REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA M INISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIM ENTAL POLITECNICA DE LA FUERZA ARM ADA NACIONAL. NUCLEO FALCÓN EXTENSIÓN PUNTO FIJO. REALIZADO POR: VERA REBECA ISNEAR CALDERA EDIXON REVILLA ING. PETRÓLEO VIII SEM ESTRE SECCIÓN B COM UNIDAD CARDÓN; DICIEM BRE 2011. INYECCIÓN CICLICA DE VAPOR El proceso de inyección cíclica de vapor es a veces llamada "huff and puff" o "steam soak". El método es muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción. Un proceso típico involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua por día en la forma de vapor. La inyección continúa por dos o tres semanas, después de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre lo suficiente largo para que el vapor condense pero no para disipar la presión substancialmente. Después del periodo de cierre, el pozo será producido por un periodo de tiempo entre unos meses a aproximadamente un año. El ciclo de inyección seguido por producción será repetido varias veces, usualmente en cada ciclo se producirá menos petróleo que en el ciclo previo. Algunos proyectos de inyección cíclica de vapor han sido convertidos a inyección continua de vapor después de unos cuantos ciclos de inyección. Crudos muy pesados (menores de 10ºAPI) usualmente no pueden ser producidos económicamente ya sea por inyección cíclica o inyección continua; la cantidad de calor requerido para una adecuada reducción de la viscosidad del petróleo puede ser excesiva. VENTAJAS Entre las ventajas de la inyección cíclica de vapor incluye el bajo costo de probar el proceso en el campo y los costos de desarrollo que son menores que los procesos termales alternativos. DESVENTAJAS Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing mientras el vapor está siendo inyectado. La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor. INYECCIÓN DE VAPOR AUM ENTA EN UN 15% EL RECOBRO EN LA FAJA PETROLÍFERA: Un 93% del petróleo “in situ” se ha quedado en los yacimientos por aplicación incorrecta de procedimientos. Esta área tiene las reservas de crudo extrapesadas más grandes del mundo. Las empresas cancelarán un 16,66% por impuesto a la extracción que junto a la regalía sumarán 33,3%. La no utilización de la inyección cíclica de vapor, como mecanismo de recuperación secundaria, contractualmente establecido en las cuatro asociaciones estratégicas de la Faja Petrolífera del Orinoco, provocó que el factor de recobro disminuyera en un 15% al pasar de un 22% a un 7%. Así lo determinó el informe de la comisión especial de la Asamblea Nacional (AN) que investigó las irregularidades de las asociaciones estratégicas conformadas en los años 90. La no utilización de la inyección cíclica de vapor, según el informe de la AN, ocasionó que un 93% del petróleo “in situ” se quedara en los yacimientos de la Faja. En el caso de la Faja, los fluidos son viscosos, lo que es igual a decir que tienen un grado API muy bajo (crudos pesados), por lo que se requiere de la inyección de vapor para, por calentamiento del yacimiento, disminuir esa viscosidad y permitir, “por desplazamiento”, que los fluidos se dirijan más fácilmente hacia la superficie. Desde el punto de vista técnico, la Faja tiene una extensión aproximada de 55.314 kilómetros cuadrados y es considerada la acumulación de petróleo pesado y extrapesado más grande del mundo. PROYECTOS DE INYECCIÓN DE VAPOR PARA PETRÓLEO PESADO Los proyectos de inyección de vapor requieren grandes cantidades de energía para generar el vapor. Se estima que en una de estas operaciones se podría ahorrar más de medio millón de barriles de petróleo en términos de energía equivalente, mediante la ubicación óptima del equipo gene rador de vapor en superficie, junto con el uso de fluidos de terminación a base de nitrógeno, y otras medidas de optimización. El balance neto de energía en un proceso SAGD indica que la pérdida neta de energía hacia los estratos supra- y subyacentes durante 15 años es en promedio, de alrededor del 25% de la energía utilizada para generar el vapor. Sin embargo, un proceso SAGD en un yacimiento grueso de 100 pies (33 metros) de espesor es eficiente energéticamente, entregando más energía de la que consume. Venezuela donde la compañía estatal PDVSA, ha establecido como meta alcanzar como mínimo un factor de recuperación de petróleo del 20%, y donde el volumen en sitio para los campos de petróleo pesado se estima en 1.3 miles de millones de barriles Para evaluar las eficiencias que se podrían alcanzar, el balance total de energía de un proyecto de inyección de vapor debe integrar los sistemas de superficie y los sistemas de yacimiento. Luego, a través del cálculo de los índices de intensidad de energía se puede medir la energía obtenida de la producción de petróleo y gas, en relación a la energía utilizada en el proceso de extracción: la parte del petróleo producido por el proyecto que se utiliza como combustible en el proceso para la generación del vapor En este estudio se examinan yacimientos homogéneos y heterogéneos, considerando la configuración del equipo generador de vapor en superficie y su proximidad a los pozos inyectores; el efecto de la propagación del vapor a través del yacimiento y las pérdidas de energía a las capas supra- y subyacentes; y el flujo del fluido producido hacia la superficie, hacia un separador de primera etapa. Por otra parte, se pueden lograr ahorros de energía y aumentos en el rendimiento, mediante la utilización de nitrógeno en lugar de agua en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción tanto en los pozos inyectores como en los productores. Esto incide significativamente en el factor de recuperación final COM PONENTES DEL SISTEM A DE BALANCE DE ENERGÍA Para el estudio, se utilizó un sistema integrado SAGD con cinco pares de pozos, una unidad de generación de vapor equipada con un intercambiador de calor y una trampa de vapor. El vapor producido alimenta una red de inyección superficial y pozos inyectores, el vapor es inyectado al yacimiento y luego los fluidos producidos retornan por los pozos productores. Se examinaron un total de 44 escenarios, basados en un yacimiento de 100, 150 y 200 pies (30, 45 y 60 metros) de espesor, una temperatura de 147 ºF y una presión inicial de 1.350 psia. Una de las variables introducidas fue la distancia desde la caldera y los separadores hasta la boca de pozo más apartada, la cual variaba entre 1,2 km y 2 km (0,75 - 1,25 millas). Otra variable fue la utilización de nitrógeno o de agua en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción tanto en los pozos inyectores como productores. COMBUSTIÓN IN SITU El proceso de combustión in situ es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria. Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%. En el siguiente grafico se puede apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en el yacimiento, posteriormente se explicará brevemente en qué consiste cada uno. La combustión in situ o "fireflooding" es un método que se aplica a veces a los depósitos que contienen petróleo muy viscoso o "pesado" que se produce por medios convencionales. Quema parte del aceite in situ, crea una zona de combustión que se mueve a través de la formación hacia la producción de pozos, proporcionando una unidad de vapor y un disco de gas intensa para la recuperación de petróleo. Este proceso se inicia a veces mediante la reducción de un calentador o un encendedor en un pozo de inyección. El aire se inyecta en el pozo, y el calentador está en funcionamiento hasta la ignición se lleva a cabo. Después de calentar la roca que lo rodea, el calentador se retira, pero el aire de inyección se sigue manteniendo el frente de combustión avanza. El agua a veces se inyecta de forma simultánea o alternativamente con el aire, creando vapor que contribuye a la utilización de la mejor el calor y reducción de las necesidades de aire. Muchas interacciones se producen en este proceso, pero el dibujo adjunto muestra los elementos esenciales. Las Siguientes Afirmaciones Corresponden A Los Números En El Dibujo. 1. Esta zona se ha quemado a medida que avanza la combustión principal. 2. Cualquier agua que se forma o se inyecta se convertirá en vapor de agua en esta zona a causa del calor residual. Este vapor fluye hacia el área de quemados de la formación, ayudando. 3. Esto muestra la zona de combustión, que avanza a través de la formación. 4. Alta temperatura justo por delante de la zona de combustión provocando fracciones más ligeras del petróleo para evaporar, dejando una pesada depósitacion de coque residual o carbón como combustible para avanzar en el frente de combustión. 5. Una zona de vaporización que contiene productos de la combustión, se vaporizó hidrocarburos ligeros, y el vapor. 6. En esta zona, debido a su distancia desde el frente de combustión, enfriamiento hace hidrocarburos ligeros para condensar vapor y para volver al agua caliente. Este aceite se desplaza la acción, el vapor condensado se adelgaza el aceite y los gases de combustión en la ayuda conducir el petróleo a los pozos de producción. 7. En esta zona, un banco de petróleo (una acumulación de petróleos desplazados) se forma. Contiene los gases de petróleo, el agua, y la combustión. 8. El banco de petróleo crecerá más frío a medida que avanza hacia los pozos de producción, y las temperaturas caerán a cerca de la temperatura inicial del yacimiento. Cuando el banco de petróleo llega a los pozos de producción, el aceite, el agua y los gases serán llevados a la superficie y separados. El aceite que se vende y el agua y los gases se reinyecta a veces. El proceso se dará por terminado por dejar de inyección de aire cuando áreas previamente designado se queman o se quema la parte delantera alcanza los pozos de producción. Observe en la ilustración adjunta que los vapores de vapor más ligero y gases de combustión tienden a subir en la parte superior de la zona de producción, disminuyendo la eficacia de este método. La inyección de agua alternativa o simultáneamente con el aire puede disminuir el efecto negativo dominante. PROCEDIMIENTO GENERAL Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión. CLASIFICASIÓN: 1. Combustión convencional o "hacia adelante": Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza. En este caso, la zona de combustión va avanzando en la misma dirección hacia donde los fluidos fluyen. La ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor Como se observa en la imagen anterior, se inyecta aire, esto se hace con la finalidad de oxidar el petróleo, sin embargo, se producen grandes volúmenes de gases residuales los cuales causan problemas mecánicos. El calor se va generando a medida que el proceso de combustión avanza dentro de una zona de combustión muy estrecha hasta una tempe ratura alrededor de 1200° F. Inmediatamente delante de la zona de combustión ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito del coque que se quemará para mantener la combustión. La zona de combustión actúa como un pistón y desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance. El aire enriquecido con oxigeno es inyectado para oxidar el petróleo, de esta forma que se produce gas residual. Esto puede traer problemas en la eficiencia de bombeo, abrasión, también se genera cierta restricción del flujo de petróleo en el yacimiento por la gran cantidad de gas existente. La combustión va avanzando con una velocidad que depende del volumen de petróleo quemado, Justo en el frente de combustión se depositan las fracciones más pesadas de petróleo (coque), esto es lo que permite que se mantenga la combustión. Por lo general en la zona donde ocurre la combustión ocurre una segregación gravitacional. Cuando ocurre una ruptura en el pozo productor, las temperatura se van haciendo cada vez más altas, esto trae como consecuencia que los costos de producción aumenten, ya que inicialmente por un largo período de tiempo el petróleo que se encuentra cerca del pozo productor, está a la temperatura original del yacimiento. La desventaja de este tipo de combustión, es que el petróleo que se produce tiene que pasar por una zona fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez. También el calor que se almacena fuera de la zona quemada no es usado eficientemente ya que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante. 2. Combustión en reverso: En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad. 3. Combustión húmeda: Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente. VENTAJAS Y DESVENTAJASDE LA COMBUSTION IN SITU Los procesos de combustión in situ han mostrado favorabilidad en las experiencias realizadas, sin embargo, como cualquier proceso está sometido a ciertas limitantes que desvían el proceso de cumplir sus objetivos. El peor inconveniente de un proceso de combustión in situ es, tal vez, la segregación de los fluidos o superposición del frente (Overriding) y las grandes distancias de desplazamiento del proceso, hechos que conllevan a una reducción en el factor de recobro y la tasa de producción. Sin embargo, han existido esfuerzos conjuntos que han permitido aprovechar estos efectos y utilizarlos de manera favorable para el proceso, prueba de esto son el desarrollo de los proceso Top Down In Situ Combustión, y aquellos que utilizan los efectos de drenaje gravitacional como COSH y THAI. En algunas ocasiones el proceso comienza bajando un calentador o herramienta de ignición artificial al pozo de inyección. El aire se inyecta y el calentador se opera hasta que inicie el proceso de combustión. Después de calentar las rocas cercanas, el calentador es operado mientras la inyección de aire se continúa para mantener el avance del frente de combustión. En algunas ocasiones se inyecta agua de forma simultánea o alterna con aire, para aprovechar la mayor transferencia de calor que ofrece el vapor y reducir significativamente los requerimientos de aire. Normalmente, los componentes más livianos, el vapor y los gases producto de la combustión tienden a migrar a la parte superior de la zona de aceite, a este fenómeno se le conoce como override, y generalmente reduce la efectividad del proceso. La inyección simultánea de agua, en forma continua o por ciclos, ayuda a mitigar este efecto. COMBUSTIÓN IN SITU EN VENEZUELA PROYECTO PILOTO DE COM BUSTIÓN 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 sub superficial 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 %). M ecanismos del Proceso de Combustión en Sitio Los mecanismos más importantes que combustión en sitio son los siguientes: actúan en un proceso de 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 Las 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 Fuente: EIA Proyecto Combustión en sitio. arreglo de pozos 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 • Unidad de nitrógeno. de inyección de agua. l 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 Fuente: No. 6. Facilidades en EIA Proyecto el área del Combustión pozo en inyector 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 e nergía 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.
