Combustion in Situ

Facultad de CienciasPostgrado en Geoquímica

Geoquímica de Yacimientos

Métodos de Recuperación Terciaria de Crudos

Combustión In Situ (ISC)

Lic. Miguel Orea

Junio de 2012

Combustión In-Situ (ISC)

Esquema

Primera parte: Fundamentos de Combustión in situ

Segunda parte: Geoquímica de yacimientos en la combustión in situ

Tercera parte: Ejemplo de aplicación en Venezuela

Comentarios Finales


NOTA ACLARATORIA

Partha S. Sarathi (1999). In-situ combustion handbook - Principles and Practices. National Petroleum Technology Office U.S. Department of Energy (DOE) Tulsa, Oklahoma


Primera Parte

Fundamentos de Combustión In Situ


Combustión In Situ (fireflooding)Definición

Es un método térmico de recuperación terciaria de crudos, en el cual se inyecta aire (oxígeno) en el yacimiento para producir calor con el fin de disminuir la viscosidad del fluido e incrementar su movilidad.

*

Aire(N2 + O2)

Combustible(C + H)

N2 + CO2+ CO+ Agua + O2 (exceso) + Calor+


Zonas de combustión y perfil de Temperaturas

Zona quemada

Zona de vaporización

Zona de combustión Coque Zona deCondensación

Crudo Nativo

GasesCrudo

+Agua

Pozo Productor

Pozo Inyector

600-1500 °F (315-815 °C)

Distribución de Temperaturas

Aire

Temp. Yac.

400 °F (204 °C)

Temp. Yac.

50-200°F > Temp. Yac.(10-100 °C)


Zonas de combustión y perfil de TemperaturasEjemplo visible

Zona de Volatilización


Mecanismos para la movilización del petróleo

Movilización por condensación de vapor (Condensing steam drive)

Movilización por miscibilidad de hidrocarburos livianos (Miscible drive)

Movilización por disolución de gases de combustión (Gas drive)

Durante la combustión en el yacimiento ocurren simultáneamente tres procesos: Reacción química Transferencia de calor y Flujo de fluidos.

Estos procesos generan los siguientes mecanismos para la movilización del crudo:

123


Mecanismos para la movilización del petróleoTransferencia de Calor y Flujo de Fluidos: Cambios de Saturación


Reacciones químicas que ocurren

* Ocurren tres tipos:

Oxidación a baja temperatura

Oxidación a temperatura media

Oxidación a alta temperatura (combustión)

a)

b)

c)


Oxidación a Baja Temperatura (LTO)

Ocurre a T 200-300 °C. Es causada por la disolución del O2 en el crudo. El grado de disolución depende de la velocidad de difusión del O2 en el crudo

¿Qué la produce?

Crudos livianos +Crudos Pesados -

¿Cuáles son los productos?

Compuestos de alto peso molecular (condensación de compuestos de menor Mw): Ácidos carboxílicos, aldehídos, cetonas, alcoholes e hidroperóxidos, además de agua.

¿Cuáles son los efectos sobre el crudo?

Altos contenidos de asfaltenos y bajos contenidos de aromáticos y resinas. Alta viscosidad, densidad y rango de ebullición. Incremento de la corrosividad del crudo (Número ácido)

¿Qué la favorece? i) Heterogeneidades de la roca yacimiento y fracturas (favorecen un flujo bajo de oxígeno para la combustión). ii)Pobres características de combustión del crudo (bajo consumo de oxígeno)


Oxidación a Temperatura Media

La pirólisis de hidrocarburos (no hay consumo de oxígeno). Temperaturas por el orden de 400-600 °F (204- 315 °C) producen el craqueo moderado de hidrocarburos. Temperaturas por encima de 600 °F (315 °C) promueven la formación de coque y de compuestos livianos.

¿Qué la produce?


Compuestos livianos producto del craqueo de compuestos más pesados. Compuestos aromáticos producto de reacciones de deshidrogenación y condensación. Coque


Altos contenidos de compuestos livianos. Incremento de aromáticos condensados. Disminución de la viscosidad, densidad.

¿Qué la favorece? i) Características químicas del crudo. ii) La presencia de arcillas (actúan como catalizadores ácidos). iii) Área superficial de la roca yacimiento. iv) Contenido de metales de transición (Ni > ZnCr> V> Cu)


Oxidación a Alta Temperatura (HTO)

La acción oxidativa del Oxígeno inyectado que produce la combustión del coque depositado a temperaturas del orden de 650 °F (343 °C)

¿Qué la produce?


Óxidos de Carbono (CO2 y CO), Agua y Energía (Calor)


Los gases de combustión se disuelven en el crudo y disminuyen su viscosidad y densidad. El vapor de agua generado transfiere su energía al crudo, contribuyendo también con la disminución de la viscosidad y el incremento de la movilidad

¿Qué la favorece? i) Crudos propensos a formar coque (altos contenidos de coque requieren de más oxígeno. Bajos contenidos son insuficientes para mantener el frente de combustión). ii) Las propiedades de combustión del coque generado. iii) La porosidad de la roca.


Consumo de oxígeno en las reacciones de Oxidación


Clasificación de métodos de combustión in situ

Combustión hacia adelante (forward in situ combustion)

Combustión Inversa (backward in situ combustion)

Combustión húmeda (Wet in situ combustion)

1)

2)

Secos

Húmedos


Perfil de temperaturas en lacombustión húmeda

Se apaga el frente de combustión

1

1

2

Se incrementa la temperatura en la zona de condensación

2

Efecto de la Relación Agua/Aire agua (RAA)


Ventajas y Desventajas

Combustión convencional Combustión Inversa Combustión Húmeda

Los productos de la combustión, el petróleo y el agua, deben fluir en una zona relativamente fría. Por lo tanto existe un límite superior para la viscosidad del petróleo que puede ser recuperado económicamente por este proceso

Es particularmente adecuado para yacimientos con crudos muy pesados y para arenas bituminosas (es el único método aplicable a este tipo de yacimientos).

El fuego, a pesar de ser parcialmente apagado, se mueve a una velocidad impuesta por el flujo de agua (mejor control de la combustión).

Es aplicable a yacimientos con crudos en el rango de 10° a 40° API.

Es aplicable en el rango de 5° a 15°API y la recuperación puede alcanzar un 50% a 65% del PES

Menores requerimientos de oxígeno. Recuperaciones entre 80-90% del PES por efectos del empuje por vapor. Es el método más utilizado

La recuperación del petróleo varía entre 60% y 90% del PES, dependiendo del tipo de arreglo y de las propiedades del petróleo.

Recuperaciones bajas. Alto consumo de aire (apróx. el doble de la ISC). Mayores pérdidas de calor.

Requiere que el agua cumpla con los requisitos de inyección (Mayor requerimiento de instalaciones de superficie)


Nuevas generaciones

Combustión In Situ Segregadaprocesos convencionales de combustión en yacimiento, con un componente de flujo segregado

Acanalamiento del frente de combustión

Combustión convencional Combustión Segregada

Mejor distribución del calor. Mayor recuperación

J. J. Guerra and J. L. Grosso. 2005. Modeling segregated insitu combustion processes through a vertical displacement model applied to a Colombian field. Ciencia, Tecnología y Futuro ,3 (1), 111-126


Nuevas generaciones Combustión THAI/CAPRITHAI: (Toe-to-Heel Air Injection) Utiliza pozos productores horizontales

CAPRI: (Catalytic Process In-situ). Incorpora un catalizador en la zona anular de la tubería horizontal

Greaves, M. Air Injection – Improved Oil Recover y Strategy for the UK Continental Shelf, Business Briefing: Exploration & Production: The Oil and Gas Review , July 2004, 118-121


Segunda Parte

Geoquímica de Yacimientos en la Combustión In Situ


Combustión in Situ y Geoquímica de Yacimientos

Tipo de materia orgánica

Combustión In Situ

Características Petrofísicas y fluidos en el yacimiento

Aspectos Geo-estructurales y litológicos


Tipo de Materia Orgánica

Litología y ambiente de sedimentación

Alteración secundaria

V, Ni% S% Res y Asf.

Catalizan las reacciones de pirólisisGenera problemas de corrosión

Afecta la producción de coque

Origen de la Materia Orgánica

Gravedad APIViscosidad Condicionan la difusión de O2 (LTO)


Características litológicas del yacimientoContenido de Arcillas (Kaolinita, Ilita) y minerales (Pirita,

Calcita, Siderita)Tipo de crudo

El contenido de arcillas y minerales se prefiere Para…

Pesado BajoEvitar la excesiva formación de coque y mantener bajo el consumo de oxígeno

Liviano AltoPara promover la formación de coque y mantener el frente de combustión

El escogimiento, redondez y cementación de la roca yacimiento afectan la porosidad y permeabilidad. Estos parámetros influyen en el proceso de combustión.

Mínimo de 5 pies. Espesores más delgados están propensos a experimentar pérdidas verticales de calor (disminución de Temp.)

Máximo 50 pies. Espesores superiores requieren de una mayor inyección de aire (aumento de costos de operación) para mantener una velocidad del frente de combustión de al menos 0,25 pie/día

Espesor de arena


Características petrofísicas del yacimiento

Saturación de petróleo

~300 bbl de crudo/acre-pie se consumen en la combustión in situ.Se requiere un mínimo de 600 bbl/acre-pie de PES (So alta y Sw baja)

Permeabilidad

Gravedad API Viscosidad Permeabilidad

(mD)

10 [1] alta >100

30-35 [2] baja 25-50

[1] yacimiento somero, presión de inyección limitada (Mín. 250 lpc)[2] yacimiento profundo (2500 pies)


Características petrofísicas del yacimiento

Porosidad

Limita la disponibilidad de oxígeno necesario para la combustiónAfecta la temperatura máxima en el frente de combustión


Presencia de fluidos

Presencia de capa de gas: Actúa como una zona de extracción de aire (Thief zone) y promueve la combustión desigual

Presencia de Acuífero: Aunque no representan un impedimento para el proyecto de combustión in situ, no son deseables. En algunos casos ha resultado favorables para mantener la presión y transferir el calor más allá del frente de combustión


Características Geológicas del Yacimiento

Continuidad Lateral y vertical

La compartamentalización y la pobre continuidad lateral debida a variaciones de facies, impiden el libre movimiento de los fluidos

Arenas limpias y bien escogidas muestran las menores variaciones de continuidad lateral y vertical

**


Características Geológicas del Yacimiento

Presencia de fracturas y competencia de las rocas de sobrepeso

La capa de roca de sobrepeso (overburden rocks) debe ser competente para evitar pérdidas de oxígeno hacia estratos suprayacentes

La presencia de fracturas en el yacimiento promueve el escape del aire (oxígeno) disponible para la combustión

*

*


Características dimensionales del Yacimiento

Tamaño del Yacimiento: El área mínima debe ser de 100 acres (0,405 Km2), dependiendo del espesor de arenas

Profundidad del Yacimiento: No es un impedimento para la implementación de un proyecto de ISC. Se han

perforado pozos para la ISC con profundidades entre 300-12500 pies. Es un factor a considerar para los requerimientos de temperatura, presión y costo del

pozo. Profundidades < de 200 pies limitan la presión a la cual se puede inyectar aire (Presión de inyección mínima: 250 lpc)

Yacimientos muy profundos demandan mayores costos de compresión de aire (compresores más grandes), pero las temperaturas son lo suficientemente altas como para promover la auto ignición (no requieren de dispositivos de encendidos)

Yacimientos profundos incrementan los costos de perforación y completación. El rango óptimo es entre 2500-4500 pies



Si están muy cercanos: El frente de combustión puede experimentar interrupción temprana de gas (aire) y se apaga

Si están muy alejados: La velocidad de producción sería muy baja, prolongando la duración del proyecto e incrementando los costos (deja de ser rentable económicamente)

La distancia entre los pozos debe ser optimizada para maximizar el recobro

Espaciamiento entre pozos inyectores y productores:



Arreglo de pozos inyectores y productores en la combustión in situ:

Desfavorable Favorable

Pusch, W.H. and Garvey, J.M. Enhanced Oil Recovery, Southeast Region. Economics of In Situ Combustion – The Bellueve Field Bossier Parish, Louisiana. Paper presented at SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 5-8 April 1981, Tulsa, Oklahoma.


Criterios de Evaluación de Prospectos

Crudos:Viscosidad: < 5000 cP a condiciones de yacimientoGravedad API: 10 -40 °APIComposición: Componentes asfálticos moderados, Bajos contenidos de metales (V, Ni < 50 ppm)

Litología: Yacimientos de crudos pesados: Bajo contenido de arcillas y de minerales (pirita, calcita y siderita)Yacimientos de crudos livianos: Es favorable la litología que promueve la deposición de coque.

Yacimiento:Profundidad: 300-12500 pies (óptimo: 2500-4500 pies)Espesor de arena: 5-50 piesPermeabilidad: no es criticaPorosidad > 0,16 (16 %)Concentración de crudo : mín. 600 bbl/acre-pie (Soil 30%)

Factores Favorables: Alta temperatura en el yacimiento Baja permeabilidad vertical Buena continuidad lateral Múltiples capas de arenas Buena competencia de rocas de sobrepeso Perfil de permeabilidad uniforme

Factores Desfavorables: Fracturamiento Presencia de capa de gas Fuerte conducción por agua Heterogeneidad del yacimiento


Tercera Parte

Ejemplo de aplicación en Venezuela


Ejemplo de AplicaciónProyecto Piloto de Combustión en Sitio a larga distancia (CESLD) en Campo Bare

Prueba de Combustión en Sitio con barrido térmico a fin de aumentar el factor de recobro de la base de recursos de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).

UbicaciónCampo Bare, Distrito San Tomé, Municipio Francisco de Miranda, Estado Anzoátegui

CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA• Porosidad: 11% – 35 %• Permeabilidad: 700 – 600 ( mD)• Saturación de petróleo: 42.5% – 90%• Profundidades: 750' – 7000'

CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO• Viscosidad: 1.200 – 4.500 (cp)• Contenido de asfáltenos: 10%• Relación gas/petróleo: 20 – 400 (Pc/bl)• Agua y Sedimento: 0.5 – 20%• Presiones de fondo encontradas: 800 – 1600 (lpc)

Perozo, H. ; Mendoza, A.; Teixeira,J.; Alvarez,A ; J. Márquez ; Ortega,P; Vasquez,P. (2011). The In situ Combustion Pilot Project in Bare field, Orinoco Oil Belt, Venezuela. SPE Paper 144484-PP


Ejemplo de AplicaciónProyecto Piloto de Combustión en Sitio a larga distancia (CESLD) en Campo Bare

Configuración de Pozos Un pozo inyector vertical Dos pozos productores

horizontales Cuatro pozos verticales

observadores

Fecha estimada para el arranque: 1ra etapa: Producción en frío.

1er sem. 2011 2da etapa: fase térmica, 2do

sem. 2011



Comentarios finales

Pueden ser aplicados a yacimientos con capas delgadas de arenas (mayores de 5 pies) a diferencia de método SAGD que requiere de espesores más gruesos para acomodar dos pozos horizontales (inyector y productor)

Las pérdidas de calor se minimizan porque es generado In Situ y no en la superficie.

Requieren de instalaciones para el manejo de CO2 (minimización del impacto ambiental)

Adolecen de problemas de corrosión

**

**

Se pueden alcanzar recuperaciones entre 80-90% del petróleo en sitio (Oil in place)*


Bibliografía

Partha S. Sarathi (1999). In-situ combustion handbook - Principles and Practices. National Petroleum Technology Office U.S. Department of Energy (DOE) Tulsa, Oklahoma


Pusch, W.H. and Garvey, J.M. (April, 1981) Enhanced Oil Recovery, Southeast Region. Economics of In Situ Combustion – The Bellueve Field Bossier Parish, Louisiana. Paper presented at SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 5-8, Tulsa, Oklahoma.

J. J. Guerra and J. L. Grosso. (2005). Modeling segregated insitu combustion processes through a vertical displacement model applied to a Colombian field. Ciencia, Tecnología y Futuro, 3 (1), 111-126

Greaves, M. (July, 2004) Air Injection – Improved Oil Recover y Strategy for the UK Continental Shelf, Business Briefing: Exploration & Production: The Oil and Gas Review , July 2004, 118-121

Combustion in Situ

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