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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE HUIMANGUILLO
INGENIERÍA PETROLERA MATERIA: RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA
UNIDAD: 6 EFICIENCIA VOLUMETRICA
PRESENTAN: CARLOS ARTURO GARCÍA RAMÍREZ MANUEL ANTONIO HERNÁNDEZ RAMOS JOSÉ ENRIQUE BALCÁZAR RAMOS PEDRO JIMÉNEZ BROCA ARTEMIO JIMÉNEZ RODRÍGUEZ
CATEDRATICO: ING. BERZAIN M. SARABIA SORIANO
VERANO 2017
HUIMANGUILLO, HUIMANGUILLO, TAB.
16 - 07 – 2017 2017
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Índice general Introducción ........................................................................................................................................ 3 6.2.- Inyección continúa de vapor. ...................................................................................................... 4
6.2.1.-Petróleo pesado .....................................................................................................................
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6.3.- Inyección cíclica de vapor. .......................................................................................................... 6 6.4 Inyección de agua caliente ............................................................................................................ 8
6.4.1 Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente ............................................... 10 6.4.2 Calculo de la recuperación r ecuperación de petróleo por inyección de agua caliente .................. ............. 12 6.5 Combustión in situ ...................................................................................................................... 12
6.5.1 Combustión convencional o "hacia adelante" ...................................................................... 13 6.5.2 Combustión en reverso ......................................................................................................... 14 6.5.3 Combustión húmeda ............................................................................................................. 16 Conclusión ......................................................................................................................................... 20 Bibliografías ....................................................................................................................................... 21
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Introducción En la actualidad los métodos de recuperación térmica son uno de los mejores procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos en yacimientos que aún quedan reservas de petróleo pero que con los métodos convencionales como la recuperación primaria y secundaria no se han podido extraer. ex traer. El principal objetivo de este método de recuperación mejorada de hidrocarburos es reducir la viscosidad del petróleo con la finalidad de tener más movilidad en el yacimiento, por lo cual son principalmente adecuados para petróleo viscosos de 5 a 10 °API pero también se usan para yacimientos con petróleo de hasta has ta 45°API. También la recuperación térmica tiene otros beneficios como la reducción de la saturación de petróleo residual a consecuencia de la expansión térmica. Este método se puede clasificar en dos: Los que implican la inyección de fluidos en la formación tales como:
Inyección de agua caliente
Inyección de vapor También los que utilizan la generación de calor tales como:
Cíclica y continua
Combustión in situ.
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6.2.- Inyección continúa de vapor. La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección in yección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidada. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido.
El recobro de petróleo por inyección continua de vapor puede ser alto, por encima del 50% en muchos casos, pero la relación petróleo-vapor es más baja que la de la inyección cíclica de vapor debido a que las pérdidas de calor son mayores.
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6.2.1.-Petróleo pesado Método de recuperación térmica por el cual el vapor generado en la superficie se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección distribuidos especialmente. Cuando el vapor entra al yacimiento, calienta el petróleo crudo y reduce su viscosidad. El calor también destila los componentes ligeros del petróleo crudo, que se condensan en el banco de petróleo por delante del frente de vapor y reduce aún más la viscosidad del petróleo. El agua caliente que se condensa a partir del vapor y el vapor mismo genera un empuje artificial que barre el petróleo hacia los pozos de producción. Otro factor contribuyente que aumenta la producción de petróleo durante la inyección de vapor se relaciona con la limpieza cercana al pozo. En este caso, el vapor reduce la tensión de la interfaz que vincula las parafinas y los asfáltenos a las superficies de la roca, mientras que la destilación con vapor de las fracciones ligeras del petróleo crudo crea un pequeño banco de solvente que puede retirar de manera miscible el petróleo atrapado.
París de Ferrer (2001) inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
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6.3.- Inyección cíclica de vapor. Es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción. El método consiste en generar vapor a alta presión, distribuirlo a través de una red de tuberías e inyectarlo al yacimiento por dos o tres semanas, después del cual el pozo es cerrado por varios días. Posterior a este periodo de cierre el pozo será producido por unos cuantos meses, hasta que su producción decline y sea necesario un nuevo ciclo de inyección. Los mecanismos de producción atribuidos a la inyección cíclica de C02 son: a). Reducción de la viscosidad del crudo. b). Hinchamiento del petróleo. c) .Empuje por gas en solución. d). Disminución de la tensión interfacial. e). Cambios en la mojabilidad del medio poroso.
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Durante esta fase del inyectado de vapor da lugar a la formación de crudo viscoso, permite que el calor penetre dentro de la roca roc a yacimiento por varios días. La inyección cíclica de vapor es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo durante un tiempo determinado, generalmente de 1 a 3 semanas, cerrar ce rrar el pozo por corto periodo de tiempo, normalmente de 3 a 5 días, y luego ponerlo de nuevo en producción. El pozo producirá durante una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que generalmente puede ser del orden de los 4 a 6 meses y luego declinara. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor . Mecanismos De Recuperación En Inyección Cíclica De Vapor. El mecanismo principal que hace el proceso de inyección cíclica de vapor efectivo, varía de un yacimiento a otro. En general puede considerarse dos casos extremos: yacimientos con presión moderadamente alta y yacimientos con presión inicial cercana a cero, como lo es generalmente, el caso de yacimiento de crudo pesado este es el mecanismo principal que hace que el petróleo se produzca. Entre sus ventajas y desventajas podemos mencionar el bajo costo de probar y desarrollar el proceso en el campo, comparado con los otros procesos térmicos alternativos, y el riesgo de que la expansión térmica cause daños al revestidor mientras el vapor está siendo inyectado. Debido a la alta temperatura generada por el vapor durante la inyección, los pozos que se van a someter a este proceso deben cumplir ciertas condiciones mecánicas, es decir, su ensamblaje debe garantizar tolerancia a temperaturas y presiones elevadas. Rodríguez Carlos, González Yesica, Carvajal Maryoris, Carvajal Margloris, Coronado Deiby y Monzon Katiuska (2010) Bachilleres pertenecientes a la seccion p-85. de Ingeniería de Petróleo "VIII Semestre" UNEFA – BARINA. BARINA.
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6.4 Inyección de agua caliente La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Durante el proceso (Figura 9.19), la zona vecina al pozo inyector se va calentado y, a su vez, parte del calor inyectado se pierde en las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye, además, como se mueve, alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.
F i gur a 1. I nyección nyección de de agua calient caliente e
El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca una irrupción más
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temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura. Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son: 1. Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad 2. Reducción del petróleo residual por altas temperaturas 3. Expansión térmica del petróleo La principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente. Exceptuando los efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.
En su forma más sencilla, la inyección de agua caliente involucra el flujo de dos fases: agua y petróleo. Por otro lado, los procesos a vapor y los de combustión siempre envuelven una tercera fase: gas. En este sentido, describir, ya que se trata básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazamiento inmisciblemente, tanto por agua caliente como fría. Exceptuando los efectos de la temperatura y el hecho de que generalmente se aplica a crudos viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua.
Debido a la difundida presencia de agua en todos los yacimientos petrolíferos, el desplazamiento por agua caliente debe ocurrir, en cierto grado, en todos los procesos de extracción térmica. Se conoce que este mecanismo contribuye al desplazamiento del petróleo en las zonas corrientes abajo tanto en la inyección de vapor como la combustión
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insitu. De allí, que muchos de los elementos de la discusión sobre inyección de agua caliente, presentados en este capítulo, sean aplicables a ciertas regiones en otros procesos. Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017.
6.4.1 Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente
Cuando se inyecta agua caliente a través de un pozo, la formación en la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte p arte del d el calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor necesario a expensas de su calor sensible (el cual aproximadamente es, directamente proporcional a la temperatura), y como resultado temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo de inyección, esta se mezcla con los fluidos de yacimientos formados así una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección en el pozo inyector.
Hasta la temperatura original del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector. A diferencia de la inyección de vapor, donde la zona formada por el vapor permanece aproximadamente ap roximadamente a una temperatura temperatur a constante cons tante (i.e., a la temperatura de la zona calentada será igual a la temperatura del agua caliente inyectada solo a un tiempo “infinitesimal”
Según los experimentos de William la recuperación de petróleo mediante el desplazamiento con agua caliente en relación con desplazamiento normal con agua (sin calentar) se debe principalmente al siguiente mecanismo: al mejoramiento de la movilidad del petróleo como resultado de la reducción en su viscosidad y a la reducción del petróleo residual a las altas temperaturas. Obviamente, la expansión térmica del petróleo contribuye a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas, aunque en algunos casos las
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reducciones en el petróleo son significativamente más pronunciadas que lo que puede ser explicado por la expansión térmica solamente. El punto de vista más frecuente es que las reducciones en petróleo residual con aumento de temperatura por encima de aquellas explicables por la expansión térmica, se debe a cambios en las fuerzas de superficie de los fluidos a elevadas temperaturas. Estas fuerzas de superficies incluyen no solo las fuerzas interfaciales entre las fases petróleo y agua, sino también las fuerzas entre las superficies de los minerales y los líquidos, especialmente aquellas que pueden retener compuestos orgánicos complejos asidos a la superficie de los minerales.
Estos cambios en las fuerzas de superficie no reducen necesariamente las fuerzas Capilares, pues parece que varios de los sistemas roca/fluido estudiados se tornan mas humectados por el agua a medida que aumenta la temperatura.
Otro factor envuelto en la recuperación por inyección de agua caliente es el efecto de la temperatura sobre la permeabilidad relativa al agua y al petróleo. Hasta el presente, aún no está claro cuál es el mecanismo que induce a estos cambios, sin embargo, en base a ciertas investigaciones Sinnokrot respectivamente, han informado sobre cambios en las presiones capilares cap ilares y permeabilidades relativas en la dirección de mayor ma yor humectabilidad humectabil idad al agua con aumentos de temperatura, por lo que se debe decir que estos cambios son de forma tal que el flujo fraccional de agua disminuye con temperatura y como resultado, la recuperación de petróleo aumenta. Tomada de combarnous y sorieau muestra esquemáticamente como: la expansión térmica la reducción de viscosidad. La humectabilidad, y la tensión interfacial petróleo-agua, afectan la eficiencia de desplazamiento de crudos livianos, mientras que para los crudos pasados son más importantes la reducción de la viscosidad y los cambios de humectabilidad. Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017.
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6.4.2 Calculo de la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente Existen tres enfoques diferentes para estimar el comportamiento de la inyección de agua caliente. Un enfoque, es el propuesto por van heiningen y Schwarz requiere y croes los cuales utilizan el efecto de la viscosidad del petróleo sobre los procesos isotérmicos se ignoran los efectos de la temperatura sobre la expansión térmica, como también sobre los cambios en las fuerzas de superficie tal como se muestra en las figuras. El método presentado por van heiningen y Schwarz requiere el cambio de una curva de relación de viscosidad por otra de más bajo valor de una manera que corresponda a los cambios en la temperatura promedio del yacimiento (la cual aumenta con el tiempo)
En la aplicación de este procedimiento, los principales elementos requeridos son: la relación de viscosidad petróleo-agua en función de la temperatura promedio del yacimiento en función del tiempo. El procedimiento, el cual puede ser inferido de la figura considera solamente los efectos de la viscosidad, aunque el efecto de la expansión térmica de los fluidos sobre la extracción se puede incluir fácilmente.
El procedimiento de van heinigen y schwarez es fácil de aplicar, pero es válido solamente cuando las curvas de extracción tales como las que se muestran en la figura son representativas de la formación.Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017.
6.5 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
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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. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala
S.A.
6.5.1 Combustión convencional o "hacia adelante"
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.
F i gur a 2. E sque squem ma de de una com combusti busti ón in si tu conve convencional ncional (según F arouq A lí). lí ).
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
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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. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos ya cimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.
6.5.2 Combustión en reverso Otra variación de la combustión in situ que recibió mucha atención en el período 1955-1965 es la combustión en reverso51. En este caso, como en el anterior, existe un pozo inyector de aire y un pozo productor. Pero esta vez la formación se enciende en los productores, no en los inyectores como ocurre en la combustión hacia adelante. La Figura 9.26 muestra lo que sucede en el proceso de una combustión en reverso.
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F i gur a 3. Proc Pr oce eso de de com combust bustii ón en en re r everso verso (se ( según gún F arouq Alí Al í ).
Según Berry y Parrish, la zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, en la dirección hacia donde aumenta la concentración de oxígeno. Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas (en el rango de 500700°F) hacia los productores, dando como resultado un mejoramiento del petróleo producido debido a que la viscosidad del petróleo se reduce por un factor de 10.000 o más. Dicha reducción hace que el petróleo fluya más fácilmente hacia los productores. El proceso tiene, por lo tanto, una mejor aplicación en petróleos muy mu y viscosos. La combustión en reverso no es tan eficiente como la convencional, debido a que una fracción deseable del petróleo se quema como combustible mientras que la fracción no deseable permanece en la región detrás del frente de combustión. Además, requiere el doble de la cantidad de aire que una convencional. Otra desventaja de este proceso es la fuerte tendencia a la combustión espontánea: dependiendo de la naturaleza del petróleo, cuando se expone al aire a temperatura ambiente por 10 a 100 días, el crudo se oxidará y si no existen pérdidas del calor, la temperatura aumentará y se producirá la combustión combu stión espontánea, espon tánea, aun en crudos poco reactivos. Un crudo a 150°F puede producir la ignición espontáneamente en 5 a 40 días y si la temperatura aumenta por encima de los 200°F, puede ocurrir en menos de 10 días. Si ocurre cerca del pozo inyector, se iniciará un proceso de combustión convencional que utilizará el oxígeno de la combustión en reverso y, por lo tanto, el
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proceso se detendrá. Paris, M. (2001), Inyección de agua ag ua y gas ga s en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.
6.5.3 Combustión húmeda 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.
F i gur a 4. Perfi P erfi les les de te temper per atura atura y saturaci saturación ón en en combust combustii ón (según L ati ati l).
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.
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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. 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 d el frente de combustión se reduce significativamente: s ignificativamente: 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.
F i g ura ur a 5. Cam C ambios bios en el el per per fi l de temp temperatura eratura en el el proce pr oceso so de de comb combustión ustión húmeda húmeda (según (segú n Smith S mith y Perki Per ki ns). ns) .
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
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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 situ. 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.
Tabla 1. Com C ombust bustión ión in i n situ. si tu. Cr C r i ter ter i os de de di di seño seño
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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. 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. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.
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Conclusión Es muy importante tener conocimiento sobre estos temas ya que con ellos aprendimos para que son utilizados y apara que tipos de hidrocarburos de alta viscosidad, dentro de ello podemos decir que hace que el hidrocarburo se pueda desplazar con mayor facilidad hacia los pozos productores. Quedando claro que lo métodos de recuperación térmica son utilizados para producir petróleos pesados y viscosos con gravedades API menores que 20. Ya que el petróleo no se puede producir a menos que se les caliente y se reduzca su viscosidad lo suficiente para permitirles fluir hacia los pozos productores. Dentro de ellos tenemos la inyección continua de vapor que nos sirve en la inyección constante de vapor para aumentar la temperatura de nuestro reservorio y así reducir la viscosidad del hidrocarburo y este pueda desplazarse con facilidad. Todos estos métodos nos sirven para que tengamos una mejor recuperación mejorada de nuestro hidrocarburo al inyectar un agente térmico para que este pueda cambiar las viscosidades de nuestro hidrocarburos y tengamos una mejor eficiencia de extracción o recuperación de nuestro hidrocarburo.
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Bibliografías Rodríguez Carlos, González Yesica, Carvajal Maryoris, Carvajal Margloris, Coronado Deiby y Monzon Katiuska (2010) Bachilleres pertenecientes a la seccion p-85. de Ingeniería de Petróleo "VIII Semestre" UNEFA – BARINA. BARINA. Sitio web: http://ingyacimientos3.blogspot.mx/2010/12/inyeccion-ciclica-de-vapor.html Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017, del sitio web: http://recupterminyeccaguacaliente.blogspot.mx/ Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.
