Combustión in Situ; en Venezuela

PROYECTO PILOTO DE COMBUSTIÓN EN SITIO A LARGA DISTANCIA (CESLD)


Ubicación
Campo Bare, Distrito San Tomé, Municipio Francisco de Miranda, Estado Anzoátegui.

Objetivo del Proyecto

Diseñar e implantar una prueba piloto de interés nacional para la extracción de crudo pesado y extrapesado, basada en la solicitud presidencial realizada el 1° de mayo 2007. La misma se ha definido como una 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).

Esta prueba piloto será completamente instrumentada, pues su objetivo fundamental es la recopilación a lo largo de toda su vida útil, de datos de todas las corrientes generadas (producción de hidrocarburos, emisiones, efluentes y desechos), a objeto de tener una base de datos robusta para precisar las bases de diseño de los procesos y tecnologías para el manejo ambientalmente más responsable en caso de pasar a la masificación en la FPO.

Alcance del Proyecto

La Prueba Piloto de Combustión en Sitio a Larga Distancia (CESLD) se desarrollará en el Campo Bare, en San Tomé, Estado Anzoátegui y contempla un arreglo geométrico conformado por:

• Un pozo inyector vertical
• Dos pozos productores horizontales
• Cuatro pozos verticales observadores

Las instalaciones y procesos a nivel de superficie comprenden:

-Manejo e inyección del fluido ignitor.

-Compresión, manejo e inyección de aire.
-Instalaciones para el sistema de levantamiento.
-Instalaciones para el manejo, separación, tratamiento y transferencia de la producción hacia la Estación de Flujo correspondiente.
-Centro de adquisición, control y transmisión automatizado de operaciones.

El programa de esta prueba piloto contempla una primera fase de inyección de vapor como método para acelerar la ignición. Una vez completada esta fase, se contempla iniciar la ignición a través de la inyección de aire al yacimiento, la cual se continuará durante el desarrollo de la prueba. Adicionalmente, el pozo contará con facilidades para la inyección de nitrógeno una vez concluida la operación de inyección de aire. En paralelo se estarán operando los pozos productores, los cuales serán producidos mediante bombeo mecánico. Una vez comprobada la estabilidad y avance del frente de combustión, se prevé inyectar agua con la finalidad de realizar combustión húmeda.

La planta contará con sistemas para el manejo y disposición de los efluentes líquidos y desechos sólidos generados en los procesos de separación, deshidratación y almacenamiento, a fin de dar cumplimiento a la normativa ambiental vigente.

El proyecto también precisa de la perforación de un pozo de agua que tendrá como propósitos:

• Servir de línea base y monitoreo del acuífero más cercano dentro del área de influencia directa del CESLD.

• Suministro de agua a la prueba piloto para fines de operación, restauración ecológica de áreas de deforestadas durante la construcción.

De igual manera se construirán 2 pozos monitores de agua dentro del área de influencia directa del proyecto y ubicados aguas abajo del drenaje del agua subsuperficial para el seguimiento de la calidad de aguas durante la vida útil de la prueba piloto.

Localización del Proyecto

El proyecto se desarrollará operacionalmente en el Campo Bare de Yacimientos extrapesados del Distrito San Tomé, de PDVSA Exploración & Producción y a nivel político–administrativo, se ubica en el Municipio Francisco de Miranda y Simón Rodríguez del Estado Anzoátegui. Dicha zona corresponde a La Faja Petrolífera del Orinoco, la cual se divide en cuatro grandes áreas operacionales de crudos pesados y extrapesados, como son:

• Área Boyacá: Ubicada al Centro-Sur del Estado Guárico.
• Área Junín: Ubicada al Sur-Este del Estado Guárico y el Sur-Oeste del Estado Anzoátegui.

• Área Ayacucho: Ubicada al Centro-Sur del Estado Anzoátegui.

• Área Carabobo: Ubicada en la zona Centro-Sur del Estado Monagas y Sur- Este del Estado Anzoátegui.
Figura No. 1 Ubicación Faja del Orinoco.

Fuente: EIA Área Boyacá Ubicación Faja del Orinoco.

La prueba piloto de Combustión en Sitio se realizará en el Cuadrángulo Bare del Dtto. San Tomé ubicado en La Faja del Orinoco, parte Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al Norte del Río Orinoco.

Figura No. 2. Ubicación relativa del proyecto piloto de Combustión en Sitio

Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

El cuadrángulo Bare (Figura No. 2) está ubicado geográficamente en el estado Anzoátegui, a unos 40 Km aproximadamente al sur de la ciudad de El Tigre y a unos 70 Km al norte del río Orinoco. Abarca una superficie de unos 487 Km2 con una longitud de 27 Km y un ancho de 18 Km aproximadamente. Se encuentra en el sector Noroccidental del área Ayacucho, en la Faja del Orinoco, presentando un rumbo este-oeste. (ver Fig. No. 3)

Figura No. 3. Ubicación relativa del proyecto piloto de Combustión en Sitio

Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

Descripción del Proyecto
La tecnología de Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en quemar una parte del petróleo en el yacimiento para generar energía térmica que permita el incremento del desplazamiento y producción del petróleo hasta alcanzar valores de factor de recobro superiores al 20 %.

Una porción del yacimiento de petróleo es usado para generar calor en la formación a través de la inyección de aire. Al ocurrir la ignición inyectando el aire que provee el oxígeno en el pozo inyector, las fracciones pesadas del crudo se queman en el frente de combustión generando la transmisión del calor y la reducción de viscosidad del crudo delante del frente. El crudo movilizado por este barrido térmico es empujado hacia los puntos de drenaje ubicados a cientos de metros de distancia. ( ver Figura 4).

Figura No. 4. Desplazamiento térmico por Combustión en Sitio

Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

Criterios de Aplicación de la Combustión en Sitio

El rango de aplicación de esta tecnología es bastante amplio al considerar crudos medianos, pesados y extrapesados. A continuación se presenta un resumen de las variables más importantes que deben ser consideradas al realizar el proceso de selección de yacimientos candidatos que cumplen con la ventana de aplicación de esta tecnología (Hernandez, 2007):

• Petróleo móvil a condiciones de yacimiento

• Profundidad > 330 ’

• Espesor 7 - 50 ’ (evitar pérdida de calor)
• °API <> 5
• Porosidad > 18%
• Soi > 30%
• Temperatura no es crítica
• La presión del yacimiento a comienzo del proceso no afecta la eficiencia
del mismo
• Presencia de gas libre es perjudicial
• Crudo con alto contenido de componentes pesados
• Aplica hasta con inyección de vapor previa
• Teóricamente es el proceso térmico de recuperación mejorada más eficiente (Fr 20-60 %).

Mecanismos del Proceso de Combustión en Sitio

Los mecanismos más importantes que actúan en un proceso de combustión en sitio son los siguientes:

La zona de combustión (zona de oxidación) actúa como un pistón que consume (quema) y desplaza los fluidos delante del frente de combustión hacia los productores.

Durante el proceso de combustión in situ, el oxígeno se combina con el combustible (coque) formando dióxido de carbono y agua, generando calor.

La composición del petróleo afecta la cantidad de calor generado.

La reacción de combustión es mantenida mediante la inyección de aire.

El craqueo térmico ocasiona la depositación del combustible (coque) en el frente y genera mejoramiento del crudo en el subsuelo.

Los gases de combustión vaporizan el agua presente.

Las temperaturas alcanzan entre 1000 a 1400 ° F (538 – 760 °C).

El proceso se mejora con inyección de agua con la finalidad de aprovechar su alto calor específico.

A fin de usar la entalpía de la arena quemada de alta permeabilidad (aumenta la inyectividad) detrás del frente que avanza y de mejorar la eficiencia de barrido se inyecta agua como fase mojante.

El drenaje gravitacional es aprovechado.

Configuración del arreglo de pozos

as premisas analizadas para seleccionar el arreglo de pozos adecuado a las características de la roca y de los fluidos presentes en el yacimiento R0 MFB-52, son las siguientes:

· Maximizar la eficiencia de captura del petróleo movilizado hacia los pozos productores horizontales.
· Alejar en lo posible la ubicación del pozo vertical inyector del talón de los productores horizontales. La caída de presión es mayor en la parte tangencial (talón) que en la punta de la sección horizontal. Se busca una mejor distribución del Frente de Combustión lo que beneficia el barrido térmico del área afectada por el frente. Así la producción de gases se minimiza y el pozo contribuirá desde la punta de la sección horizontal.
· Mejorar desde un principio la relación AI/PP (aire inyectado/petróleo producido).

· Consideración del área del pozo MFB 646 por presentar facies de canales apilados y excelentes propiedades petrofísicas.

· Demostrar la creación y propagación del frente a Larga Distancia

· Estimar el factor de recuperación de petróleo.

· Estudiar la viabilidad del proyecto bajo varios escenarios de masificación de la tecnología.

Sobre la base de las premisas anteriores, se diseñó un arreglo de pozos que se muestra en la Figura 5 y el cual consiste en:

Un pozo inyector vertical.

Cuatro pozos observadores verticales con el fin de determinar, la creación y propagación del frente de combustión, la eficiencia en areal y vertical de barrido y la finalización del proyecto piloto.

Dos pozos productores horizontales.

Las ventajas del arreglo de pozos propuesto anteriormente se resumen a continuación:

• Innovación en el arreglo de pozos con diseño propio de PDVSA.

• Elimina el pago de derechos por uso de patente THAI.

• Minimiza riesgos de:

- Efectos corrosivos por H2S y altas temperaturas en equipos de subsuelo y superficie.
- Canalización del aire ya que existe un desplazamiento tipo pistón.

- Arenamiento al bajar la velocidad de los fluidos al entrar al pozo productor.

- Contaminación del ambiente, ya que la mayor concentración de gases de combustión se reflejarían al final del desplazamiento.

• No requiere tanta definición geológica, y el espesor de la arena no es un factor limitante para la trayectoria de la sección horizontal.

• Uso de equipos de levantamiento de mayor capacidad (BES), al bajar la temperatura de operación.

• El reducir el número de pozos observadores para el monitoreo del proyecto disminuye los costos de la prueba.

Figura No. 5. Configuración del arreglo de pozos
Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

Descripción de las Actividades y Procesos por Etapas

Las instalaciones de superficie asociadas a esta prueba contemplan un funcionamiento que se divide en dos áreas principales, la correspondiente al pozo inyector y la de la macolla MFB-646.

La infraestructura en el área del pozo inyector consta de las siguientes unidades de proceso:

• Unidad de manejo e inyección del fluido ignitor y sistemas alternos de ignición.

• Compresión, manejo e inyección del aire.

• Unidad de inyección de agua.
• Unidad de nitrógeno.

El sistema de manejo de la producción proveniente de los dos pozos productores deberá estar conformado por las siguientes unidades de proceso:

• Unidad de levantamiento.
• Unidad de manejo, separación y tratamiento de los fluidos producidos.
• Almacenamiento y transferencia de la producción a la estación de flujo correspondiente.

Figura No. 6. Facilidades en el área del pozo inyector
Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio.

El sistema de instrumentación y control a nivel de instalaciones de superficie deberá permitir la operación continua y confiable con la mínima intervención de personal de operaciones. Se contemplan sistemas de adquisición de datos y control en los siguientes procesos:

Separación gas-líquido.

Llenado de los tanques de almacenamiento.

Tratamiento de la corriente de gas (endulzamiento y oxidación del CO).

Transferencia de la producción a la Estación de Flujo.

Compresión e inyección de aire.

Adicionalmente personal especializado realizará actividades asociadas a los diferentes análisis de crudo, calidad de agua y gas, así como condiciones de operación de la planta y evaluación de parámetros de control ambiental. Las diferentes funciones de control incluirán alarmas y paros por: alto/bajo nivel y alta/baja presión, así como alarma por alta concentración de contaminantes en el gas. Los ciclos de dosificación de productos químicos serán completamente automáticos, igualmente las etapas de supervisión y control de los sistemas de separación, tratamiento y almacenamiento, utilizando sistemas de control lógicos programables.

Se dispone de un sistema de control con monitoreo en tiempo real mediante despliegues gráficos de las diferentes unidades de proceso: Compresión, manejo e inyección de aire, separación y tratamiento de crudo y de gas. Las diferentes variables de control serán:

• Flujo y presión de inyección de aire.
• Presión de inyección de agua.
• Nivel de líquido en los separadores.
• Nivel de agua en tanques deshidratadores.
• Nivel de crudo en tanques de almacenamiento.
• Concentración de contaminantes en gases producidos.
• Flujo y presión de inyección de diluente.

Requerimientos del proceso

Area del pozo inyector

• Disponer de un sistema de compresión con capacidad para inyectar aire al yacimiento a un caudal de 6MMPCND y una presión máxima de 1700 psig.
• Disponer de una unidad de bombeo para inyectar agua al yacimiento a una presión máxima de 1500 psig (valor a ser confirmado en la simulación numérica de yacimientos y pruebas de inyectividad).
• Disponer de una unidad portátil de generación de vapor para inyectarlo al yacimiento a una presión máxima de 1500 psig (valor a ser confirmado en la simulación numérica de yacimientos y pruebas de inyectividad).

Área de los pozos productores

• Disponer de una unidad de bombeo para inyectar diluente al pozo a una presión entre 400-600 psig.
• Facilidades para el suministro de diluente a los pozos.
• La presión de cabezal de los pozos dependerá de la presión de separación gas líquido.

Área de la Macolla MFB-646
• Facilidades para el suministro de inhibidor de corrosión, secuestrante de H2S y desmulsificante en la línea multifásica a la entrada de los separadores y en los puntos de refuerzo de secuestrante.
• Disponer de tres (3) bombas para transferencia de crudo con capacidad para vencer la presión de la válvula multipuerto MFB-646.
• Disponer de tres (3) unidades de bombeo para trasegado del agua de los tanques deshidratadores a los tanques de almacenamiento.
• Capacidad de almacenamiento de agua de proceso que garantice autonomía previendo contingencias de una semana en la fase inicial de la prueba.

Finalmente como se dijo al comienzo de este artículo la Combustión en Sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en quemar una parte del petróleo en el yacimiento para generar energía térmica que permita el incremento del desplazamiento y producción del petróleo hasta alcanzar valores de factor de recobro superiores al 20 %, de ser esta prueba exitosa, esta tecnología permitirá a Venezuela poder aumentar significativamente el porcentaje de recobro que actualmente posee en la Faja Petrolífera del Orinoco.