INTRODUCCIÓN
La inyección de aire en crudo liviano (LOAI – Light Oil Air Injection) es una tecnología emergente para recobro de este tipo de fluidos. En el proceso se inyecta aire comprimido esperando que el oxígeno presente en el aire inyectado reaccione con parte del aceite del yacimiento, aumentando la temperatura y produciendo gases de combustión, los cuales realizan un barrido del crudo desde la zona de reacción hasta los pozos productores. La mezcla gas-aceite puede ser inmiscible, parcialmente miscible o miscible (Montes, Gutierrez, Moore, Mehta y Ursenbach, 2010).
Antes de implementar cualquier técnica EOR, es necesario realizar un estudio de screening que sugiera que el yacimiento candidato es apto para la aplicación de determinado proceso. Los estudios de screening evitan los altos costos ligados a estudios de factibilidad económica y descripción detallada del yacimiento. Un set de criterios de screening generalmente incluye: 1) Características del yacimiento, 2) Reservas remanentes, 3) Estabilidad del proceso de inyección y 4) Simulación numérica conceptual.
Debido al naciente interés en la inyección de aire en yacimientos de crudo liviano; producto del éxito alcanzado en diferentes proyectos a lo largo de la cuenca Williston (USA), Campo West Hackberry (USA) y recientemente un piloto en la China; Niz-Velásquez, Tujillo, Delgadillo y Padilla (2014) plantearon una metodología secuencial para la priorización de yacimientos candidatos a LOAI, basada en criterios de screening, analogías y la evaluación de algunos efectos físicos de primer orden evaluados a partir de simulación numérica. En este artículo se presenta la aplicación de la metodología de priorización planteada en 2014 sobre un grupo de yacimientos hipotéticos.
INYECCIÓN DE AIRE
EN YACIMIENTOS DE CRUDO LIVIANO
El objetivo principal de las reacciones de oxidación en un proceso LOAI es producir gases de combustión para mejorar la recuperación de aceite mediante el barrido por estos gases (Greaves, Ren y Rathbone, 1998). En este tipo de procesos la tasa de inyección de aire es mucho menos importante que para aun proceso de Combustión In Situ (inyección de aire en aceites pesados), dada la mayor reactividad del hidrocarburo liviano. En la Figura 1 se muestra una representación conceptual de un proceso de inyección de aire. Los gases de combustión producidos durante el proceso, son principalmente una mezcla de CO2 y N2, los cuales realizan un barrido del aceite hacia los pozos productores bajo la combinación de varios mecanismos.
Figura 1. Representación de un proceso de inyección de aire en crudos livianos. (Hughes y Sarma, 2006).
Dado que para un proceso LOAI, las reacciones de oxidación son mucho menos sensibles al flujo de aire, el proceso se puede mantener en el modo de ruptura de enlace (las reacciones de oxidación solo producen óxidos de carbono y agua), mientras que están operando a tasas moderadas de inyección de aire en yacimientos que presentan grandes espaciamientos entre pozos. Incluso si el flujo de aire no es suficiente para mantener el proceso en el modo de ruptura de enlace, continuará el flujo de gas en aquellas zonas que no han sido afectadas por las reacciones de oxidación.
En teoría, los procesos LOAI pueden operar hasta que la relación aire inyectado/ aceite producido (AOR) alcance el limite económico o cuando el contacto entre la corriente de aire y el aceite, no sea lo suficientemente prolongado para que la totalidad del oxígeno sea removido antes de alcanzar los pozos productores.
Cuando se inyecta aire en un yacimiento de petróleo, ocurren dos fenómenos simultáneamente: desplazamiento y oxidación del aceite. De acuerdo con la eficiencia del desplazamiento y la intensidad de la oxidación, cuatro tipos de procesos pueden ocurrir ( Turta y Singhal, 2001).
· Desplazamiento inmiscible de aire (IAF – Inmiscible Air Flooding) con altas temperaturas de oxidación.
· IAF con bajas temperaturas de oxidación.
· Desplazamiento miscible de aire (Miscible Air Flooding) con régimen de oxidación de altas temperaturas.
· MAF con bajas temperaturas de oxidación.
METODOLOGÍA DE PRIORIZACIÓN
Partiendo del hecho de que para el caso particular de la inyección de aire en crudo liviano el número de proyectos con información disponible del desempeño no alcanza para efectuar una correlación estadísticamente significativa con los parámetros de yacimiento, y menos aun considerando la incertidumbre asociada con cada valor reportado, se recomienda emplear la metodología propuesta por Niz-Velázquez et al. (2014) para la priorización y selección de los yacimientos de crudo liviano con mayor potencial para soportar un proceso de inyección de aire. En general la metodología plantea:
· Screening ponderado: Consiste en la clasificación cualitativa del grado de proximidad de un yacimiento respecto a los criterios de screening: Transmisibilidad (kh/µ), Concentración de aceite (Soφ), Temperatura inicial y profundidad (Tabla 1). El yacimiento que cumpla a cabalidad con los criterios tendrá un total de 10 puntos.
· Grado de Similitud – Analogías: Esta etapa se realiza con el objetivo de determinar el grado de similitud de un yacimiento candidato respecto a yacimientos con aplicación exitosa de LOAI (Tabla 2), analizando estadísticamente ocho propiedades y clasificándolas según corresponda en tres categorías así: alta similitud (1.0), similitud intermedia (0.5), baja similitud (0.0). Un yacimiento podrá obtener un máximo de 8 puntos.
Posterior a la implementación del screening ponderado y la evaluación del grado de similitud sobre cada uno de los yacimientos estudiados, se consolida un ranking preliminar, que dará una primera aproximación sobre los yacimientos con mayor potencial para la aplicación de un proceso LOAI. En esta etapa es muy probable que varios yacimientos obtengan un mismo puntaje en el screening ponderado, por lo tanto el criterio de desempate será el grado de similitud más alto frente a uno de los yacimientos tipo.
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Tabla 1. Ponderación para la priorización por screening.
Concentración de aceite 2.5 0.08 – 0.12 0.33 0.12 – 0.17 0.67 > 0.17 1.0
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Priorización por simulación numérica: Luego de construir el ranking preliminar, se procede a priorizar mediante el uso de la simulación numérica. La simulación numérica requiere de una mayor cantidad de datos que el screening binario. Además, el simular un proceso de inyección de aire en crudos livianos puede llegar a ser muy complejo, si se incluyen efectos térmicos, cinéticos, composicionales y/o de cambio de presión. Por lo tanto, para la priorización de los yacimientos con potencial para la implementación de LOAI basta con la evaluación de efectos físicos de primer orden, inyectividad (modelos 1D) y la estabilidad del desplazamiento inmiscible teniendo en cuenta los efectos de la segregación gravitacional (modelos 2 D ).
Tabla 3. Yacimientos Candidatos a la implementación de un proceso LOAI.
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Yacimiento Yacimiento Yacimiento Yacimiento Parámetro A B C D |
|
Profundidad, ft 6900 9700 6800 8300 |
Presión, psi 1580 2400 1470 3500
|
Transmisibilidad, mD-ft/cP |
3150 |
16000 |
335 |
12000 |
|
Gravedad API |
30 |
31 |
21 |
27 |
|
Buzamiento, ° |
- |
12.5 |
37.5 |
5 |
|
Temperatura, °F |
207 |
230 |
143 |
204 |
|
Concentración de Aceite |
0.18 |
0.09 |
0.10 |
0.08 |
|
Espesor neto, ft |
15 |
36 |
105 |
35 |
APLICACIÓN DE LA
METODOLOGÍA DE PRIORIZACIÓN
En esta sección se presentan los resultados obtenidos tras la implementación de la metodología de priorización propuesta por Niz-Velásquez et al. (2014), sobre un grupo de cuatro yacimientos hipotéticos cuyas propiedades son presentadas en la Tabla 3.
Priorización por screening ponderado y grado de similitud
Según lo presentado en la sección anterior y lo descrito por Niz-Velásquez et al. (2014), se aplicó el screening
ponderado sobre la información de los yacimientos presentados en la Tabla 3, encontrando que el Yacimiento A con base en los criterios de screening es el que presenta las mejores características para la implementación de un proceso de LOAI (Tabla 4).
Considerando que no hubo puntajes iguales en la etapa de priorización por screening ponderado, no sería necesario evaluar el nivel de similitud de los yacimientos bajo estudio frente a los yacimientos tipo. Sin embargo, en la Tabla 5 se presenta el grado de similitud de cada uno de los yacimientos respecto a los yacimientos tipo. En ella se aprecia claramente, que los cuatro yacimientos estudiados se asemejan en mayor medida al yacimiento Tipo 3 que corresponde a un yacimiento con valores moderados de transmisibilidad y presión. Finalmente, la Tabla 6 presenta el consolidado con priorización por screening ponderado y grado de similitud.
Tabla 4. Resultados aplicación screening ponderado.
|
Parámetro |
Yacimiento Yacimiento Yac A B |
imiento Yac C |
imiento D |
|
Transmisibilidad, kh/µ |
1.5 1.5 |
3.0 |
1.5 |
Concentración de
2.5 0.83 0.83 0.83 aceite
|
Espesor < 66 ft neto, ft >66 ft |
2.0 - |
2.0 - |
- 1.0 |
2.0 - |
|
Temperatura inicial, °F |
1.5 |
1.5 |
0.5 |
1.0 |
|
Profundidad, ft |
0.5 |
1.0 |
0.5 |
1.0 |
|
Total |
8.0 |
6.83 |
5.83 |
6.33 |
Tabla 5. Grado de similitud de los yacimientos evaluados respecto a los yacimientos tipo.
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|
TIPO 2 TIPO 1 TIPO 3 Brea-Olinda, Williston Heidelberg, May-Libby, Basin Sloss Fosterton |
TIPO 4 West Hackberry |
|
Yacimiento A |
2.5 4.0 5.5 |
3.0 |
Yacimiento B 3.5 2.0 3.5 3.5
|
Yacimiento C |
2.0 |
3.0 |
4.0 |
2.0 |
|
Yacimiento D |
2.5 |
2.0 |
4.5 |
4.0 |
Tabla 6. Consolidado priorización por screening ponderado y grado de similitud.
|
Prioridad |
Yacimiento |
Puntaje Screening |
Yacimiento Análogo |
Grado de similitud |
|
1 |
Yacimiento A |
8.0 |
Tipo 3 |
5.5 |
2 Yacimiento B 6.8 Tipo 3 3.5
|
3 |
Yacimiento D |
6.3 |
Tipo 3 |
4.5 |
4 Yacimiento C 5.8 Tipo 3 4.0
Priorización por simulación numérica
En la priorización por simulación numérica conceptual se busca evaluar la inyectividad, estabilidad y el factor de recobro de un proceso de inyección de gas inmiscible. Para ello se usan modelos de simulación 1D y 2D. Para la construcción de los diferentes modelos de simulación se requiere: información PVT, curvas de permeabilidad relativa y propiedades promedio del yacimiento. Estas propiedades son presentadas en la sección de anexos.
Ranking de inyectividad
Para evaluar la inyectividad de los campos candidatos a LOAI se construyeron modelos 1D (Figura 2), con un espaciamiento entre el pozo inyector y productor de 1000 metros, 500 metros de ancho y el espesor reportado en la Tabla 3. Se estableció un tiempo de simulación de 10 años y se consideraron dos escenarios: En el primero se inyectó aire a una presión de 400 psia por encima de la presión actual del yacimiento y en el segundo 1000 psia por encima. Lo anterior se realizó con el objetivo de evaluar el efecto de la re-presurización.
Como parámetros de control en el pozo productor se consideraron BHP mínima igual a la presión actual del yacimiento y un máximo Draw Down de 200 psia. En el pozo inyector los parámetros de control fueron una BHP máxima (400 psia o 1000 psia por encima de la presión actual del yacimiento según el caso) y la tasa máxima de inyección de gas 1 MMSCF (en todos los modelos el gas inyectado fue Nitrógeno).
Figura 2. Esquema modelo 1D para evaluar la inyectividad.
Para definir el número de celdas óptimo se realizaron corridas con modelos de diferentes tamaños (300, 500, 800, 1000 celdas), determinando que el número óptimo de celdas sería aquel en el que los resultados arrojados por el simulador no variaran significativamente con respecto a un modelo de menor tamaño. En la Tabla 7 se presenta el numero óptimo de celdas para cada modelo 1D.
Tabla 7. Número óptimo de celdas modelos 1D.
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Yacimiento |
Número óptimo de celdas |
|
Yacimiento A |
500 |
|
Yacimiento B |
1000 |
|
Yacimiento C |
800 |
|
Yacimiento D |
1000 |
En las Tablas 8 y 9, se presentan los rankings de inyectividad con y sin efecto de re-presurización. Se reporta el volumen inyectado a condiciones de yacimiento por pie de formación, para evitar darle ventaja a los yacimientos con espesores grandes. En estas dos tablas se ve claramente que el yacimiento con las mejores condiciones de inyectividad es el Yacimiento A, considerando su bajo espesor, la relativamente baja presión del yacimiento y su alta transmisibilidad.
Tabla 8. Ranking inyectividad con efectos de represurización.
|
Prioridad |
Yacimiento |
Gas inyectado acumulado @ 10 años, MMCF |
Gas inyectado, MMCF/ft |
|
1 |
Yacimiento A |
29.07 |
1.94 |
2 Yacimiento D 30.55 0.87
|
3 Yacimiento B |
26.51 |
0.74 |
|
4 Yacimiento C |
2.01 |
0.02 |
Tabla 9. Ranking inyectividad sin efectos de represurización.
|
Prioridad |
Yacimiento |
Gas inyectado acumulado @ 10 años, MMCF |
Gas inyectado, MMCF/ft |
||
|
1 |
Yacimiento A |
29.07 |
1.94 |
||
|
2 Yacimiento D |
31.33 |
0.90 |
|||
|
3 Yacimiento B |
28.42 |
0.79 |
|||
|
4 Yacimiento C |
2.55 |
0.02 |
|||
Ranking de estabilidad
Para evaluar la estabilidad se construyeron modelos 2D con celdas de 1 metro de espesor y se consideraron los mismos parámetros de control que en el modelo 1D sin re-presurización. El ranking se construyó con los volúmenes porosos inyectados hasta el tiempo de irrupción (Tabla 10). Nuevamente, el Yacimiento A presenta los mejores resultados, esta vez como resultado de su espesor, ya que al tener un espesor de formación más delgado que los demás yacimientos, además de unas buenas condiciones de transmisibilidad reduce significativamente los efectos producidos por el fenómeno de segregación gravitacional
Ranking de Factor de Recobro
Como lo sugiere Niz-Velásquez et al. (2014) en su metodología se construyó un ranking absoluto con el factor de recobro a un tiempo de corte estipulado (10 años). Para la construcción de dicho ranking se tomaron los resultados del modelo 2D, encontrando que los yacimientos A y D son quienes tienen la mejor eficiencia de recuperación mediante el desplazamiento inmiscible de gas.
Con base en lo observado tras la construcción de cada uno de los rankings para la priorización de yacimientos candidatos al proceso LOAI, se identifica claramente que para el caso de estudio presentado el Yacimiento A es el que reúne las mejores condiciones para la implementación del proceso. Sin embargo, no se puede olvidar que la metodología implementada no tiene en cuenta efectos térmicos, composicionales o cinéticos; por lo tanto, posterior a la selección del yacimiento candidato y antes de implementar el proceso a escala de campo es necesario estudiar estos fenómenos a escala experimental y numérica.
Tabla 10. Ranking de estabilidad del desplazamiento inmiscible.
|
Vol Prioridad Yacimiento |
úmenes Porosos Tiempo de Inyectados irrupción, días |
|
|
1 Yacimiento A |
0.068 |
90 |
|
2 Yacimiento D |
0.047 |
92 |
|
3 Yacimiento C |
0.020 |
1647 |
|
4 Yacimiento B |
0.018 |
31 |
Tabla 11. Ranking de Factor de Recobro.
|
Prioridad |
Yacimiento |
Factor de Recobro @ 10 años , % |
|
1 |
Yacimiento D |
35 |
2 Yacimiento A 22
|
3 |
Yacimiento B |
11 |
4 Yacimiento C 6
CONCLUSIONES
La metodología propuesta por Niz-Velásquez et al. (2014) se constituye en una herramienta sencilla para la priorización de yacimientos de crudo liviano con buenas características para la inyección de aire, sin la ejecución de estudios experimentales y/o la realización de estudios de simulación numérica robustos. No obstante, previo a la implementación de la técnica en campo se debe estudiar el proceso a escalas experimental y numérica.
AGRADECIMIENTOS
Los autores agradecen a Ecopetrol S.A. por permitir la publicación de este documento.
REFERENCIAS
1. Greaves, M., Ren S. R. y Rathbone, R. (1998). Air Injection Technique (LTO Process) for IOR from Light Oil Reservoirs: Oxidation rate and displacement studies. SPE 40062 presentado en SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Estados Unidos.
2. Hughes,
B. L. y Sarma, H. K. (2006). Burning
Reserves for Greater Recovery? Air Injection Potential In Australian Light Oil
Reservoirs. SPE 101099 presentado en SPE
Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Adelaide, Australia.
3. Montes, A. R., Gutierrez, D., Moore, R. G., Mehta,
4. S. A. y Ursenbach, M. G. (2010). Is HighPressure Air Injection (HPAI) Simply a FlueGas Flood?. Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 49 (2) p. 57 – 63.
5. Niz-Velásquez,
E., Trujillo, M. L., Delgadillo, C. y Padilla, J. (2014). A Methodology for Screening and Ranking of
Reservoirs for Light Oil Air Injection Implementation. SPE 169951 presentado en SPE Biennial Energy Resources Conference,
Port of Spain, Trinidad & Tobago.
6. Turta, A. T. y Singhal, A. K. (2001). Reservoir Engineering Aspects of Light-Oil Recovery by Air Injection. SPE Reservoir Evaluation & Engineering.
ANEXOS
Tabla 11. Características del Yacimiento A
|
Propiedad |
Valor |
|
Tope de la formación [ft] |
6900 |
|
Espesor [ft] |
15 |
|
Temperatura [ºF] |
207 |
|
Presión inicial [psi] |
1580 |
|
Presión de burbuja [psi] |
47 |
|
Permeabilidad i,j [md] |
2500 |
|
Permeabilidad k [md] |
250 |
|
Porosidad [%] |
25 |
|
Saturación de aceite [%] |
75 |
|
Saturación de agua [%] |
25 |
|
Gravedad del aceite [ºAPI] |
29.6 |
|
Buzamiento [°] |
0 |
Tabla 12. Características del Yacimiento B
|
Propiedad |
Valor |
|
Tope de la formación [ft] |
9700 |
|
Espesor [ft] |
36 |
|
Temperatura [ºF] |
230 |
|
Presión inicial [psi] |
2400 |
|
Presión de burbuja [psi] |
2425 |
|
Permeabilidad i,j [md] |
120 |
|
Permeabilidad k [md] |
12 |
|
Porosidad [%] |
13 |
|
Saturación de aceite [%] |
70 |
|
Saturación de agua [%] |
9 |
|
Gravedad del aceite [ºAPI] |
30.7 |
|
Buzamiento [°] |
12.5 |