DOI: http://dx.doi.org/10.18273/revion.v30n2-2017006
Artículos de Investigación Científica y Tecnológica
Evaluación
de la influencia de los gases de combustión en procesos de inyección continua
de vapor utilizando generadores de vapor en fondo
Evaluation
of the influence of combustion gases in steamflooding process using downhole
steam generators
Avaliação
da influência dos gases de combustão nos processos de injeção de vapor usando
geradores de vapor de poço
Ana Paula Villaquirán Vargas 1
Astrid Xiomara Rodríguez Castelblanco 1
Samuel Fernando Muñoz Navarro 1
1 Grupo de Investigación Recobro Mejorado. Escuela de
Ingeniería de Petróleos. Universidad Industrial de Santander (UIS), Cra. 27
Calle 9, Bucaramanga, Colombia.
*ana.paula.villaquiran.vargas@gmail.com
o grm@uis.edu.co
Resumen
Son numerosas las teorías que
circundan los generadores de vapor en fondo, algunas son alentadoras y otras
tratan de opacar el desarrollo de la tecnología; en el presente trabajo se
analizaron los tipos de generadores de vapor en fondo, así como su
funcionamiento básico, se indicaron ventajas y desventajas de las herramientas
en fondo, comparándolas con las ubicadas en superficie. Con base en la literatura, se realizaron
hipótesis sobre el efecto de los gases producto de la combustión y
posteriormente, se construyó un modelo conceptual de simulación para comprobar
o refutar los planteamientos anteriores. A pesar de que el gas no condensable
que se encontraba en mayor proporción, con combustible aire, era el nitrógeno,
distinguido por poseer altas presiones mínimas de miscibilidad, se pudo
evidenciar que el efecto de los gases emitidos al yacimiento por el generador
en fondo, era de tipo miscible, incrementando el factor de recobro en
aproximadamente un 30% en comparación con un generador convencional. Los buenos resultados obtenidos son un índice
de que es necesario continuar con las investigaciones y progreso de los
generadores de vapor en fondo, hasta encontrar la herramienta y la fórmula de
uso adecuada.
Palabras clave: inyección de vapor, generadores de vapor en fondo, DSG, modelo conceptual, simulación de yacimientos,
gases de combustión.
Abstract
There are numerous theories around the
downhole steam generators, some are encouraging and others try to overshadow
the development of technology, this paper has a review of the types of downhole
steam generators and its basic functioning, also is presented some advantages
and disadvantages of the technique comparing them with those located on the
surface. Based on the literature, hypotheses about the effect of the combustion
product gases were performed and subsequently a conceptual simulation model was
built to prove or disprove the above approaches. It was determined that the
effect of the exhaust gases is characterized in the reservoir for an miscible
process. Good results are an indication that it is necessary to continue
researching and making efforts, to find the appropriate tool and its best
formulation.
Keywords: steam injection, downhole steam generator, DSG, conceptual
model, reservoir simulation, combustion gases.
Resumo
Existem muitas teorias em
torno dos geradores de vapor de fundo de poço, algumas são alentadoras, mas
outras tentam obstruir o desenvolvimento desta tecnologia. Neste trabalho, foi
realizada uma revisão bibliográfica dos tipos de geradores de vapor de fundo,
bem como o seu funcionamento básico, indicando vantagens e desvantagens das
ferramentas de fundo em comparação com as localizadas na superfície. Com base
na literatura, foram desenvolvidas hipóteses sobre o efeito dos gases
provenientes da combustão e, posteriormente, foi construído um modelo de
simulação conceitual para verificar ou contradizer as abordagens anteriores.
Determinou-se que o efeito dos gases produzidos pela combustão do gerador no
reservatório está caraterizado pelo empuxo miscível, embora o gás não
condensável que esteja em maior proporção, com combustível de ar, é o
nitrogênio que se distingue por ter alta pressões mínimas de miscibilidade. Os
bons resultados obtidos indicam que é necessário continuar com as investigações
e o progresso dos geradores de vapor de fundo, até encontrar a ferramenta
juntamente com a fórmula de uso apropriada.
Palavras-chave:
steamflood, geradores de
vapor de fundo de poço, modelo conceptual de simulação, simulação de
reservatórios, gases de combustão.
Fecha
Recepción: 21 de abril de 2017
Fecha
Aceptación: 17 de agosto de 2017
Introducción
La
inyección de vapor ha sido empleada en yacimientos de crudos pesados, los
cuales son primordialmente someros. En la literatura datan distintas
profundidades límite o máximas, para implementar de manera efectiva este
método, la más conocida es de 3.000ft [1].
No obstante, es de vasto conocimiento la existencia de campos de crudo
pesado con profundidades mayores que requieren de un proceso térmico que
reduzca la viscosidad del aceite, como es el caso de Castilla, Quifa y
Chichimene en Colombia [2], campos donde habrían altas pérdidas energéticas
desde superficie hasta la cara del pozo si se implementara un método de recobro
de este tipo con un generador convencional, razón por la cual se plantea el uso
de generadores de vapor en fondo con el fin de reducir dichas pérdidas y poder
producir el petróleo más fácilmente.
Los
primeros generadores de vapor en fondo fueron creados en la década de los
setenta [3]; sin embargo, no fueron diseñados para estar dentro del pozo, sino
que simplemente se incorporaron a una herramienta existente, razón por la cual
presentaron ciertos problemas como corrosión de las líneas y la herramienta en
sí misma [4]. Con el tiempo se han perfeccionado los diseños, llegando a tener
mejores y más precisas herramientas. Dentro
de los generadores de vapor en fondo se encuentran los generadores de
combustión, los cuales presentan dos clasificaciones: Generadores de contacto
indirecto y contacto directo. Son precisamente estos últimos los de mayor uso,
y se caracterizan por su capacidad de inyectar los gases de combustión junto
con el vapor generado.
El fin de
la construcción de un modelo conceptual es el análisis y verificación del
efecto de los gases de combustión mediante la simulación como herramienta de
predicción.
Según la USGS (United States Geological Survey) más del
96% del petróleo pesado en el mundo proviene de profundidades superiores a
2.500 pies (Clasificación de Klemme); además, la recuperación térmica del
petróleo pesado que reside bajo permafrost, como es el caso de Ugnu en Alaska,
requiere un método de inyección de vapor que no afecte adversamente la
integridad de la capa congelada [3]. Por esta razón se han desarrollado
técnicas y tecnologías que puedan ser aplicadas en dichos rangos de profundidad
y ambiente, como lo es DSG (por sus siglas en inglés downhole steam generators).
En 1978, Sandia National Laboratories recibió
diferentes solicitudes para desarrollar un generador de vapor en fondo de pozo
que pudiera dar solución a las grandes pérdidas de energía por el recorrido del
vapor hasta formaciones profundas y los costos asociados a esto. Hart en 1982,
demostró que la implementación del DSG se vuelve económicamente más atractiva
en comparación con la generación de vapor en superficie que maneja tubería no aislada
[5]. Así mismo, Capper en 2011 realizó un estudio de SAGD (por sus siglas en
inglés Steam Assisted Gravity Drainage)
con DSG, mostrando que los gases de combustión provenientes de un generador de
fondo de contacto directo, tenían un efecto positivo en el proceso.
En 1980 se probó un DSG de
contacto directo en el campo Kern River, Bakersfield, CA, obteniendo un aumento
en la producción, una mejoría en el OSR (por sus siglas en inglés oil steam ratio) y una reducción en la
contaminación del aire. No obstante, el tiempo de vida de la herramienta fue
muy corto por problemas de corrosión [6]. Es por esto que un DSG requiere un
diseño especial que asegure un desempeño confiable durante la operación,
llevando a la industria petrolera a recurrir a desarrollos tecnológicos usados
por la NASA y la industria aeroespacial para el diseño de la cámara de
combustión del generador. Como un paso preliminar a la construcción de la
herramienta, se quiere probar que los gases de combustión producidos por el
generador de vapor no tengan un efecto adverso sobre la inyección continua de
vapor, sino que por el contrario, éstos sean de ayuda en la eficiencia del
proceso.
Generadores de vapor en fondo
Los
generadores de vapor en fondo fueron creados en la década de los setenta/ochenta
por empresas como la Sandia National
Laboratories, Phillips Petroleum, entre otras, con ánimo de dar solución a
ciertas limitaciones que tenían los equipos en superficie [4,7-9].
Dentro de
las ventajas más notables que tienen los DSG, se enuncia minimizar pérdidas de
energía en el recorrido de superficie y fondo, hasta la cara de la formación,
reducir el impacto ambiental ya que los gases de combustión pueden ser
inyectados a la formación, disminuyendo la contaminación del aire y
economizando gastos invertidos en lavadores que eliminen y controlen SOX y NOX; otra ventaja valiosa de los
generadores de vapor en fondo es su capacidad de operar a profundidades mayores
de tres mil pies, permitiendo recuperar un gran volumen de crudo pesado en el
mundo. Adicionalmente, los gases generados por la combustión ayudan al
mantenimiento de presión del yacimiento, esto es de gran importancia debido a
que se requieren altas presiones para que el aceite fluya hasta los pozos
productores.
Los DSG
pueden usarse en yacimientos offshore que
requieren de un proceso térmico para reducir la viscosidad del crudo, puesto
que el vapor generado con una máquina en superficie se condensaría muy rápido
debido a la columna de agua; además, los equipos convencionales ocupan mayor espacio
en la plataforma y necesitan de más facilidades de superficie, razón por la
cual un equipo en fondo resulta ser una alternativa atractiva [6,7].
Los generadores de vapor en fondo
reciben una clasificación de acuerdo al tipo de energía que usan para generar
calor. En la actualidad existen numerosos prototipos y patentes que van desde
generadores de combustión hasta generadores que usan energía nuclear o
electromagnética. Los primeros son los más comunes y los de interés en el
presente artículo. Algunas patentes son:
United States Patent Office
3’456.721 Julio 22, 1969. United States Patent 4’237.973 Diciembre 9, 1980. United States Patent 4’390.062 Junio
28, 1983.
Generadores de combustión
Los generadores de combustión son
aquellos que a través de la reacción química de un comburente (oxígeno) y un
combustible (propano, aceite in situ,
entre otros) generan calor para transformar el agua líquida en vapor. Para su
funcionamiento requieren de varias tuberías de alimentación: agua, combustible
y aire, razón por la cual son herramientas de gran complejidad en cuanto a su
instalación en el pozo y funcionamiento. Éstos a su vez se sub-clasifican en
generadores de contacto directo o de alta presión y de contacto indirecto o de
baja presión.
Generadores
de combustión de contacto directo. Son
herramientas tubulares cuyo ensamblaje consta de un atomizador, el cual controla la cantidad de combustible que
entra, con el fin de minimizar el tiempo de combustión; un quemador, situado en
el extremo superior de la herramienta, donde el aire es debidamente mezclado
con las gotas de combustible para generar una reacción de combustión estable
que calentará el agua que se inyecta desde las paredes laterales de la cámara y
se pone en contacto con los gases y la llama que sale del quemador; un
mezclador, donde el agua se combina uniformemente con los productos de la
combustión, y un vaporizador, cuya función es proporcionar un tiempo de
residencia suficiente para alcanzar la evaporación completa del agua [8]. La
característica más representativa de esta clase de generadores es que los gases
de combustión se mezclan con el vapor que va a ser inyectado a la formación y
salen por el extremo inferior de la herramienta que se encuentra abierto.
Generadores de combustión de contacto indirecto. Tienen un
funcionamiento similar a los generadores de combustión de contacto directo; su
diferencia radica en que los gases de combustión no se mezclan con el vapor,
puesto que los primeros retornan a superficie por medio de una tubería.
El generador
es alimentado con aire y combustible a través de dos tuberías que llegan a la
cámara de combustión, donde luego reaccionarán liberando la energía necesaria
para evaporar el agua. El agua ingresa al equipo por una tubería externa a la
cámara de combustión, y simultáneamente, gracias al calor de los gases de
combustión, ocurre un intercambio de calor de forma que el agua pasa a fase
vapor. Finalmente, los gases de combustión salen por una tubería ubicada en la
parte superior del generador y llegan a superficie, mientras que el vapor sale
por la parte inferior del equipo [6]. En
la Figura 1 se ilustran las partes fundamentales de un generador de vapor de
contacto directo e indirecto. Los generadores de vapor en fondo presentan
ciertas restricciones, entre ellas el diámetro de la herramienta, que está
limitado al diámetro del casing de
producción. A partir de esto, cada DSG es único y diseñado especialmente para
cubrir los requerimientos del pozo en el que se ingresará la herramienta.
Otra condición, aunque más
pertinente para el caso de un generador de contacto directo, es que la presión
de la unidad debe estar 300psi por encima de la presión de yacimiento, para que
los gases de escape penetren en la formación; de igual modo, la potencia de
salida de la unidad es un parámetro importante y se recomienda ser de al menos
7MMBTU/h (millones de BTU por hora), para que la estimulación sea efectiva.
Este valor se alcanza con cámaras de combustión de turbinas de gas [7,8].
Figura 1. Partes elementales
de un DSG de contacto directo e indirecto.
Fuente. Schirmer R., Eson
R., “A Direct Fired Downhole Steam Generator – From design to field test”,
SPE-Phillips Petroleum, 1985. Nguyen, D., Singh, S., Wong, S., “The commercial
viability and comparative economics of downhole steam generators in Alberta.”,
Alberta Research Council, JCPT, 1988 – Modificado por Autores.
En diferentes
pruebas y pilotos realizados con generadores de vapor en fondo, se han
detectado problemas de corrosión en la herramienta y en las líneas, por lo que
el mantenimiento y el control en la ejecución del proceso es de orden
imperativo [8,10]. En la Figura 2, se muestra el posicionamiento de un DSG en
el tubing, y algunos requerimientos y
recomendaciones que se sugieren en la implementación de la herramienta, como el
uso de aislantes y aditivos especiales en la lechada de cemento, puesto que la
herramienta se encuentra trabajando a altas temperaturas y la integridad del
pozo se puede ver comprometida.
Figura 2. Vista general de un generador de vapor en fondo.
Gases de combustión
Normalmente,
los combustibles que se usen en el generador condicionarán los productos de las
reacciones de combustión. Los combustibles más comunes son el diésel y el
propano, aunque también se usan combustibles gaseosos más elementales como el
metano.
Así
mismo, la reacción de combustión dependerá básicamente del diámetro de la herramienta
ya que en un diámetro limitado, el oxígeno disminuye, predominando las
reacciones de combustión incompletas. Algunos gases que se encuentran a la
salida del generador son el dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2),
monóxido de carbono (CO), oxígeno (O2), y vapor de agua (H2O).
De acuerdo al gas predominante, el
efecto en el yacimiento será diferente. Cuando se usa un generador de contacto
directo, se observa el frente de gases (CO2 y N2
fundamentalmente) que se mueve delante del frente de vapor, tal como lo ilustra
la Figura 3. Si el dióxido de carbono, alcanza la presión mínima de
miscibilidad (PMM) la cual se define como la presión más baja a la cual se
puede alcanzar la miscibilidad sea a primer contacto o al multicontacto a
temperatura y composición constantes, se disolverá en el aceite reduciendo la
viscosidad del mismo, reafirmando la acción del vapor, y mejorando también
otras propiedades del crudo. Como las fuerzas viscosas son de menor magnitud,
por la acción previa del CO2, el frente de vapor será eficiente puesto que no
pierde mucha energía en su recorrido y la cantidad de agua condensada será
menor. La combinación de vapor y gases de combustión modifica el perfil de
inyección, ya que a medida que se disuelve y difunde el CO2 en el crudo, el vapor
tendrá un mayor radio de calentamiento. [3,11,12]
Figura 3. Inyección de vapor
con un generador de vapor en fondo
Fuente. Castrogiovanni A.,
“Benefits and Technical Challenges of Downhole Steam Generation for Enhanced
Oil Recovery”, SPE, 2011 – Modificado por Autores.
Si el CO2 no alcanza la PMM
se comportará de forma inmiscible, al igual que el N2, que tiene
presiones mínimas de miscibilidad elevadas (superiores a los 5.000psi [13]), En
condiciones inmiscibles existe recuperación de aceite por hinchazón y
vaporización limitada del gas; no obstante, el mecanismo predominante es de
desplazamiento por empuje.
Modelo conceptual de simulación
El
presente modelo conceptual se construyó en el software STARS de la compañía
CMG® (Computer Modelling Group Ltd.)
y se realizó con el fin de comprobar o refutar numerosas hipótesis que se han
creado en torno al efecto de los gases producto de la combustión de un DSG.
Para la
creación del modelo se escogió un grid cartesiano
tridimensional con un tamaño de 10 acres, discretizado en 50 celdas en la
dirección i y j, y 18 celdas en la dirección k.
El modelo es totalmente
homogéneo, y presenta un espesor de arena neto de 90 ft. Las propiedades
petrofísicas se muestran en la Tabla 1, al igual que las propiedades térmicas
de la roca y los fluidos del modelo, ya que se representará un proceso térmico
de inyección continua de vapor [14]. En cuanto a las propiedades de los fluidos
del yacimiento, se creó un PVT (presión, volumen específico y temperatura)
sintético con valores característicos de un aceite negro, las cuales también se
muestran en la Tabla 1.
Para modelar correctamente
el comportamiento del fluido a valores de presión mayores a la presión de
burbuja, se escogieron las correlaciones de Vázquez & Beggs y Kartoatmodjo
& Schmidt, mostradas en las Ecuaciones 1 y 3, para corregir la viscosidad
del aceite y el factor volumétrico de formación del aceite respectivamente
[15].
Conociendo el valor de viscosidad a
condiciones de yacimiento, 1.000cP, y el valor al cual se querían generar
datos, se construyeron las gráficas a partir del punto de burbuja para que
éstas fueran funciones continuas.
Tabla 1. Propiedades del Modelo de Simulación.
Donde,
μo=
Viscosidad del aceite, cP μb= Viscosidad del
aceite en el punto de burbuja, cP
P=
Presión, psi
Pb= Presión de burbuja, psi
Donde,
Bob =
Factor volumétrico de formación del aceite en
el punto
de burbuja, RB/STB
Bo =
Factor volumétrico de formación del aceite,
RB/STB
T=
Temperatura, °F
Co =
Compresibilidad del aceite, psi-1 Rsb= Relación de gas disuelto en aceite, SCF/STB ɣgc= Gravedad específica del gas, Adimensional ɣo= Gravedad específica del aceite, °API
P=
Presión, psi
Pb= Presión de burbuja, psi
La construcción de las curvas de
permeabilidad relativa se realizó con end
points a través de la correlación de Hirasaki, mostrada en las Ecuaciones 6
y 7. En la Figura 4 se muestra la gráfica de permeabilidad relativa agua –
aceite, la cual describirá el movimiento de los fluidos en el medio poroso y en
la que se distingue un sistema mojado por agua. Para la configuración de los
pozos, se utilizó un arreglo de cinco puntos invertidos, como se muestra en la
Figura 5, que encierra un área de 5 acres. El constraint usado para este tipo de pozos fue una BHP (bottom hole pressure) de 200psi.
Donde,
Krw=
Permeabilidad relativa del agua, mD
Kro=
Permeabilidad relativa del aceite, mD
Krw
(Sor) = Permeabilidad relativa del agua a condiciones de saturación de
aceite residual, mD Kro (Swirr)= Permeabilidad relativa del aceite a
condiciones de saturación de agua irreducible, mD Sw= Saturación de agua, adimensional
Swc= Saturación de agua crítica, adimensional
Sor= Saturación de aceite residual, adimensional
No,Nw= exponentes de Hirasaki
Figura 4. Permeabilidad relativa agua – aceite.
Con el
fin de tener resultados valederos, previo a la inyección de vapor, se debe
ajustar el modelo de simulación. La producción primaria del yacimiento se
simuló por 3 años, desde el 2015 hasta el 2018, debido a que el modelo
presentaba una rápida caída de presión, característica propia de un aceite pesado.
Adicionalmente, como reflejo de la baja cantidad de aceite producido se obtuvo
un factor de recobro bajo, de aproximadamente 3,3%,
un valor lógico cuando el único mecanismo de producción es la
expansión de roca y los fluidos.
Para la
simulación del proceso térmico, se plantearon tres escenarios: el primero fue
la implementación de un proceso de inyección continua de vapor con un generador
en superficie; debido a que la profundidad del yacimiento es de 2.500ft, la
calidad del vapor usada fue de 60%. En el segundo caso se aumentó la calidad
del vapor hasta un valor de 85%, dato que puede ser logrado con un generador de
vapor en fondo de contacto indirecto. Finalmente, el tercer caso simulado fue
el DSG de contacto directo (calidad de vapor 85% más los gases de salida
producidos en la combustión del generador); la proporción de los gases de
salida del generador, y por tanto entrada a la formación fueron: Vapor 62%,
Nitrógeno 32%, Dióxido de Carbono 5%, Oxígeno 1% [7].
En los tres casos se usó
una temperatura de inyección de 590°F acorde con la presión de inyección de
1.300psi; adicionalmente, la tasa de inyección escogida fue de 675bbl/d [1].
Figura
5. Modelo de Simulación: posición de los pozos.
Resultados
de la simulación
A
continuación, se muestran los resultados comparativos de los tres casos
simulados, en cuanto producción de aceite, factor de recobro y efecto de los
gases de combustión.
En la
gráfica ilustrada en la Figura 6, se aprecia un aumento considerable en la
producción de aceite, cuando se usa un DSG de contacto directo, con una
respuesta casi inmediata, comprobando que sí hay un efecto favorable de los
gases de combustión sobre el aceite in
situ.
La Figura
7 muestra las curvas del factor de recobro, relacionadas directamente con las
curvas de aceite producido; en éstas se puede apreciar que no hay una
diferencia representativa entre la curva de un DSG de contacto indirecto con
una calidad de 85%, y un generador ubicado en superficie con calidad de 60%; si
el modelo conceptual tuviese una profundidad mayor a la limitante en un proceso
de vapor, habría una diferencia más significativa debido a las pérdidas de
calor en pozo; el mayor factor de recobro se alcanza con un DSG de contacto
directo, llegando a valores de 63%. A
pesar de que el gas no condensable que se encontraba en mayor proporción era el
nitrógeno, caracterizado por sus altos valores de PMM, se graficó el cambio de
la viscosidad del aceite para el caso de un generador de vapor de contacto
directo con comburente aire, y un generador de vapor de contacto indirecto, con
el fin de determinar la existencia de miscibilidad gracias al cambio de
viscosidad y corroborar el efecto de los gases de combustión.
Se
encontró que sí hubo miscibilidad entre los gases de combustión del generador
de vapor en fondo y el aceite de yacimiento; estos gases además tienen un
efecto benéfico, ya que controlan el avance del frente de vapor como se muestra
en las Figuras 8 y 9, en la capa superior del modelo. Para un tiempo posterior,
el conjunto gases – vapor, se ha propagado de forma más eficiente que el caso
comparativo de sólo vapor, como se ilustra en las Figuras 10 y 11, corroborando
que, por la acción de los gases, el frente de vapor es más estable y tiene una
mejor eficiencia de barrido areal [12,16,17].
Figura
6. Producción de aceite contra tiempo.
Figura 7. Factor de recobro de aceite contra tiempo.
Figura 8. Viscosidad del crudo
con un generador de contacto directo: tiempo 2016 -07-01.
Figura 9. Viscosidad del crudo con un generador de contacto indirecto:
tiempo 2016 -07-01.
Figura 10. Viscosidad
del crudo con un generador de contacto directo: tiempo 2022 -01-01.
Figura
11. Viscosidad del crudo con un generador de contacto indirecto:
tiempo 2022 -01-01.
Conclusiones
En el estudio de simulación realizado
se concluyó que el efecto que tienen los gases producto de la combustión de un
generador en fondo en la recuperación de aceite es favorable, y que la
inyección continua de vapor se puede optimizar mediante el uso de un DSG,
porque éste inyecta gases como el CO2 y el N2, que
permiten que el frente de vapor sea más eficiente. Con base en estos estudios
se abre una serie de oportunidades de investigación como el diseño de un
generador de vapor en fondo de pozo, la adecuación del pozo para dicho proceso
y la evaluación técnica y económica de su implementación.
Factores
de conversión
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Cita: Villaquirán Vargas AP, Rodríguez Castelblanco AX, Muñóz Navarro
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