vapex technology in heavy oil recovery.. pdf

Métodos de Recobro VAPEX

2013

SEMINARIO METODOS DE RECOBRO

TECNOLOGÍA VAPEX

(VAPOR ASSISTED PETROLEUM EXTRACTION)

PRESENTADO POR:

OSCAR MENDIVELSO

JOHANA QUIROGA

DEISSY JOHANNA BALLESTEROS R.

PRESENTADO A: M.S JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE

UNIVERSIDAD INDUSTRIA DE SANTANDER

FACULTAD FÍSICO-QUÍMICA

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

BUCARAMANGA

2013


2013

TABLA DE CONTENIDO

OBJETIVOS

INTRODUCCION

DEFINICION GENERAL

ETAPAS DEL PROCESO

FUNDAMENTOS DEL METODO

DESCRIPCION DEL METODO

MECANISMOS QUE INTERVIENEN DURANTE EL PROCESO VAPEX

VENTAJAS

DESVENTAJAS

CARACTERISTICAS DEL PROCESO VAPEX

ESTUDIOS A NIVEL DE LABORATORIO

APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL

VAPEX vrs SAGD

FACTORES AMBIENTALES

APLICACIÓN

VAPEX VS SAGD

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFIA


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OBJETIVOS

Conocer la metodología y técnicas de aplicación involucradas en el proceso

de recobro mejorado, VAPEX.

Estudiar los principios físicos y fundamentación teórica en la cual se basa el

método VAPEX (Vapor Assisted Petroleum Extraction).

Identificar las ventajas y desventajas que presenta la aplicación del método

de recobro VAPEX.

Revisar las aplicaciones en campo donde se ha empleado la metodología

VAPEX y conocer el resultado de los proyectos desarrollados.


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INTRODUCCIÓN

Debido al agotamiento de las reservas de crudos livianos en el mundo, se ha

hecho necesario buscar alternativas para poder extraer crudos pesados y extra

pesados, ideando nuevas formas de recuperación de la importante porción de este

tipo de crudo que se encuentra en el subsuelo y cuya extracción cada día se hace

más necesaria.

El uso de los métodos convencionales de recuperación de crudos pesados y extra

pesados requiere de una fuerte inversión, ya que presentan viscosidad muy alta y

baja movilidad a la temperatura del yacimiento. Es, entonces, conveniente reducir

la viscosidad del petróleo.

VAPEX es un proceso no térmico, el cual es similar al SAGD solo que en este

proceso se inyectan solventes hidrocarburos en fase gaseosa (etano, propano o

butano, o una combinación de éstos) en lugar de vapor. Los solventes se mezclan

en el aceite y reducen su viscosidad. Esto permite que el aceite fluya al pozo

inferior.El proceso VAPEX es un método de recuperación prometedora desde su

invención en 1991 por el Dr. Roger Butler

La aplicabilidad del proceso Vapex puede incluso superar SAGD en depósitos

finos, embalses sustentada por acuífero, las operaciones en alta mar, etc. Algunos

resultados experimentales, el análisis teórico y los viabilidad de este proceso de

implementación en el petróleo pesado y se presentarán depósitos de betún.

Para la recuperación de petróleo pesado y bitumen, que sufren de sus inherentes

desventajas. Procesos de vapor se vuelven más difíciles de operar en un depósito

delgado, donde las pérdidas de calor a la base y hacen que la roca sello vapor /

petróleo prohibitivo. En depósitos que contienen la hinchazón arcillas, la

condensación in situ de vapor puede causar la permeabilidad severa daños cerca

del pozo de producción.


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A. DEFINICIÓN GENERAL

Método no térmico de producción de petróleo pesado. De concepto similar a

SAGD, en extracción con vapor se utiliza un vapor solvente para reducir la

viscosidad del petróleo pesado. El vapor solvente inyectado expande y diluye el

petróleo pesado por contacto. El petróleo pesado diluido se drena por gravedad

hacia el pozo horizontal inferior para su producción.

B. FUNDAMENTOS DEL METODO

El proceso consiste en la inyección de solventes de hidrocarburos livianos tales

como: Etano, Propano, Butano, etc.

Estos solventes, al ser hidrocarburos, se disuelven con los hidrocarburos que les

son afines y, para el caso particular de los hidrocarburos pesados o bitúmenes,

modifica las propiedades de los dos fluidos iniciales para compartir la

caracterización de la mezcla resultante, mejorando las propiedades del

hidrocarburo que se desea extraer y facilitando la extracción en sí.

Los asfáltenos que componen el hidrocarburo pesado son insolubles al solvente

inyectado. En consecuencia, los asfáltenos se precipitaran y se obtendrá un crudo

mejorado, mezclado con el aceite. Como el solvente es volátil a condiciones

ambientales, cuando la mezcla llega a la superficie, se puede separar fácilmente el

aceite del solvente, y este ultimo puede ser reciclado para continuar el proceso

VAPEX.

El proceso VAPEX (extracción de vapor) por lo general requiere de un arreglo de

pozos horizontales uno encima del otro, con un espaciamiento de

aproximadamente 16 ft. El solvente es inyectado en el pozo horizontal superior y

este se difunde en el petróleo pesado o bitumen, diluyéndolo, y, al final,

reduciendo su viscosidad para permitirle drenar por gravedad al pozo de


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producción horizontal inferior, debido al cambio de movilidad del crudo. Las

condiciones de operación son controladas con el objetivo de mantener el solvente

en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para así aumentar al

máximo los efectos de dilución del solvente.

El solvente inyectado forma una cámara de vapor en el pozo inyector, la cual

tiende a crecer hacia niveles superiores y a los lados, aumentando, con el tiempo,

el área efectiva de contacto entre el solvente y el crudo del yacimiento.

FIGURA 1 - Cámara de vapor formada por el solvente inyectado

Fuente: Modificado de “Almanza Ortiz Diana Carolina, Pulido Maria Angelica

“CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA

EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE

NO CONVENCIONAL DE PETRÓLEO” 2009.”


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C. ETAPAS DEL PROCESO

a. Inyección del solvente

b. Dilución del solvente con el crudo

c. Formación de la cámara de vapor

d. Drenaje del crudo por efecto de la gravedad

FIGURA 2 - Drenaje gravitacional del crudo

FUENTE: http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z-

2636/Publico/parte_01.pdf

D. DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO

El proceso VAPEX (Vapor Assisted Petroleum Extraction) por lo general usa un

par de pozos horizontales uno encima del otro (separados aproximadamente 16ft)

y también desplazados horizontalmente. Este proceso utiliza un solvente de

hidrocarburo liviano en el rango de propano y butano (o alguna combinación de


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hidrocarburos livianos) inyectado en el pozo horizontal superior. El solvente se

difunde en el petróleo pesado o bitumen diluyéndolo y, al final, reduciendo su

viscosidad (upgraded oil) para permitirle drenar por gravedad al pozo de

producción horizontal inferior. La tasa de producción está directamente

relacionada con la reducción de la viscosidad la cual depende de la concentración

del solvente. Las condiciones de operación son controladas con el objetivo de

mantener el solvente en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para

así aumentar al máximo los efectos de dilución del solvente. El solvente también

puede tener efectos de remoción de asfáltenos sobre el crudo pesado o bitumen

dependiendo de la composición del mismo.

La presión de operación muchas veces es controlada por la presión de

inyectividad del yacimiento, la temperatura de operación debe ser cercana a la

temperatura del yacimiento. Esto elimina la necesidad de completaciones térmicas

y reduce los costos.

La temperatura y la presión del yacimiento son parámetros claves en la selección

del solvente a usar debido a que, la presión del punto de roció debe ser mayor o

igual a la presión del yacimiento.

VAPEX es una técnica análoga a SAGD es afectada de igual manera por la

permeabilidad horizontal, viscosidad, saturación de petróleo y gravedad API, lo

que significa, que el área en interés debe tener alta permeabilidad, gravedad API

característica de crudos pesados y extra pesados.


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FIGURA 3 - Ciclo inyección-producción-regeneración

FUENTE:http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z-


FIGURA 4 - Configuración de pozos productor - inyector.

FUENTE:http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-

19T08:25:15Z-2636/Publico/parte_01.pdf


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E. MECANISMOS QUE INTERVIENEN DURANTE EL PROCESO VAPEX

• Transferencia de masa molecular:

Este mecanismo se caracteriza por transferir una sustancia a través de otra a

escala molecular, es decir cuando se ponen en contacto dos fases que tienen

diferentes composiciones la sustancia que se difunde abandona un lugar de una

región de alta concentración y pasa a un lugar de baja concentración, como el

caso de VAPEX, donde ocurre básicamente una redistribución de las moléculas

pesadas del crudo al solvente que presenta moléculas livianas. Existen dos tipos

de transferencia de masa:

a) Molecular: La masa puede transferirse por medio del movimiento

molecular fortuito en los fluidos (movimiento individual de las moléculas).

b) Convectiva: La masa puede transferirse debido al movimiento global del

fluido. Puede ocurrir que el movimiento se efectúe en régimen laminar o

turbulento. El flujo turbulento resulta del movimiento de grandes grupos de

moléculas y es influenciado por las características dinámicas del flujo; tales

como densidad, viscosidad, etc.

• Drenaje por Gravedad:

En un yacimiento, el drenaje por gravedad ocurre por efecto de la diferencia de

densidad de los fluidos presentes, en el cual ocurre que el fluido menos denso se

mueva hacia arriba y el más denso hacia abajo (Gas/Petróleo, Gas/Petróleo/Agua,

Petróleo/Agua). En el VAPEX a pesar del proceso de transferencia de masa, el

crudo aún sigue siendo más pesado que el solvente y por diferencia de d


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densidades entre estos fluidos (crudo y solvente), el crudo drena a la parte más

baja del yacimiento por efecto de gravedad, mientras que el solvente se mantiene

en la parte superior.

FIGURA 5 - Mecanismos que intervienen durante el proceso.

FUENTE:http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z-


F. VENTAJAS

El éxito de la aplicación de VAPEX junto con los procesos térmicos podría

reducir significativamente las emisiones de gases invernadero.

Bajos costos de operación y completamiento comparados con SAGD.

Menores requerimientos energéticos que el SAGD.

Aplicado en yacimientos con alta saturación de agua, baja porosidad y baja

conductividad térmica.


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Se puede utilizar en yacimientos con espesores delgados, y fracturas y/o

grietas verticales.

El crudo producido tiene una buena calidad para ser refinado, ya que el

solvente se encarga de diluirlo.

Poca contaminación Ambiental.

F. DESVENTAJAS

Las operaciones de éste método son costosas debido al precio del solvente

y al riesgo de no recuperar dicho disolvente de la producción.

Método con pocas referencias de pruebas de campo.

Distancia entre pozos.

Precipitación de Asfáltenos.

Bloqueo del flujo de crudo en la formación.

Los tiempos de disolución son más largos.

H. CARACTERISTICAS DEL PROCESO VAPEX

- El crudo o bitumen es movilizado por dilución con los vapores de hidrocarburos

disueltos.

- Las condiciones son elegidas hasta que el vapor está cerca del punto de rocío,

ya que así es más soluble.

- Mientras el calentamiento ocurre, el calor de la solución de vapor es

generalmente insignificante.


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-Se ha encontrado que por cada 0,5 kg. de vapor requerido se recobra 1 kg de

petróleo.

- El solvente VAPEX es selectivo éste se disuelve en el petróleo.

-Es compatible con yacimientos delgados, con altas saturaciones de agua y baja

porosidad.

- No hay posibilidad de dañar la formación porque no hay interacción con las

arcillas.

- El proceso es llevado a cabo a bajas temperaturas.

-Hay menor demanda en los requerimientos de equipos.

-Debido a las bajas temperaturas se pueden usar bombas de cavidades

progresivas.

I. METODOS DE RECOBRO VAPEX

- No son necesarias técnicas de construcción de pozos para altas temperaturas

tales como el uso de cemento con silica-fluor y casing de alto performance.

- El vapor de hidrocarburos puede ser reciclado.

-Puede ocurrir la disminución de asfáltenos en el crudo.


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J. ESTUDIOS A NIVEL DE LABORATORIO

(1989) Butler y Mokrys Celda de Hele-Shaw [7 cm x 2,6 cm x 7 cm de

ancho] observó precipitación de asfáltenos y plantearon ecuaciones a

escala-up para las tasas de producción. Usando como disolvente agua

caliente y propano (inyección constante).

(1993) Butler y Mokrys utilizaron modelos 2-D de medios porosos en una

Celda de Hele-Shaw [21.7cm x 3.46cm x 69.8cm] con granos de 1mm (K =

1136 µm2 and φ = 0.39). Usando como disolvente propano, etano.

Lloydminister: Aceite pesado (μ = 10.000 mPa.s a 20 oC, 16,6% en peso

de asfáltenos). Usando como disolvente agua caliente y el propano

(Pressure = 1.34 – 1.38 MPa ; T = 42 – 47 o C) e han mostrado dos tipos

distintos de producción constantes con 60% de recuperación en siete

horas.

(1996) Jiang y Butler Utilizaron un modelo 2-D Empaquetado: [35,6 x 3,2 x

21,6 cm] con heterogeneidades y con capas alternas de 20-30 de malla

gruesa (arena Ottawa, K = 214 μm2) y 30-50 mallas (fino, K = 43 μm2 φ =

0,35 - 0,37).

Yazdani y Maini utilizaron canal rectangular (R) y anillo (A) tipo de medios

porosos. Las dimensiones de los modelos fueron de R (7.5x11.3x2.5), R

(15x22.5x2.5), R (30x45x2.5), A (30x42.3x3), y A (60.1x84.6x3.2 cm). La

permeabilidad K = 220, 330, 640 Darcy.

Talbi y Maini utilizó una geometría de anillo saturados con medios porosos

(30,48 cm de alto, 3,5 cm de ancho llena de granos de cristal 12-16 de


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EE.UU. malla de 640, K = φ Darcy = 0,35). Hay dos tipos de aceite (μ1 =

4500 mPa a 21 º C y μ2 = 18.600 mPa a 21 º C) y los disolventes que se

utilizaron. Inyección constante de 1) propano (40 ml / h) y de CO2 y 2)

propano (40 ml / h) y CH4 a T = 21-25 º C fueron usados.

K. SCREENIG

L. APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL

• Soda Lake en Western se aplicó en Octubre de 2001, se desarrollo bajo los

criterios de: Baja Presión, Alta saturación de Aceite y espaciamiento entre pozos.

• En Alberta, Canadá ya se han corrido dos pilotos. El primero dio muy malos

resultados al producir 2.5 m3/día de los 95 m3/día esperados, el segundo logró

genero resultados satisfactorios pero para viscosidades entre 5.000 – 10.000 cp


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M. VAPEX vrs SAGD

N. FACTORES AMBIENTALES

Menores emisiones futuras

El proceso de VAPEX es un proceso no térmico, No se requiere calentar el

yacimiento. Se requiere una pequeña cantidad de calor en las instalaciones de

superficie en la que se utiliza vapor para calentar la producción de petróleo para

recuperar el disolvente para la re-inyección VAPEX. La cantidad de emisiones de

dióxido de carbono de la generación de vapor es directamente relacionado con la

cantidad de vapor requerido y el combustible utilizado.

Mejora de la tubería de transporte con un menor Emisiones

Bajo ciertas condiciones, la producción VAPEX hace que algunos asfaltenos que

permanecen en el yacimiento productor bitumen "mejorado" de baja viscosidad y

baja densidad. Ahorro de Transporte se realizan a través de la reducción de la


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densidad y de la viscosidad desde menos diluyente estará obligado a cumplir con

la densidad de tuberías / viscosidad especificaciones. Además de los ahorros en el

costo diluyente, el resultado es una menor volumen total a ser transportados para

mover el betún a mercado. Esto reduce la energía requerida para el transporte y

emisiones asociadas.

Conservación de los combustibles y de agua

El gas natural es un relativamente limpio, barato, y fácil de transportar combustible

para calefacción. Métodos de recuperación térmica usan gas natural y agua (una

combinación de agua dulce y de reciclaje) para hacer vapor para recuperar

petróleo de arenas betún y aceite pesado. El VAPEX proceso es un método no

térmico y no requiere de gas natural o agua para hacer vapor para calentar el

depósito. El volumen de los recursos naturales gas y agua dulce para el proceso

de recuperación VAPEX y proceso de recuperación basado en vapor se comparan

en la Tabla 6. La comparación indica que el requisito para el gas natural y el agua

es mucho menos para el proceso de VAPEX no térmico. Así gas natural, y los

recursos de agua dulce pueden ser conservadas con el VAPEX proceso.

Conservación de disolventes VAPEX

El plan de VAPEX para los gases de disolventes, que se inyecta en el depósito

para diluir el aceite, es la recuperación de los gases de disolvente para su

reutilización en nuevos pozos como se agotan los pozos actuales. los disolventes

se reciclan para ser utilizado una y otra vez de ser consumido.

Los disolventes son por lo tanto un inventario de material disponible para el futuro

utilizar en lugar de ser totalmente consumido en el proceso.


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Menos perturbaciones en la superficie

Puesto que la cantidad de equipo de superficie para un proceso es VAPEX

modesta, se reducirá al mínimo la cantidad de perturbaciones en la superficie.

Además, dado que el proceso de VAPEX es un drenaje por gravedad no térmica

proceso, el proceso no se verá afectada por las pérdidas de calor cuando el zona

de recuperación llega a la parte superior del depósito, como es el caso para los

procesos térmicos. Esto permitirá que el VAPEX pozos a ser potencialmente

colocado en un espaciado más amplio, lo que resulta en la superficie reducida

perturbación. Temperatura y presión de un depósito que ha estado bajo,

Producción VAPEX es en gran parte sin cambios.


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APLICACIÓN:

Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D Model

G.Q.WU, A.KANTZAS

Tomographic Imaging and Porous Media Laboratory, University of Calgary

D.SALAMA

Nexen Inc.

RESUMEN

El proceso de extracción con vapor de solvente (VAPEX) ha sido un intenso tema

de investigación en los últimos años como una tecnología alternativa de

recuperación térmica de petróleo pesado y bitumen.

Los estudios de modelos en 2-D permiten visualizar la cámara de vapor sólo

desde una perspectiva longitudinal (comportamiento de un corte vertical del

yacimiento), sin embargo, las características y evolución de la cámara de vapor en

3-D del yacimiento no puede ser detectada.

En esta aplicación, se presentan los resultados en 3-D de la evaluación de un

proceso VAPEX en un modelo pequeño de laboratorio, usando tomografía

computarizada (CT) para estudiar el comportamiento de la cámara de vapor en

ambas direcciones tanto radial como longitudinal. El modelo es un cilindro de

aluminio con 140 mm de diámetro interno y 600 mm de longitud. Se instalaron

internamente dos tubos ranurados de aluminio para que actuasen como pozo

inyector y pozo productor, respectivamente. El solvente usado fue propano; la

muestra de crudo fue del pozo Lloydminster (aceite tipo pesado) y todos los

experimentos se llevaron a cabo a temperatura ambiente.


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Procedimientos

El escáner CT utilizado para este estudio fue de tercera generación 9800 CT

scanner, el cual contiene un tubo de rayos X y detector de matriz. El tubo de rayos

X se hizo funcionar a 120 kV con una corriente de 100 mA. La resolución espacial

fue de aproximadamente 0,5 mm x 0,5 mm en el plano de una exploración. El

equipo incluye un procesador central y un conjunto ordenado de procesadores

auxiliares. La consola de operación contiene un monitor de vídeo para la

visualización de imágenes, con 512 píxeles x 512 líneas y 256 tonos de gris.

El montaje experimental operación/control es mostrado en la Figura 2. Fue

diseñado con software Lab ViewTM. Los componentes más importantes fueron el

cilindro de gas propano, QUIZIXTM bomba, el modelo físico 3-D VAPEX y la

presión de los tres transductores; reguladores de presión de retorno (BPR),

recolección de aceite sistema y balanza digital, sistema de recogida de gases, los

datos de sistema adquisición y el escáner CT.

Figura 6– Set-U experimental de operación y control

Fuente: Computed Tomography Study of VAPEX Process in Laboratory 3-D

Model.


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Todos los experimentos se llevaron a cabo de una manera similar a temperatura

ambiente (21 ° C). En primer lugar se realizó la calibración CT con aire, agua

salada, petróleo, gas propano, un núcleo de arena regular y cilindros de aluminio.

Los resultados se utilizaron en conjunción con la última tomografía computarizada

para validar el análisis de imágenes.

El modelo VAPEX se instaló horizontalmente en el escáner CT. Se realizó "Scan

seco". Luego, se aplicó vacío para desairear el modelo; ya evacuado, este se

saturó completamente con 2% de NaCl (salmuera). Para la configuración de la

saturación de aceite inicial, con el fin de saturar completamente la arena con la

muestra de aceite, tanto el modelo y el aceite se colocaron en un horno a 45 ° C

orientados de forma vertical. Después de la saturación de petróleo, el modelo fue

enfriado a temperatura ambiente y finalmente estuvo listo para iniciar la

simulación del proceso.

Durante las pruebas, la muestra fue escaneada a programadas distancias a lo

largo de toda la longitud. El escaneado se llevó a cabo con intervalos de tiempo

más pequeñas en la primera etapa con el fin de capturar todos los detalles del

pozo inyector. Después de esto, el intervalo de tiempo de prueba se incrementó.

Durante toda la prueba VAPEX #1, se inyectó gas propano a una tasa de

600cm3/hr. Para VAPEX #2, se inyectó a una tasa de 400 cm3/hr. Sin embargo,

después de 35 horas de inyección de solvente, se observó que la interfaz aceite-

solvente bajó demasiado rápido en una región localizada y con baja eficiencia de

barrido; debido a esto se disminuyó la tasa de inyección a 200cm3/hr. Con el fin

de comprobar la recuperación del mayor potencial de aceite, en la prueba VAPEX

#2, se inyectó gas+solvente durante 8 horas manteniendo cerrado el pozo

productor. La idea de hacer esto consistió en crear una zona de remojo "solvente

de remojo " donde se observó que más aceite residual era producido.


2013

Determinación de la porosidad, densidad y Perfiles de saturación Aceite por CT

análisis

Existen algunos métodos de visualización para determinar saturación de fluidos

durante pruebas de flujo, existen “Métodos transparentes” como método de

atenuación por microondas y gamma Ray. Sin embargo, muchos de estos

proporcionan valores promedio e inconvenientes de restricciones experimentales.

CT es un exacto y muy rápido método con pocas restricciones experimentales que

adicionalmente ofrece una fina resolución espacial. Las investigaciones más

recientes, han encontrado que la ventaja de CT X-Ray promete ser una poderosa

herramienta para la industria del petróleo

Los coeficientes de medida de atenuación lineal μ, se definen por la ley de Beer:

(

) ∑( ) (1)

μi depende tanto de la densidad de los electrones como del número atómico. Sin

embargo, si la energía está por encima de 100 k. μi depende principalmente de la

densidad de electrones. En la práctica, μi es convertida en una nueva escala

basada en la unidad internacional estándar de Hounsfield llamado número CT. En

esta escala, el agua tiene un valor de cero y el aire tiene un valor de -1000. El

número CT se define como:

( )

(2)

El número CT de las rocas de yacimiento se encuentra en el rango de 1000 a

2000,16 números CT. Para un medio poroso saturado con agua, petróleo y gas, la

porosidad y la saturación de los fluidos de cada medio puede ser obtenida

mediante la resolución de las siguientes ecuaciones:

( ) (3)

( ) (4)


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( ) ( (5)

(6)

Al escanear un núcleo completamente saturado con aire, completamente saturado

de agua salada, completamente saturado de aceite, completamente saturado de

gas (Propano), fue posible obtener respectivamente cada CTA, CTB, CTo, CTg.

Basado en "Dry scan " y "Brine scan" imágenes CT y resolviendo simultáneamente

las ecuaciones (3) y (4), se obtiene la distribución de porosidad. Para el cálculo de

la saturación de petróleo, Sw se asume como constante durante el proceso de

inundación y este se relaciona con el valor de Sw después de la saturación de

petróleo. Finalmente mediante la resolución de las ecuaciones (5) y (6) se obtiene

la saturación de petróleo.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Las figuras 7 y 8 muestran la invasión del solvente y expansión en la fase

temprana de la inyección del solvente para las pruebas.

Figura 7 – Imagen después de 18

horas durante VAPEX #1

Fuente: Computed Tomography

Study of VAPEX Process in

Laboratory 3-D Model.


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horas durante VAPEX #2




La característica común entre los dos resultados es que la cámara de vapor del

solvente no se expandió uniformemente a lo largo del pozo de inyección. El

solvente preferentemente se expandió hacia la zona superior del medio poroso.

Debido al efecto de digitación viscosa y segregación gravitacional, la fase de gas

alcanzó la parte superior del modelo rápidamente, formando una capa de gas

solvente allí.

Esta observación indica que el solvente no fue distribuido uniformemente a los

largo del pozo inyector debido a la heterogeneidad local de la zona. En cuanto al

estado de la interface solvente-aceite, se puede observar que el desplazamiento

no es estable.

La Figura 9 muestra claramente la cámara de vapor del solvente "V" en la prueba

VAPEX #2, pero sólo como fenómeno localizado. Durante la prueba VAPEX #1 la

cámara de vapor "V" no fue visualizada debido al rápido desplazamiento y

problemas operacionales en el equipo CT.


2013

Figura 9 – Forma tipo “V” de la cámara de vapor de solvente en

VAPEX #2


Model.

Las figuras 10 y 11 muestran las imágenes cuando la interface solvente-aceite

alcanza el pozo inyector. Se observa que la interfaz baja muy rápido.


horas en VAPEX #1





2013


horas en VAPEX #2




Las figuras 12 y 13 muestran las imágenes finales de la prueba. Se puede

observar que alrededor del pozo productor, aún quedó parte de aceite residual que

no pudo ser recuperado por la inyección continua de solvente. Sin embargo, esta

observación sugiere que el pozo productor debe estar situado lo más bajo posible.

Figura 12 – Imagen al finalizar

VAPEX #1



Laboratory 3-D Model


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Figura 13 – Imagen al finalizar

VAPEX #2




La figura 14 describe el final de la prueba VAPEX #2 donde el método de "remojo

con solvente" como se explicó anteriormente muestra que el aceite residual

disminuyó, indicando que todavía había potencial para la recuperación de

petróleo comparado con la Figura 13.

Figura 14 – Imagen del método “Solvent Soaking” en VAPEX #2


Model CT Imágenes Análisis Cuantitativo


2013

Perfil de Porosidad

Los métodos convencionales para calcular la porosidad sólo proporcionan un valor

promedio de porosidad para un determinado núcleo. Las condiciones de

heterogeneidad en el interior del núcleo no pueden ser detectadas.

Sin embargo, la CT a través de la distribución de la heterogeneidad en un medio

poroso puede ser detectada y cuantificada, lo cual es muy útil para observar el

flujo de fluidos en el medio poroso.

Aunque se tuvo especial cuidado para el proceso de compactación, como el

martilleo a la misma velocidad y manteniendo el mismo esfuerzo, se torna

imposible generar un modelo homogéneo.

Las figuras 15 y 16 muestran los perfiles de porosidad para cada prueba VAPEX

#1 y VAPEX #2, respetivamente, donde la porosidad por el método gravimetría

solo se utilizó para comparar con el resultado de análisis de la CT.

Figura 15 – Perfil de velocidad para

VAPEX #1




Figura 16 – Perfil de velocidad para

VAPEX #2





2013

La distribución de heterogeneidad local tuvo efecto significativo sobre el

comportamiento de la expansión del vapor de solvente, como se discutió

anteriormente.

Perfil de Densidad

Durante la prueba, a medida que el aceite diluido drena por gravedad, el vapor de

solvente ocupa el volumen inicialmente ocupado por el aceite. La densidad del

vapor de solvente es mucho menor que el del aceite, en consecuencia, la

densidad de la roca del yacimiento disminuirá con el tiempo.

Los perfiles de densidad, fueron obtenidos mediante interpolación lineal de

acuerdo a los números CT respectivos para cada fluido. Las Figuras 17 y 18

muestran los perfiles de densidad para ambas pruebas VAPEX #1 y VAPEX #2,

respectivamente. Hay dos observaciones importantes después de analizar

cuidadosamente la relación con los perfiles de densidad de las imágenes CT. La

primera, es la disminución de la densidad en la zona cerca al talón a etapas

tempranas del proceso; lo cual se debe a que gran cantidad de solvente se

expande más rápido. Y la segunda, es que la difusión longitudinal (dispersión) fue

muy significativa en la parte superior del modelo, esto fue especialmente evidente

en el caso VAPEX #2.


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Figura 17–Perfil de densidad para

VAPEX#1




Figura 18–Perfil de densidad para

VAPEX#2




Perfil de saturación de aceite

Las figuras 19 y 20 muestran los perfiles de saturación de aceite para las pruebas

VAPEX #1 VAPEX y #2, respectivamente. Aquí la saturación de petróleo se refiere

de "saturación de petróleo residual" que queda en cada muestra en diferentes

tiempos. En relación con la evolución de la densidad de modelo, la saturación de

aceite disminuye en la zona más cerca al talón del pozo a medida que se hace la

inyección a una velocidad baja.


2013

Figura 19–Perfil de

saturación de aceite para VAPEX#1




Figura 20–Perfil de saturación de

aceite para VAPEX#2




Perfil de producción de aceite

Las figuras 21 y 22 muestran la producción acumulativa de petróleo. Comparando

los resultados de las pruebas realizadas, durante la prueba VAPEX #1, 57 horas

después de la inyección de solvente, la tasa de producción de petróleo fue mayor

que VAPEX # 2. Sin embargo, el rendimiento global de la producción de aceite de

VAPEX # 2 era mucho mejor que VAPEX # 1. Entonces, después de 57 horas con

un tiempo de proceso mucho menor, se inyecta menos solvente y se obtiene

mayor recuperación de aceite. Evidentemente, los resultados indican que una

menor tasa de inyección de solvente es de gran ventaja para la recuperación de

aceite y rendimiento económico del proyecto.


2013

Figura 21–Producción acumulada de aceite después de 57 horas


Model

Figura 22–Producción acumulada de aceite al final de la prueba


Model


2013

CONCLUSIONES

• Este método de recobró evita problemas inherentes de procesos de

recuperación térmica y es una alternativa eficaz para la recuperación de

petróleo pesado y bitumen.

• En las pruebas de laboratorio, el método VAPEX, ha mostrado ser muy

versátil en la extracción de crudo pesado, debido a su adecuado

funcionamiento en presencia de acuíferos, capa de gas, bajas porosidades

y espesores netos finos; lo cual lo convierte en el más recomendado.

• Dado que los solventes utilizados en el método VAPEX poseen una alta

volatilidad a condiciones de superficie, es fácil de removerlos de la mezcla y

ser reutilizados posteriormente en el proceso.

• Debido a que el método VAPEX es nuevo y lo que se conoce se debe

fundamentalmente a pruebas de laboratorio, se tiene poca información

sobre la implementación de este método en campo.

• El desconocimiento del desarrollo del método se debe en gran parte a la

confidencialidad que le dan los investigadores a los experimentos y los

pilotos desarrollados.


2013

BIBLIOGRAFÍA

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http://oilextraction.wikispaces.com/Vapour+Chamber

vapex technology in heavy oil recovery.. pdf

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