaje gravitacional), Geometría de malla vs desplazamiento lineal, Espaciamiento; se deben evaluar aspectos como: tiempo de respuesta, tiempo de residencia, pérdida de calor, relación entre las fuerzas de flotación y las viscosas.

15 15 Disponibilidad de pozos y otras instalaciones de superficie, Diseño de pozo inyector: –Pozos existentes (conversión) vs perforación (diseño apropiado considerando los efectos de la temperatura). –Instalación de inyección de fondo: control de la distribución (BP, PKR, limited entry, tap selec, mandriles) prevenir pérdidas de tubing (conexiones especiales, revestimiento, espacio anular lleno y permanentemente monitoreado. –Cabeza de pozo: con sistema de inyección dual, medidores de caudal y temperatura, scrubber, filtro y válvulas de control. Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 2/8

16 16 Para la primera etapa del proyecto se debe disponer de un sistema de purga (agua o N2) para cargar al pozo inyector automáticamente cuando el compresor se para. Instalación de fondo en pozos productores debe considerar los siguientes aspectos: –Alta relación gas-líquido: anclas para gas u otros dispositivos separadores, –Corrosión y erosión: materiales apropiados, inyección de inhibidores, revestimientos protectores, –Alta viscosidad: uso de bombas PCP, varillas de bombeo del tipo hollow, inyección de deselmusionante, Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 3/8

17 17 –Alta temperatura (etapa final): uso de refrigerante para prevenir la pérdida de eficiencia en bombas por el bloqueo con vapor de agua. Instalaciones de producción en superficie: –Equipos de tratamiento convencionales aunque con mayor eficiencia en el manejo de emulsiones (tiempo de residencia, temperatura, agitación, etc.) –El tratamiento final del gas producido depende de la composición y de las regulaciones internas y externas, pero debe ser previamente recolectado medido y analizado. –El sistema de producción debe ser tratado diferencialmente del resto del yacimiento. Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 4/8

18 18 Instalaciones de producción en superficie: –Gas producido por el proceso: Positivo: Con incremento del contenido de líquidos (2-3 galones de NGL por Mscfd) Negativo: Se produce un gradual aumento del N2 que disminuye el poder calorífico y aún mezclado puede exceder las impurezas admitidas. Las opciones para la disposición final pueden ser: incineración, reinyección, utilización en turbinas, condensación, etc.) Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 5/8

19 19 El ciclo de compresión de aire, comparado con el del gas, requiere mayor potencia (HP) y desarrolla mayor temperatura. Cada etapa de compresión puede ser considerada como una compresión adiabática y el gas debe ser enfriado (320 a 120 °F) antes de entrar a la siguiente. El aire comprimido es un potente oxidante y debe mantenerse separado de cualquier material orgánico que pueda ser oxidado violentamente. El compresor de aire admite mayor tolerancia “leakage”. Compresión de aire: diferencias con el gas HC Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 6/8

20 20 Tipos de compresores: Desplazamiento positivo (reciprocante): tienen mayor eficiencia mecánica, son flexibles, limitados a 5 MMscfd. Dinámico (centrífugo): menor mantenimiento y potencia requerida, menor contaminación del aire con el lubricante, caudales de 2 a 150 MMscfd. Tornillo rotativo: es otro tipo de desplazamiento positivo, maneja caudales relativamente altos (2-30 MMscfd) pero desarrolla presiones de solo 200 psi. Se utiliza como etapa previa a los reciprocantes. Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 7/8

21 21 Otras consideraciones prácticas: Se debe utilizar lubricante sintético (alto flash point) en compresores y grasa del mismo tipo en conexiones de cañería y todo elemento que esté expuesto a la corriente de aire. Utilizar trampas para lubricante y agua, también válvulas de retención. Es necesario desgrasar la cañería antes del comienzo de la inyección. El gas producido debe ser controlado en su contenido de O2 (máximo admitido = 5 %). Aspectos prácticos a considerar en el diseño del piloto 8/8

22 22 Economía de los proyectos de ISC Existe potencial para la economía de escala

23 23 ISC es una técnica que ha sido extensamente probada y se han identificado las causas de los fracasos. Existen proyectos relativamente pequeños que han demostrado ser económicos. La economía puede mejorar por razones de escala. El conocimiento del mecanismo del proceso y la experiencia operativa ha reducido el riesgo de aplicación. Para GSJ subsiste la limitación de procesar varias capas en paralelo. Conclusiones

24 24 Actualmente existe metodología disponible para evaluar reservorios candidatos para procesar con ISC. Hay nuevos desarrollos que permiten aun ser más optimistas en la eficiencia del proceso (THAI). Conclusiones

25 25 Back up material

26 26 THAI (Toe-To-Heel Air Injection)