INTRODUCCIN

En el pasado, la explotacin de crudos pesados resultaba no beneficiosa; La mayor parte de petrleo consumido en dcadas ha sido convencional, debido a que la extraccin del crudo pesado y del bitumen exige alta tecnologa que, inclusive hoy en da, no se tiene. Sin embargo, las mltiples investigaciones y adelantos cientficos de compaas petroleras para obtener nuevas tecnologas, ha permitido que el petrleo pesado, y el bitumen, puedan extraerse de tal manera que sometindolos a un proceso trmico se convierta en petrleo de baja viscosidad y su produccin sea fcil y rentable. Para tal fin, se han creado mtodos que tienen como propsito obtener el mximo factor de recobro en los Yacimientos petrolferos como lo es la combustion in situ. El objetivo bsico de este mtodo de recuperacin trmica es introducir calor al yacimiento para disminuir la viscosidad del petrleo en sitio, con la finalidad mejorar su movilidad y hacer que fluya hasta la superficie. No obstante los problemas energticos a nivel mundial han trado como consecuencia el desarrollo de nuevas tcnicas para la recuperacin de crudos pesados, siendo la tcnica Thai/Capri la que mejores resultados ha producido durante los ltimos aos. Marzuola, (2003), plantea que la tecnologa Thai, Toe to Heel Air Injection, (Inyeccin de Aire Punta Taln), consiste en inyectar aire con una concentracin de oxgeno para inducir la ignicin en presencia de crudo dentro del yacimiento y permitir la combustin a un rgimen controlado. A medida que la combustin avanza a travs del yacimiento, se genera suficiente calor y gas de combustin para reducir la viscosidad del crudo pesado y aumentar la movilidad del aceite que se encuentra delante del frente de combustin Adicional al sistema como tal, se ha integrado a una variante denominada Capri, Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion, (Infusin de resina controlada a presin atmosfrica) que consiste en agregar un catalizador slido en el espacio anular del pozo horizontal productor. El crudo craqueado trmicamente producido por este sistema pasa a travs del revestimiento del catalizador en su trayectoria al pozo horizontal productor, en donde se genera una reaccin qumica que baja an ms la viscosidad del crudo, transformando prcticamente en un crudo ligero. Es por ello que el estudio se enfoca en comparar los procesos de recuperacin trmica Combustion in situ y Thai/Capri para obtener el mximo factor de recobro en yacimientos petrolferos y se estructura de la siguiente manera: Captulo I, el problema donde se presenta la contextualizacin del problema que origin la investigacin, los objetivos por alcanzar, y su justificacin. Captulo II, comprende una breve descripcin de los antecedentes de estudio, se definen bases tericas con la finalidad de sustentar la investigacin especificando los procesos estudiados, as como tambin se definen trminos bsicos de inters. Captulo III, llamado Marco Metodolgico, hace mencin al tipo y modalidad de investigacin, poblacin y muestra, las tcnicas de recoleccin de datos, las tcnicas de anlisis de datos y los procedimientos para llevar a cabo la investigacin. Captulo IV, que se encuentra enmarcado por los resultados de la investigacin as como sus conclusiones y recomendaciones.

Captulo I:El Problema

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CAPTULO I

EL PROBLEMA

Contextualizacin de la Investigacin

Segn Izarra, (2011), en los ltimos aos se han descubierto Yacimientos de Petrleo pesado y extra-pesado con gran cantidad de Hidrocarburos, como es el caso de los campos del norte de Alberta en Canad y de la Faja Petrolfera de la cuenca del ro Orinoco en Venezuela. Para extraer estos crudos, se tienen los procesos de recuperacin trmica que consiste en introducir calor dentro de las acumulaciones subterrneas de compuestos orgnicos con el propsito de producir combustibles por medio de los pozos. Para tal fin, se crean mtodos que tienen como propsito obtener el mximo factor de recobro en los yacimientos petrolferos. Segn Alvarado, (2002), dentro de estos procesos se cuenta con la inyeccin de vapor, el cual se suministra energa trmica al fondo de los pozos inyectando vapor de agua, a su vez la inyeccin de agua caliente es un mtodo de desplazamiento que consiste en inyectar agua caliente a travs de un cierto nmero de pozos y producir petrleo por otro, tambin la combustion in situ que implica la inyeccin de aire al yacimiento, el cual mediante ignicin espontnea o inducida, origina un frente de combustin que propaga calor dentro del mismo. A su vez, la combustion in situ ofrece gran variedad de beneficios como el uso del aire en todo momento, cambios extremos en calidad y viscosidad del crudo, sin embargo este proceso exige cuidados especiales, ya que el principal problema es que los operadores no pueden controlar el movimiento del frente de combustin, segn Cabrera, (2011), este mtodo se est implementado desde 1920 en la ciudad de Ohio con la finalidad de reducir al mnimo la deposicin de la parafina y de aumentar la recuperacin del aceite. Izarra (2011), demuestra que en Venezuela en Mayo 2007 se realiz una prueba piloto a larga distancia, aplicando la combustin in situ desarrollada en el campo Bare en San Tome, Estado Anzotegui que contempla un arreglo geomtrico de un pozo inyector vertical, dos pozos productores horizontal y cuatro pozos verticales observadores. Con el fin de obtener el mximo porcentaje de petrleo de la base de recursos de la faja petrolfera de la cuenca del rio Orinoco. Segn Marzuola, (2003) se ha demostrado en las experiencias realizadas con los mtodos inyeccin de vapor, inyeccin de agua caliente y combustion in situ han dado como resultados un 30% de recuperacin de crudo, debido a esto se estn implementando nuevas tecnologas de recuperacin trmica, entre estas estn THAI/CAPRI. Donde THAI, Toe to Heel Air Injection, (Inyeccin de Aire Punta Taln), combina una configuracin especial de pozo vertical y horizontal con combustin in situ y CAPRI es simplemente THAI ms un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de produccin, que al unirse inician un fuego subterrneo y hacen fluir el bitumen o el crudo pesado y al mismo tiempo convertirlo en un crudo de mayor gravedad API. Aplicando esta tecnologa en las reserva de crudo pesado, extra-pesado y bitumen se obtendra una disminucin de viscosidad, se podra mejorar la gravedad API de 11 hasta 26, para Marzuola, (2003), esta tcnica no crea impacto ambiental y se ha demostrado que simulaciones computarizadas de este proceso estiman una de recuperacin del crudo hasta un 80%. Por otra parte, el proceso requiere menos energa en la superficie para hacer que fluya el bitumen y controla el frente de combustin, Tambin podra funcionar en los campos petroleros agotados, ms antiguos, de Venezuela, donde se han utilizado mtodos tradicionales para incrementar la produccin. La presente investigacin busca comparar los procesos de recuperacin trmica Combustin in situ y Thai/Capri con el fin de determinar cul es ms factible y econmicamente rentable para lograr un mximo factor de recobro en yacimientos petrolferos. Se llevo a cabo en el Estado Zulia, en el Instituto Universitario Politcnico Santiago Mario, en un perodo de tiempo comprendido desde Marzo 2.013 hasta Julio 2.013. Dicha investigacin se encuentra enmarcada dentro de la lnea de investigacin matriz Yacimientos especficamente en la lnea potencial recuperacin. Hechas las consideraciones anteriores se plantea la siguiente interrogante. Qu proceso de recuperacin trmica en estudio da mayor factor de recobro en yacimientos de crudos pesados?

Objetivos de la InvestigacinObjetivo General Comparar los Procesos de Recuperacin Trmica Combustion in situ y THAI/CAPRI para obtener el mximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolferos. Objetivos Especficos Describir el mtodo de recuperacin trmica Combustion in situ para obtener el mximo factor de recobro en Yacimientos petrolferos. Identificar la tcnica de recuperacin trmica THAI/CAPRI para obtener el mximo factor de recobro en Yacimientos petrolferos. Caracterizar los criterios de diseo en los cuales pueden ser aplicados los procesos de recuperacin trmica Combustion in situ y THAI/CAPRI para obtener el mximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolferos Establecer comparaciones entre los procesos de recuperacin trmica Combustion in situ y THAI/CAPRI.Justificacin de la Investigacin La extraccin de crudo pesado y extra-pesado en la industria petrolera, presenta problemas operacionales para su produccin debido a su alta viscosidad, al igual que la gran demanda de este producto a nivel mundial, se ha conseguido que la explotacin de crudos con baja gravedad API aumente de forma considerable, como los encontrados en la Faja Petrolfera de la cuenca del ro Orinoco. Es vital el tratar de recuperar estos crudos, ya que las proporciones de volumen comparndolas con las reservas de crudo liviano son muy superiores. Esta investigacin se justifica en lo terico puesto que sirve de soporte a otras investigaciones y crea una base de conocimientos sobre cmo actan los procesos de recuperacin trmica Combustin in situ y Thai/Capri. En el aspecto prctico se busca que empresas Venezolanas utilicen estos procesos trmicos para obtener un mayor factor de recobro tanto en Yacimientos de crudos pesados como en reservas de crudo liviano ya agotado. En tal sentido desde el mbito metodolgico se pretende seleccionar cual de los procesos de recuperacin trmica a estudiar resulta ser ms eficiente y aplicable en yacimientos de crudo pesado y extra-pesado. Se debe enfatizar que la importancia del proyecto para mejorar los crudos pesados, extra-pesado y bitumen radica en el efecto multiplicador que tienen en el desarrollo de la economa de la regin y del pas.

Captulo II:Marco Referencial

CAPTULO II

MARCO REFERENCIAL

Este captulo se estructura con el propsito de incluir todos aquellos aspectos que se requieren tratar para alcanzar un nivel de conocimientos de los contenidos que sern manejados para el cumplimiento de los objetivos trazados. Incluye los antecedentes de la investigacin, bases tericas, legales y sistemas de variables, conceptual y operacional, definicin de trminos bsicos.

Antecedentes de la investigacin

En primer lugar se hace referencia a Surez, D. (2011), realiz una investigacin titulada Anlisis del mtodo de recobro adicional del petrleo mediante la inyeccin de lcali, Surfactante, Polmero (ASP) en yacimientos de hidrocarburos, realizada en el Instituto Universitario Politcnico Santiago Mario. El propsito de sta investigacin fue analizar el mtodo ASP, la cual consiste en inyectar al yacimiento una mezcla de ASP con el objetivo de modificar las fuerzas capilares y viscosas as como mejorar el radio de movilidad entre la fase, y de esta manera obtener una reduccin de saturacin residual del petrleo.La investigacin qued enmarcada metodolgicamente bajo una modalidad documental de tipo descriptiva, analtica. Por su parte la poblacin y la muestra quedaron comprendidas por el mtodo de recobro adicional del petrleo mediante la inyeccin de ASP, adems de utilizaron como tcnica de anlisis a recopilacin y validacin de la informacin; tales como documentos, entrevistas, revistas tcnicas, libros, tesis de grado, manuales y bsqueda especializada de informacin en internet.

Como resultado se obtuvo que mediante le metodologa para la seleccin de yacimientos candidatos, se exponen de manera sistemtica, los parmetros que deben cumplirse para la exitosa aplicacin de la tecnologa de ASP. En conclusin, es necesario el diseo de una prueba piloto, con el propsito de cotejar el proyecto a nivel micro para aminorar los costos, as como tambin se recomienda utilizar data representativa para la simulacin, lo cual permita representar lo ms realmente posible la prueba piloto. El presente estudio se consider importante para la investigacin dado a que aporta informacin sobre cmo obtener un factor de recobro mediante una tcnica aplicada, en este caso llamada ASP.Por otra parte El kontar, Y. y Janbaih, R. (2010), quienes desarrollaron un trabajo denominado Sistema de inyeccin de aire punta taln (Thai) en pozos productores de crudo pesado realizado en la Universidad del Zulia, Ncleo Costa Oriental del Lago, su objetivo principal fue analizar el sistema de aire punta taln (Thai toe to heel air Injection) como tcnica de recuperacin mejorada de crudo pesado.Dicho anlisis fue de tipo descriptivo por presentar los fenmenos tal cual cmo ocurrieron tanto en pruebas de laboratorio como en la realidad, logrando la familiaridad con el tema partiendo del hecho de llevar a cabo una investigacin ms completa, en tanto a la modalidad fue documental. La poblacin y la muestra no aplicaron, ya que no se trabajo directamente con el fenmeno de estudio sino que se presento el mismo tal cual como ocurri en la realidad sin manipular las variables u objetos involucrados. Las tcnicas de recoleccin de datos utilizadas fueron de tipo secundaria, ya que se manejo observacin documental o bibliogrfica.Como tcnica de anlisis de datos se utilizaron tablas, datos reales de campo e imgenes. El anlisis e interpretacin de los datos obtenidos arrojo como resultado que el proceso de Thai puede ser considerado como variante combustin in situ pero la disposicin horizontal de sus pozos proporciona una geometra exclusiva de extraccin por gravedad y por presin. Tambin puede realizar una mejora in situ mediante el craqueo cataltico. El aporte de esta investigacin fue la metodologa utilizada al igual que las tcnicas de recoleccin de datos. Finalmente se hace referencia a Suarez, Y. Quevedo, A. Quevedo, M. (2009) desarrollaron una investigacin titulada Nuevas Tecnologas para la Extraccin de Crudo en Petrleos de Venezuela, S.A.(PDVSA) divisin Oriente realizada en el Instituto Universitario de Tecnologa de Cabimas para optar al ttulo de tcnico Superior. El propsito de la investigacin fue analizar la propuesta de uso de nuevas tecnologas para la extraccin de crudo en PDVSA Oriente Planta Jos y sus Fliale. Al mismo tiempo se seala que la investigacin fue de tipo descriptiva puesto que comprende la descripcin, registros, anlisis e interpretacin de la naturaleza actual y la composicin o proceso de los fenmenos a investigar.Las tcnicas de recoleccin de datos fueron entrevista estructurada donde se realizaron preguntas referentes al comportamiento, seguridad, impacto ambiental, facilidad de operacin, entre otras de tecnologas existentes para la extraccin de crudo, a profesionales de PDVSA gas y a la empresa TIVENCA y una fuente secundaria conformada por libros de textos, trabajos de grado, libros especializados, artculos de revistas y pginas web relacionadas al tema ya mencionado. El diseo de la investigacin fue no experimental ya que la variable de estudio, as como las dimensiones e indicadores, fueron analizados en su estado natural, sin la intervencin del investigador. Como poblacin de estudio se tomo la cuenca petrolfera del oriente del pas, adems de todos los documentos archivados, papeles y libros consultados con el objetivo de generar los datos acerca de manuales de perforacin, nuevas tecnologas, mtodos de produccin. Y como muestra se tomo el complejo industrial Jos Antonio Anzotegui, planta de fraccionamiento y despacho Jos, del Estado Anzotegui, en Venezuela.Cabe mencionar que la investigacin de estudio ya mencionada tuvo como resultado que una vez estimada la tecnologa para la inversin y adquisicin de los equipos la que posee mayor beneficio en base a los criterios es la opcin Thai/Capri. Se consider importante para la investigacin dado que aporta informacin sobre cmo elegir una buena tcnica para la recuperacin de crudo.

Bases tericas

Para un apropiado desarrollo de la investigacin, se considera necesario indagar en los fundamentos tericos que aporten informacin relevante en la medicin de la variable: procesos de recuperacin trmica, haciendo referencia a los aspectos ms importantes.

Recuperacin trmica

Segn Alvarado, (2002), la recuperacin trmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterrneas de compuestos orgnicos con el propsito de producir combustibles por medio de los pozos. Por mltiples razones se utilizan los mtodos trmicos en lugar de otros mtodos de extraccin. En el caso de petrleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor inters para la aplicacin de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extraccin. La reduccin de viscosidad del petrleo que acompaa al incremento de temperatura, permite no slo que el petrleo fluya ms fcilmente sino que tambin resulte una razn de movilidad ms favorable.

Procesos de recuperacin trmica

Segn Alvarado, (2002), los procesos trmicos de extraccin utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyeccin de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generacin de calor en el propio yacimiento. Tambin se pueden clasificar:En los Desplazamientos Trmicos, donde el fluido se inyecta continuamente en un nmero de pozos inyectores, para desplazar el petrleo y obtener produccin por otros pozos. En los tratamientos de estimulacin trmica, la cual solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores. Aquellas fuerzas impelentes en el yacimiento, como la gravedad, el gas en solucin y el desplazamiento por agua natural, afectan las tasas mejoradas de extraccin, una vez que se reduce la resistencia al flujo. Combustion In Situ

Para Cabrera, (2011), El primer mtodo de la combustion in situ fue la utilizacin de los calentadores de fondo. Su funcin era mejorar y acelerar la extraccin de petrleo en los yacimientos de grupo pesado. Su propsito primario era reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de produccin de crudos pesado. Esto ocurri en los proyectos de inyeccin del aire realizados en Ohio del sudeste durante la primera parte del siglo XX. Luego en 1916 Lewis contempla la posibilidad de usar la combustin en los proyectos donde se inyectaba aire caliente en la formacin para combatir problemas de deposicin de parafina. El primer proyecto exitoso de la combustion in situ fue realizado por Mills, en Estados Unidos cerca de la ciudad de Mariette en Ohio Meridional en octubre de 1920 donde la tcnica usada fue un proceso cclico de combustin para derretir la parafina y aumentar la produccin.Segn Alvarado, (2002), la Combustion In Situ es un mtodo convencional trmico que se basa en la generacin de calor en el yacimiento para seguir la recuperacin de hidrocarburo una vez culminada la produccin con los mtodos primario o secundarios, este mtodo implica la inyeccin de aire al yacimiento, el cual mediante ignicin espontnea o inducida, origina un frente de combustin que propaga calor dentro del mismo. La energa trmica generada por este mtodo da a lugar a una serie de reacciones qumicas tales como oxidacin, desintegracin cataltica, destilacin y polimerizacin, que contribuyen simultneamente con otros mecanismos tales como empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensacin, empuje por vapor y vaporizacin, a mover el petrleo desde la zona de combustin hacia los pozos productores.

Proceso de la Combustion in situ

Segn la comunidad petrolera (2009), el proceso de la combustin in situ, 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 contina la inyeccin de aire para mantener el avance del frente de combustin.

Figura 1. Proceso de la combustion in situ. Tomado de la revista en linea combustin in situ. Izarra, G (2011).Pozo inyector Segn la comunidad petrolera (2009), los pozos inyectores son aquellos pozos que permiten inyectar fluidos en las formaciones atravesadas durante la perforacin, el fluido inyectado puede ser gas, agua, vapor de agua o productos qumicos. El proceso de inyeccin se realiza principalmente con dos objetivos: mantener la presin del yacimiento y desplazar los fluidos que se encuentran en la formacin hacia los pozos productores.Zona o Frente de combustin Segn Agamez, (2013), el frente de combustin es conocido tambin como evaporacin y es unproceso fsicoque consiste en el paso lento y gradual de un estadolquidohacia un estadogaseoso, tras haber adquirido suficiente energa para vencer latensin superficial y se produce a cualquier temperatura. No es necesario que toda masa alcance unpunto de ebullicin. Cuando existe un espacio libre encima de un lquido, una parte de sus molculas est en formagaseosa, al equilibrase, la cantidad de materia gaseosa define lapresin de vaporsaturante, la cualnodepende delvolumen, pero vara segn la naturaleza del lquido y la temperatura. Zona de coque Para Araujo, (2011), el coque de petrleo es un sub-producto que se obtiene en los procesos de refinacin del crudo y constituye esencialmente el llamado fondo del barril. Al extraer la totalidad de lquidos que contiene el crudo mediante procesos fsicos con el fin de producir la mayor cantidad de combustibles de alto valor, se obtiene un producto slido que en una base seca consiste de aproximadamente 85 por ciento carbn, 10 por ciento voltiles y 5 por ciento azufre. Dado su alto contenido de carbn, el coque de petrleo es una excelente fuente de calor. Sin embargo, como tal, las propiedades del coque de petrleo varan de acuerdo a la corriente de crudo utilizada en el proceso de refinacin y est cobrando importancia como combustible industrial, ya que resulta atractivo como sustituto de gas natural y de combustible por los ahorros que se pueden generar.

Pozo productor

Segn la comunidad petrolera (2009), son aquellos que permiten extraer los fluidos de las formaciones productoras, son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificacin de un yacimiento con la finalidad de tener mayor rea de produccin. Tambin se le denominan pozos horizontales y son aquellos con un ngulo de inclinacin no menor de 86 respecto a la vertical. La longitud de la seccin horizontal depende de la extensin del yacimiento y del rea a drenar en el mismo. A su vez es un hoyo que ofrece un cambio radical en la condiciones de flujo de los fluidos, ya que crea un rea de forma elipsoidal mientras que la de un pozo vertical es de forma cilndrica. La productividad de un pozo horizontal depende de la longitud y sta a su vez, depende de las tcnicas de perforacin; otra consideracin importante para la productividad es el esquema de terminacin, que depender de las necesidades locales y de la experiencia que se tenga en el rea.

Ventajas de la Combustion in situ

Segn Cabrera, (2011), las ventajas de la combustion in situ son: Disponibilidad de aire en todo momento, debido a esto puede inyectarse aire en zonas de difcil acceso para otros fluidos. Facilidad para mantener equilibrada la presin. Recupera hasta un 30% del crudo in situ segn clculos computarizados. Aumento considerable en la gravedad API lo que disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. En comparacin con el drenaje por gravedad asistido por vapor se reduce un 22% de la emisin de dixido de carbono debido a que no se quema gas natural en superficie para generar vapor. El crudo que se consume es el econmicamente menos importante.

Desventajas de la Combustion in situ.

Segn Cabrera, (2011), y Marzuola, (2003), las desventajas de la combustion in situ son: No se puede controlar el movimiento del frente de combustin, lo que dificulta el control sobre la trayectoria de flujo del aire dentro del pozo. Falta de confianza en el proceso, esto es debido a la relacin entre proyectos exitosos y fallidos. Alto costo de inversin en la planta compresora y elevado gastos de mantenimiento. 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.

Tipos de combustion in situ.Combustin Convencional.

Segn Cabrera, (2011), en la combustin convencional o combustin seca el petrleo es producido por una gran variedad de mecanismos incluyendo vaporizacin, condensacin, empuje por gas en solucin, desplazamientos miscibles, empuje por vapor, craqueo trmico, entre otros. En cualquier instante, existe una zona de combustin alrededor del pozo de inyeccin, donde las temperaturas son del orden de 700F a 1200F. La siguiente zona se caracteriza por evaporacin y craqueo del petrleo, ms adelante, se encuentra la zona de condensacin donde las temperaturas son menores y ocurre la condensacin del vapor y de las fracciones ms livianas del petrleo. Luego se encuentra el banco de agua, el banco de petrleo y finalmente la zona virgen hasta los pozos productores.

Pozo ProductorMaseta de vaporaceite, agua, un gas de combustinun banco de petrleo ligeroinyeccin de agua caliente de un banco de petrleo ligeroBanco de PetroleoZona de VaporFrente de CombustinZona Quemada Pozo InyectorFigura 2. Diferentes zonas formadas durante la Combustin Convencional. Tomado del manual Combustion In- Situ o combustin en el yacimiento. Cabrera, (2011). Pag. 4.

La aplicacin del proceso de combustin convencional est limitada por el hecho que los productos de la combustin, el petrleo y el agua, deben fluir en una zona relativamente fra. Por lo tanto existe un lmite superior para la viscosidad del petrleo que puede ser recuperado econmicamente por este proceso. En trminos de gravedad del petrleo, la combustin convencional es aplicable a yacimientos con crudos en el rango de 10 a 40 API, y la recuperacin del petrleo vara entre 60% y 90% del petrleo en el yacimiento en el momento de iniciar el proceso, dependiendo, del tipo de arreglo, propiedades del petrleo y petrleo en sitio. Ver cuadro 1. Durante la combustin en el yacimiento ocurren simultneamente tres procesos fsicos; reaccin qumica, transferencia de calor y flujo de fluidos. Estos procesos tienen lugar en forma dependiente y su entendimiento es bsico para la evaluacin de los parmetros bsicos envueltos en combustin convencional. Cuadro N 1 La aplicacin del proceso de combustin convencional

Gravedad API10 a 40

Recuperacin del Petrleo60% y 90%

Tomado del manual de combustion in situ o en el yacimiento, Cabreras (2011). Combustin en Reverso

Segn Cabrera, (2011), en la combustin en reverso el frente de combustin se origina en los pozos productores y se propaga hacia los inyectores. En este tipo de proceso el petrleo vaporizado, el agua y los productos de la combustin se mueven en una zona del yacimiento que ha sido calentada. Luego, debido a que la arena est caliente la saturacin movible de lquido es eliminada en esta parte del yacimiento. Lo cual significa que no existe lmite superior en la viscosidad del petrleo. Sin embargo, el combustible para el proceso es una fraccin intermedia del petrleo original y la fraccin ms indeseable del crudo permanece sobre la superficie de la arena como un depsito sustancial de coque, el cual representa energa disponible no utilizada en la produccin de petrleo. Este tipo de combustin es particularmente adecuado para yacimientos con crudos muy pesados y para arenas bituminosas. En trminos de gravedad del petrleo, es aplicable en el rango de 5 a 15API y la recuperacin puede alcanzar de un 50% a 65% de petrleo en sitio en el momento de iniciar el proceso. Bajo ciertas circunstancias, el frente de combustin se mueve suficientemente rpido, de tal forma que solo una fraccin del petrleo en sitio es consumida. Sin embargo, en algunos casos esta fraccin puede alcanzar un 50% del petrleo en sitio. Una caracterstica importante del proceso de combustin en reverso es el mejoramiento del petrleo pesado en sitio. Cuadro N 2. Aplicacin del proceso de combustin en reverso

Gravedad API5 a 15

Recuperacin del Petrleo50% a 65%

Tomado del manual de combustion in situ o en el yacimiento, Cabrera (2011). Bajo ciertas circunstancias, el frente de combustin se mueve suficientemente rpido, de tal forma que solo una fraccin del petrleo en sitio es consumida. Sin embargo, en algunos casos esta fraccin puede alcanzar un 50% del petrleo en sitio. Una caracterstica importante del proceso de combustin en reverso es el mejoramiento del petrleo pesado en sitio. Por ejemplo es posible que se obtenga crudo de 25API y de 15cp de viscosidad, de un yacimiento que contiene petrleo de 8API y alta viscosidad.

Figura 3. Diferentes zonas formadas durante la Combustin en Reverso y perfil de temperaturas. Tomado del manual Combustion In- Situ o combustin en el yacimiento Cabreras, S. (2011). Pag. 6.

Combustin Hmeda.

Para Cabrera, (2011), es un proceso diseado con la finalidad de aprovechar la gran cantidad de calor dejada detrs del frente de combustin, en un proceso convencional, que de otra forma se perdera hacia las formaciones adyacentes. La recuperacin del calor se logra mediante inyeccin de agua en forma simultnea o alternada con el aire. La combustin hmeda es semejante a la combustin seca lo cual genera altas temperaturas. La capacidad de la corriente de aire inyectado para transportar el calor es baja y por lo tanto la mayor parte del calor generado por la oxidacin del combustible es retenida en la arena. El combustible disponible determina el requerimiento de aire y la temperatura obtenida. Para el caso normal de requerimiento de aire 400 bbls/ft3 de formacin barrida, la temperatura en la arena barrida es del orden de los 2200F. Si se inyecta agua con el aire a una tasa moderada, esta se convertir en vapor sper-calentado al ponerse en contacto con la arena caliente. Un pie cbico de arena caliente evaporar aproximadamente 0.5 pies cbicos de agua (suponiendo una porosidad del 30% y una saturacin del 80%) y almacenar 0.3 pies cbicos de agua fra. Mientras se inyecte menos de 400 ft3 de aire, el frente de enfriamiento (inicio de la zona de evaporacin) no pasar el frente de combustin. El vapor sper-calentado se mezcla con el aire y fluye a travs del frente de combustin sin afectar la reaccin, tal como pasa con el nitrgeno del aire. Ms adelante del frente de combustin, la mezcla gaseosa de vapor, nitrgeno, dixido de carbono, entre otros., se enfra rpidamente al ponerse en contacto con la formacin que est ms fra. Una vez que la mezcla se condensa provee un empuje por vapor diluido. La temperatura de la zona de vapor est determinada por la presin parcial del vapor; pero en el rango de presiones de campo, esta es del orden de 400F .La longitud de la zona de vapor est determinada por el porcentaje de vapor recuperado corriente arriba. En el caso lmite de combustin normal hmeda, todo el calor detrs del frente de combustin se recupera, excepto en una regin delgada de alta temperatura. La combustin es normal en el sentido en que se consume todo el combustible disponible por donde pasa el frente de combustin a travs de la formacin. El frente de combustin viaja solo una parte de la distancia de la cual el petrleo es barrido, de acuerdo a esto solo se necesita una tercera parte del aire requerido en la combustin seca. El mantenimiento de la zona de alta temperatura se considera esencial la continuidad de la combustin, hasta que se midi la tasa de oxidacin en funcin de la temperatura. Se encontr entonces que a temperaturas del orden de los 400F, el oxgeno podra ser consumido dentro de una distancia de 0.39in a 3.28 ft. La oxidacin del petrleo se produce en varias etapas y a diferentes tasas de reaccin. En la primera etapa el hidrgeno se quema rpidamente a bajas temperaturas, y en la ltima etapa se produce la combustin bastante rpida del residuo del carbn puro, la cual requiere temperatura al menos de 750F.

Figura 4. Diferentes zonas formadas durante la Combustin Hmeda y perfil de temperaturas. Tomado de la revista en lnea Combustion In Situ.

Toe To Heel Air Injection/ Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion (THAI/CAPRI)

Segn Marzuola, (2003), THAI (Toe To Heel Air Injection), fu desarrollado al tratar de estabilizar la gravedad del proceso combustin in situ, segn estudios realizados en 1993 por Ostapovich y Pebdani, quienes demostraron experimentalmente que al realizar una inyeccin de aire a alta presin (mayor a 1600 psi) en el yacimiento a travs de un pozo vertical y combinndola con la produccin de un pozo horizontal, disminua el frente de combustin debido a la baja presin generada por la produccin del pozo horizontal. El mismo autor seala que CAPRI (Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion) es THAI ms un catalizador similar a los que se usan en las refineras del mundo que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de productor, Cuando el crudo caliente drena a travs del catalizador hasta el pozo y ocurre la reaccin qumica. Los productos no deseados como azufre, asfltenos y metales pesados se separan del crudo. Lo que sustenta al unir estos dos procesos es lograr una ignicin subterrnea para mejor barrido del crudo y lograr cambiar con ms efectividad la gravedad del petrleo antes de que salga del subsuelo.

Figura 5. Proceso de THAI/CAPRI. Tomado de revista en lnea tecnologa de combustion in situ (2011). Disponible: http://solocombustioninsitu. blogspot.com /2011/01/ tecnologias-de-combustion-in-situ.html. Consultado 3-Diciembre de 2012.Proceso de THAI/CAPRI Para Marzuola, (2003), el proceso consiste en primer lugar, en iniciar un fuego que se alimenta junto con aire y se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el fondo del pozo vertical se encuentra el extremo o punta (Toe) de un pozo horizontal de 1.000 metros. Al bombear aire, crece la cmara de combustin y se desarrolla un calor extremo dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo pesado, fro, cuya gravedad entonces hace que fluya hacia el pozo de produccin horizontal. El gas producido a partir de la combustin hace fluir el crudo hasta la superficie. En el proceso THAI/CAPRI los pozos horizontales de produccin, se localizan en la parte baja del yacimiento, mientras que el o los pozos verticales de inyeccin se encuentran en la parte superior del yacimiento. El aire enriquecido con oxgeno es inyectado a travs del pozo vertical, llevndose a cabo la ignicin en la parte superior del yacimiento para crear una zona de combustin y reducir la viscosidad del aceite pesado, para despus por drene gravitacional producir el aceite por el pozo horizontal. Segn Marzuola, (2003), Malcolm Greaves fue quien desarroll por primera vez la tecnologa THAI/CAPRI a principios de los 90. Desde entonces, se ha seguido desarrollando y fue patentada en Canad, Estados Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad intelectual y sigue trabajando con Greaves y otros expertos para adelantar la tecnologa.Caractersticas de THAI/CAPRI Usa catalizadores que es una sustancia (compuesto o elemento) capaz de acelerar (catalizador positivo) o retardar (catalizador negativo o inhibidor) una reaccin qumica, permaneciendo ste mismo inalterado (no se consume durante la reaccin). Un catalizador interviene en una reaccin pero sin llegar a formar parte de los resultados de esta. Los catalizadores no alteran el balance energtico final de la reaccin qumica, sino que slo permiten que se alcance el equilibrio con mayor o menor velocidad. Genera calor en sitio en vez de inyectarlo desde la superficie. Se habla de dejar atrs la tecnologa con vapor, y probablemente elimine el uso de vapor en estos yacimientos. Usa una combinacin de pozos verticales y horizontales, y solo requiere los fluidos ms econmicos: el aire y el agua.

Ventajas y desventajas de THAI/CAPRI

Segn Marzuola, (2003), las ventajas de la tcnica THAI/CAPRI son: Reduce un 22% de emisiones de dixido de carbono, al no quemar gas natural en la superficie, lo que hace que no deteriore el medio ambiente. Disminuye la viscosidad del crudo, cambiando la gravedad API desde 11 hasta 26 API. Puede controlar el movimiento de la cmara de combustin, lo que implica que la combustin se mueva hacia el principio (Heel o Taln) del pozo horizontal, y no se propague en cualquier direccin. Recupera hasta un 80% de crudo obtienen derivados beneficiosos como gases, calor y agua. Donde gases como el nitrgeno llegan a la superficie junto con el crudo y es separado y comercializado. En comparacin a otros mtodos de recuperacin trmica, el proceso requiere menos energa en la superficie para hacer fluir el bitumen. Funciona en los campos agotados de Venezuela y un menor tiempo de ejecucin del proceso. Se puede operar con un solo pozo horizontal de produccin, con un mnimo de vapor y de instalaciones de procesamiento de agua.

Desventajas de THAI/CAPRI

Segn Marzuola, (2003), las desventajas de la tcnica THAI/CAPRI son: Quema el coque no deseado en el subsuelo, generalmente los eliminan en la superficie. Los remanentes del coque sellan el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustin, pero como resultado se obtiene que el aire no puede ir directamente hasta el pozo ni pasar por encima del yacimiento, lo que dificulta la produccin. Tiene problemas con altas temperaturas lo cual podra achicar todo el yacimiento, por esa razn se sugiere usar la combustin hmeda o el bombeo del agua junto con el aire en el pozo vertical para controlar el calor y adems equipos como revestidor, cubiertas y cabezales que resistan el calor. El proceso podra cambiar la composicin del crudo producido, y caractersticas importantes lo que hara ms difcil la refinacin.

Criterios de Diseo

Para Izarra, (2011) y Cabrera, (2011), los criterios de seleccin para juzgar la adecuacin de un proyecto de combustion in situ o en el yacimiento son:Yacimiento Segn Rodrguez, (2007). Un yacimiento de hidrocarburos bsicamente consiste en un depsito que contiene a esos hidrocarburos almacenados. En forma general, puede afirmarse que los fluidos presentes en un yacimiento son petrleo, gas y agua. A medida que estos fluidos son producidos, sus propiedades varan lo cual conlleva a un cambio en las caractersticas del yacimiento y su comportamiento.Permeabilidad Segn Escobar, (2004), la permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presin) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogneo y laminar ocurra. Cuadro N 3 Tabla de Rangos de Permeabilidad.Calidad de la rocaPermeabilidad (mD)

Pobre K < 1

Regular1< K 250

Tomado del Proyecto de Grado, anlisis de las relaciones porosidad y permeabilidad en sedimentos no consolidados. Da Silva, (2011). Pg. 26.

Espesor Para Carrillo, (2006) Las formaciones que contienen hidrocarburo, consiste en varia capas arenosas, estas capas estn definidas como unidades geolgicas y estn caracterizadas por variaciones en porosidad, permeabilidad y saturacin de los fluidos. Por otra parte la comunidad petrolera (2012), expone que los yacimientos se encuentran confinados entre ciertos lmites geolgicos y de fluidos, los cuales deben ser determinados con bastante precisin. Dentro de estos lmites geolgicos, el petrleo se encuentra contenido en lo que comnmente se conoce como espesor bruto. El espesor neto de arena petrolfera es la parte del espesor bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petrleo y se define mediante los siguientes criterios: Lmite ms bajo de porosidad y de permeabilidad y Lmite ms alto de saturacin de agua.Porosidad La comunidad petrolera, (2012), expone que La porosidad s una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fraccin del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos Segn Escobar, (2004), la porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca: De acuerdo a la interconexin del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemticamente =Vp / VtVp = volumen porosoVt = volumen total Cuadro N 4 Tabla de Rangos de PorosidadCalidad Porosidad (%)

Muy Buena>20

Buena15 20

Moderada10 15

Pobre 5 10

Muy Pobre< 5

Tomado del Proyecto de Grado, anlisis de las relaciones porosidad y permeabilidad en sedimentos no consolidados. Da Silva, (2011). Pg. 14Saturacin de fluidosPara Escobar, (2004), es la relacin que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensin del volumen poroso se puede volumtricamente determina cuanto fluido existe en una roca. Segn Buenas tareas (2010), en los poros de la roca reservorio quedan atrapados fluidos que consisten en hidrocarburos: petrleo y gas y agua. De acuerdo a las condiciones de presin y temperatura del yacimiento, y a la posicin estructural, en el sistema de poros pueden estar presentes las tres fases en forma separada, o el gas puede estar disuelto completamente. La cantidad de volumen de un determinado fluido en el sistema de poros o espacio poral, con relacin al volumen total, expresado en fraccin o en porcentaje es lo que se llama saturacin.PresinSegn el Manual de Well Control (2003), es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de rea, tal como libra sobre pulgada (PSI). Las presiones con las que se trata a diario en la industria petrolera incluye la de los fluidos, formacin, friccin y mecnica; cuando se exceden ciertos lmites de presin puede resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y prdidas de vida. Cuando los fluidos ejercen presin es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna del fluido, la densidad es normalmente medida en libras por galn (LPG) o kilogramos por metros cbicos (Kg/m3); jun fluido pesado ejerce ms presin porque su densidad es mayor.

Caractersticas del petrleoViscosidadSegn Rodrguez, (2007), se define como viscosidad de fluido a la friccin interna o resistencia ofrecida por el fluido al movimiento relativo de sus partes. Es una de las caractersticas ms importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de produccin, transporte, refinacin y petroqumica. La viscosidad de los crudos representa su caracterstica de fluidez, disminuye con aumento de temperatura y con aumento de la razn gas disuelto petrleo, pero aumenta en presin. Por debajo del punto de burbujeo, la viscosidad disminuye con aumento de presin debido al efecto del gas que entra en solucin. Otro ndice de apreciacin de la fluidez de los crudos es la gravedad API, que mientras ms alta sea indica ms fluidez.

Gravedad APISegn Rodrguez, (2007), la densidad, la gravedad especfica o los grados API (American Petroleum Institute) denota la relacin correspondiente de peso especfico y de fluidez de los crudos con respecto al agua. La clasificacin de los crudos por rangos de gravedad API utilizado en la industria venezolana de los hidrocarburos a condiciones normales son las siguientes: Cuadro N 5Tabla de Rangos de los API

Condensados >42 API

Livianos >30 API

Medianos>22, 10, 50 md

Espesor >15 ft>30 ft

Porosidad>20 %

Saturacin de petrleo>500 bl.acre/ft; >50 %

Saturacin de aguaNo es critica pero no debe ser >40%

Saturacin de gasDebe ser mayor o igual a 30%

PresinNo afecta.

Profundidad>700 ft3400 m

Caractersticas del petrleoRecomendado

Viscosidad>100, 400 cp

Gravedad API