INTRODUCCIÓN

En el pasado, la explotación de crudos pesados resultaba no beneficiosa;

La mayor parte de petróleo consumido en décadas ha sido convencional,

debido a que la extracción del crudo pesado y del bitumen exige alta

tecnología que, inclusive hoy en día, no se tiene. Sin embargo, las múltiples

investigaciones y adelantos científicos de compañías petroleras para obtener

nuevas tecnologías, ha permitido que el petróleo pesado, y el bitumen,

puedan extraerse de tal manera que sometiéndolos a un proceso térmico se

convierta en petróleo de baja viscosidad y su producción sea fácil y rentable.

Para tal fin, se han creado métodos que tienen como propósito obtener el

máximo factor de recobro en los Yacimientos petrolíferos como lo es la

combustion in situ.

El objetivo básico de este método de recuperación térmica es introducir

calor al yacimiento para disminuir la viscosidad del petróleo en sitio, con la

finalidad mejorar su movilidad y hacer que fluya hasta la superficie. No

obstante los problemas energéticos a nivel mundial han traído como

consecuencia el desarrollo de nuevas técnicas para la recuperación de

crudos pesados, siendo la técnica Thai/Capri la que mejores resultados ha

producido durante los últimos años.

Marzuola, (2003), plantea que la tecnología Thai, Toe to Heel Air Injection,

(Inyección de Aire Punta Talón), consiste en inyectar aire con una

concentración de oxígeno para inducir la ignición en presencia de crudo

dentro del yacimiento y permitir la combustión a un régimen controlado. A

medida que la combustión avanza a través del yacimiento, se genera

suficiente calor y gas de combustión para reducir la viscosidad del crudo

pesado y aumentar la movilidad del aceite que se encuentra delante del

frente de combustión

Adicional al sistema como tal, se ha integrado a una variante denominada

Capri, Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion, (Infusión de resina

1

controlada a presión atmosférica) que consiste en agregar un catalizador

sólido en el espacio anular del pozo  horizontal productor. El crudo

craqueado térmicamente producido por este sistema pasa a través del

revestimiento del catalizador en su trayectoria al pozo horizontal productor,

en donde se genera una reacción química que baja aún más la viscosidad

del crudo, transformando prácticamente en un crudo ligero.

Es por ello que el estudio se enfoca en comparar los procesos de

recuperación térmica Combustion in situ y Thai/Capri para obtener el máximo

factor de recobro en yacimientos petrolíferos y se estructura de la siguiente

manera:

Capítulo I, el problema donde se presenta la contextualización del

problema que originó la investigación, los objetivos por alcanzar, y su

justificación.

Capítulo II, comprende una breve descripción de los antecedentes de

estudio, se definen bases teóricas con la finalidad de sustentar la

investigación especificando los procesos estudiados, así como también se

definen términos básicos de interés.

Capítulo III, llamado Marco Metodológico, hace mención al tipo y

modalidad de investigación, población y muestra, las técnicas de recolección

de datos, las técnicas de análisis de datos y los procedimientos para llevar a

cabo la investigación.

Capítulo IV, que se encuentra enmarcado por los resultados de la

investigación así como sus conclusiones y recomendaciones.

2

Capítulo I:

El Problema

3

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

Contextualización de la Investigación

Según Izarra, (2011), en los últimos años se han descubierto Yacimientos

de Petróleo pesado y extra-pesado con gran cantidad de Hidrocarburos,

como es el caso de los campos del norte de Alberta en Canadá y de la Faja

Petrolífera de la cuenca del río Orinoco en Venezuela. Para extraer estos

crudos, se tienen los procesos de recuperación térmica que consiste en

introducir calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos

orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos.

Para tal fin, se crean métodos que tienen como propósito obtener el

máximo factor de recobro en los yacimientos petrolíferos. Según Alvarado,

(2002), dentro de estos procesos se cuenta con la inyección de vapor, el

cual se suministra energía térmica al fondo de los pozos inyectando vapor de

agua, a su vez la inyección de agua caliente es un método de

desplazamiento que consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto

número de pozos y producir petróleo por otro, también la combustion in situ

que implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición

espontánea o inducida, origina un frente de combustión 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

4

del frente de combustión, según Cabrera, (2011), este método se está

implementado desde 1920 en la ciudad de Ohio con la finalidad de reducir al

mínimo la deposición de la parafina y de aumentar la recuperación del aceite.

Izarra (2011), demuestra que en Venezuela en Mayo 2007 se realizó una

prueba piloto a larga distancia, aplicando la combustión in situ desarrollada

en el campo Bare en San Tome, Estado Anzoátegui que contempla un

arreglo geométrico de un pozo inyector vertical, dos pozos productores

horizontal y cuatro pozos verticales observadores. Con el fin de obtener el

máximo porcentaje de petróleo de la base de recursos de la faja petrolífera

de la cuenca del rio Orinoco.

Según Marzuola, (2003) se ha demostrado en las experiencias realizadas

con los métodos inyección de vapor, inyección de agua caliente y combustion

in situ han dado como resultados un 30% de recuperación de crudo, debido a

esto se están implementando nuevas tecnologías de recuperación térmica,

entre estas están THAI/CAPRI. Donde THAI, Toe to Heel Air Injection,

(Inyección de Aire Punta Talón), combina una configuración especial de pozo

vertical y horizontal con combustión in situ y CAPRI es simplemente THAI

más un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de

producción, que al unirse inician un fuego subterráneo y hacen fluir el

bitumen o el crudo pesado y al mismo tiempo convertirlo en un crudo de

mayor gravedad API.

Aplicando esta tecnología en las reserva de crudo pesado, extra-pesado y

bitumen se obtendría una disminución de viscosidad, se podría mejorar la

gravedad API de 11º hasta 26º, para Marzuola, (2003), esta técnica no crea

impacto ambiental y se ha demostrado que simulaciones computarizadas de

este proceso estiman una de recuperación del crudo hasta un 80%. Por otra

parte, el proceso requiere menos energía en la superficie para hacer que

fluya el bitumen y controla el frente de combustión, También podría funcionar

en los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde se

han utilizado métodos tradicionales para incrementar la producción.

5

La presente investigación busca comparar los procesos de recuperación

térmica Combustión in situ y Thai/Capri con el fin de determinar cuál es más

factible y económicamente rentable para lograr un máximo factor de recobro

en yacimientos petrolíferos. Se llevo a cabo en el Estado Zulia, en el Instituto

Universitario Politécnico “Santiago Mariño”, en un período de tiempo

comprendido desde Marzo 2.013 hasta Julio 2.013. Dicha investigación se

encuentra enmarcada dentro de la línea de investigación matriz Yacimientos

específicamente en la línea potencial recuperación.

Hechas las consideraciones anteriores se plantea la siguiente

interrogante. ¿Qué proceso de recuperación térmica en estudio da mayor

factor de recobro en yacimientos de crudos pesados?

Objetivos de la Investigación

Objetivo General

Comparar los Procesos de Recuperación Térmica Combustion in situ y

THAI/CAPRI para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos

Petrolíferos.

Objetivos Específicos

Describir el método de recuperación térmica Combustion in situ para

obtener el máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos.

Identificar la técnica de recuperación térmica THAI/CAPRI para obtener el

máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos.

Caracterizar los criterios de diseño en los cuales pueden ser aplicados

los procesos de recuperación térmica Combustion in situ y THAI/CAPRI

para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolíferos

Establecer comparaciones entre los procesos de recuperación térmica

Combustion in situ y THAI/CAPRI.

6

Justificación de la Investigación

La extracción de crudo pesado y extra-pesado en la industria petrolera,

presenta problemas operacionales para su producción debido a su alta

viscosidad, al igual que la gran demanda de este producto a nivel mundial, se

ha conseguido que la explotación de crudos con baja gravedad API aumente

de forma considerable, como los encontrados en la Faja Petrolífera de la

cuenca del río Orinoco. Es vital el tratar de recuperar estos crudos, ya que

las proporciones de volumen comparándolas con las reservas de crudo

liviano son muy superiores.

Esta investigación se justifica en lo teórico puesto que sirve de soporte a

otras investigaciones y crea una base de conocimientos sobre cómo actúan

los procesos de recuperación térmica Combustión in situ y Thai/Capri. En el

aspecto práctico se busca que empresas Venezolanas utilicen estos

procesos térmicos 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 ámbito metodológico se pretende seleccionar cual

de los procesos de recuperación térmica a estudiar resulta ser más 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 economía de la región y del país.

7

Capítulo II:

Marco Referencial

8

CAPÍTULO II

MARCO REFERENCIAL

Este capítulo se estructura con el propósito de incluir todos aquellos

aspectos que se requieren tratar para alcanzar un nivel de conocimientos de

los contenidos que serán manejados para el cumplimiento de los objetivos

trazados. Incluye los antecedentes de la investigación, bases teóricas,

legales y sistemas de variables, conceptual y operacional, definición de

términos básicos.

Antecedentes de la investigación

En primer lugar se hace referencia a Suárez, D. (2011), realizó una

investigación titulada “Análisis del método de recobro adicional del petróleo

mediante la inyección de Álcali, Surfactante, Polímero (ASP) en yacimientos

de hidrocarburos, realizada en el Instituto Universitario Politécnico Santiago

Mariño. El propósito de ésta investigación fue analizar el método ASP, la cual

consiste en inyectar al yacimiento una mezcla de ASP con el objetivo de

modificar las fuerzas capilares y viscosas así como mejorar el radio de

movilidad entre la fase, y de esta manera obtener una reducción de

saturación residual del petróleo.

La investigación quedó enmarcada metodológicamente bajo una

modalidad documental de tipo descriptiva, analítica. Por su parte la población

y la muestra quedaron comprendidas por el método de recobro adicional del

petróleo mediante la inyección de ASP, además de utilizaron como técnica

de análisis a recopilación y validación de la información; tales como d

9

ocumentos, entrevistas, revistas técnicas, libros, tesis de grado, manuales

y búsqueda especializada de información en internet.

Como resultado se obtuvo que mediante le metodología para la selección

de yacimientos candidatos, se exponen de manera sistemática, los

parámetros que deben cumplirse para la exitosa aplicación de la tecnología

de ASP. En conclusión, es necesario el diseño de una prueba piloto, con el

propósito de cotejar el proyecto a nivel micro para aminorar los costos, así

como también se recomienda utilizar data representativa para la simulación,

lo cual permita representar lo más realmente posible la prueba piloto. El

presente estudio se consideró importante para la investigación dado a que

aporta información sobre cómo obtener un factor de recobro mediante una

técnica aplicada, en este caso llamada ASP.

Por otra parte El kontar, Y. y Janbaih, R. (2010), quienes desarrollaron un

trabajo denominado “Sistema de inyección de aire punta talón (Thai) en

pozos productores de crudo pesado” realizado en la Universidad del Zulia,

Núcleo Costa Oriental del Lago, su objetivo principal fue analizar el sistema

de aire punta talón (Thai toe to heel air Injection) como técnica de

recuperación mejorada de crudo pesado.

Dicho análisis fue de tipo descriptivo por presentar los fenómenos tal cual

cómo ocurrieron tanto en pruebas de laboratorio como en la realidad,

logrando la familiaridad con el tema partiendo del hecho de llevar a cabo una

investigación más completa, en tanto a la modalidad fue documental. La

población y la muestra no aplicaron, ya que no se trabajo directamente con el

fenómeno de estudio sino que se presento el mismo tal cual como ocurrió en

la realidad sin manipular las variables u objetos involucrados. Las técnicas de

recolección de datos utilizadas fueron de tipo secundaria, ya que se manejo

observación documental o bibliográfica.

Como técnica de análisis de datos se utilizaron tablas, datos reales de

campo e imágenes. El análisis e interpretación de los datos obtenidos arrojo

como resultado que el proceso de Thai puede ser considerado como variante

10

combustión in situ pero la disposición horizontal de sus pozos proporciona

una geometría exclusiva de extracción por gravedad y por presión. También

puede realizar una mejora in situ mediante el craqueo catalítico. El aporte de

esta investigación fue la metodología utilizada al igual que las técnicas de

recolección de datos.

Finalmente se hace referencia a Suarez, Y. Quevedo, A. Quevedo, M.

(2009) desarrollaron una investigación titulada “Nuevas Tecnologías para la

Extracción de Crudo en Petróleos de Venezuela, S.A.(PDVSA) división

Oriente” realizada en el Instituto Universitario de Tecnología de Cabimas

para optar al título de técnico Superior. El propósito de la investigación fue

analizar la propuesta de uso de nuevas tecnologías para la extracción de

crudo en PDVSA Oriente Planta José y sus Fíliale. Al mismo tiempo se

señala que la investigación fue de tipo descriptiva puesto que comprende la

descripción, registros, análisis e interpretación de la naturaleza actual y la

composición o proceso de los fenómenos a investigar.

Las técnicas de recolección de datos fueron entrevista estructurada donde

se realizaron preguntas referentes al comportamiento, seguridad, impacto

ambiental, facilidad de operación, entre otras de tecnologías existentes para

la extracción 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, artículos de revistas y páginas web

relacionadas al tema ya mencionado. El diseño de la investigación fue no

experimental ya que la variable de estudio, así como las dimensiones e

indicadores, fueron analizados en su estado natural, sin la intervención del

investigador.

Como población de estudio se tomo la cuenca petrolífera del oriente del

país, además de todos los documentos archivados, papeles y libros

consultados con el objetivo de generar los datos acerca de manuales de

perforación, nuevas tecnologías, métodos de producción. Y como muestra se

11

tomo el complejo industrial José Antonio Anzoátegui, planta de

fraccionamiento y despacho José, del Estado Anzoátegui, en Venezuela.

Cabe mencionar que la investigación de estudio ya mencionada tuvo

como resultado que una vez estimada la tecnología para la inversión y

adquisición de los equipos la que posee mayor beneficio en base a los

criterios es la opción Thai/Capri. Se consideró importante para la

investigación dado que aporta información sobre cómo elegir una buena

técnica para la recuperación de crudo.

Bases teóricas

Para un apropiado desarrollo de la investigación, se considera necesario

indagar en los fundamentos teóricos que aporten información relevante en la

medición de la variable: procesos de recuperación térmica, haciendo

referencia a los aspectos más importantes.

Recuperación térmica

Según Alvarado, (2002), la recuperación térmica se define como el

proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las

acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de

producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones se

utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el

caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés

para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la

eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad

del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo

que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de

movilidad más favorable.

12

Procesos de recuperación térmica

Según Alvarado, (2002), los procesos térmicos de extracción utilizados

hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la

inyección de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la

generación de calor en el propio yacimiento. También se pueden clasificar:

En los Desplazamientos Térmicos, donde el fluido se inyecta

continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo

y obtener producción por otros pozos. En los tratamientos de estimulación

térmica, 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 solución y el desplazamiento por agua natural, afectan

las tasas mejoradas de extracción, una vez que se reduce la resistencia al

flujo.

Combustion In Situ

Para Cabrera, (2011), El primer método de la combustion in situ fue la

utilización de los calentadores de fondo. Su función era mejorar y acelerar la

extracción de petróleo en los yacimientos de grupo pesado. Su propósito

primario era reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de

producción de crudos pesado. Esto ocurrió en los proyectos de inyección del

aire realizados en Ohio del sudeste durante la primera parte del siglo XX.

Luego en 1916 Lewis contempla la posibilidad de usar la combustión en

los proyectos donde se inyectaba aire caliente en la formación para combatir

problemas de deposición 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 técnica

usada fue un proceso cíclico de combustión para derretir la parafina y

aumentar la producción.

13

Según Alvarado, (2002), la Combustion In Situ es un método

convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento

para seguir la recuperación de hidrocarburo una vez culminada la producción

con los métodos primario o secundarios, este método implica la inyección de

aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina

un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía

térmica generada por este método da a lugar a una serie de reacciones

químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y

polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos

tales como empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensación,

empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde la zona de

combustión hacia los pozos productores.

Proceso de la Combustion in situ

Según la comunidad petrolera (2009), el proceso de la combustión 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 continúa la inyección de aire

para mantener el avance del frente de combustión.

Figura 1. Proceso de la combustion in situ. Tomado de la revista en linea combustión in situ. Izarra, G (2011).

14

Pozo inyector

Según la comunidad petrolera (2009), los pozos inyectores son aquellos

pozos que permiten inyectar fluidos en las formaciones atravesadas durante

la perforación, el fluido inyectado puede ser gas, agua, vapor de agua o

productos químicos. El proceso de inyección se realiza principalmente con

dos objetivos: mantener la presión del yacimiento y desplazar los fluidos que

se encuentran en la formación hacia los pozos productores.

Zona o Frente de combustión

Según Agamez, (2013), el frente de combustión es conocido también

como evaporación y es un proceso físico que consiste en el paso lento y

gradual de un estado líquido hacia un estado gaseoso, tras haber adquirido

suficiente energía para vencer la tensión superficial y se produce a cualquier

temperatura. No es necesario que toda masa alcance un punto de ebullición.

Cuando existe un espacio libre encima de un líquido, una parte de sus

moléculas está en forma gaseosa, al equilibrase, la cantidad de materia

gaseosa define la presión de vapor saturante, la cual no depende

del volumen, pero varía según la naturaleza del líquido y la temperatura.

Zona de coque

Para Araujo, (2011), el coque de petróleo es un sub-producto que se

obtiene en los procesos de refinación del crudo y constituye esencialmente el

llamado fondo del barril. Al extraer la totalidad de líquidos que contiene el

crudo mediante procesos físicos con el fin de producir la mayor cantidad de

combustibles de alto valor, se obtiene un producto sólido que en una base

seca consiste de aproximadamente 85 por ciento carbón, 10 por ciento

volátiles y 5 por ciento azufre. Dado su alto contenido de carbón, el coque de

petróleo es una excelente fuente de calor. Sin embargo, como tal, las

propiedades del coque de petróleo varían de acuerdo a la corriente de crudo

utilizada en el proceso de refinación y está cobrando importancia como

15

combustible industrial, ya que resulta atractivo como sustituto de gas natural

y de combustible por los ahorros que se pueden generar.

Pozo productor

Según 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 estratificación de un yacimiento

con la finalidad de tener mayor área de producción. También se le

denominan pozos horizontales y son aquellos con un ángulo de inclinación

no menor de 86º respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal

depende de la extensión del yacimiento y del área 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 área de forma elipsoidal mientras que la

de un pozo vertical es de forma cilíndrica. La productividad de un pozo

horizontal depende de la longitud y ésta a su vez, depende de las técnicas de

perforación; otra consideración importante para la productividad es el

esquema de terminación, que dependerá de las necesidades locales y de la

experiencia que se tenga en el área.

Ventajas de la Combustion in situ

Según 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 difícil acceso para otros fluidos.

Facilidad para mantener equilibrada la presión.

Recupera hasta un 30% del crudo in situ según cálculos computarizados.

Aumento considerable en la gravedad API lo que disminuye la viscosidad

del crudo que se encuentra en el yacimiento.

16

En comparación con el drenaje por gravedad asistido por vapor se

reduce un 22% de la emisión de dióxido de carbono debido a que no se

quema gas natural en superficie para generar vapor.

El crudo que se consume es el económicamente menos importante.

Desventajas de la Combustion in situ.

Según Cabrera, (2011), y Marzuola, (2003), las desventajas de la

combustion in situ son:

No se puede controlar el movimiento del frente de combustión, 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 relación entre

proyectos exitosos y fallidos.

Alto costo de inversión 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.

Combustión Convencional.

Según Cabrera, (2011), en la combustión convencional o combustión seca

el petróleo es producido por una gran variedad de mecanismos incluyendo

vaporización, condensación, empuje por gas en solución, desplazamientos

miscibles, empuje por vapor, craqueo térmico, entre otros. En cualquier

instante, existe una zona de combustión alrededor del pozo de inyección,

donde las temperaturas son del orden de 700°F a 1200°F. La siguiente zona

se caracteriza por evaporación y craqueo del petróleo, más adelante, se

encuentra la zona de condensación donde las temperaturas son menores y

17

ocurre la condensación del vapor y de las fracciones más livianas del

petróleo. Luego se encuentra el banco de agua, el banco de petróleo y

finalmente la zona virgen hasta los pozos productores.

Figura 2. Diferentes zonas formadas durante la Combustión Convencional. Tomado del manual Combustion In- Situ o combustión en el yacimiento. Cabrera, (2011). Pag. 4.

La aplicación del proceso de combustión convencional está limitada por el

hecho que los productos de la combustión, el petróleo y el agua, deben fluir

en una zona relativamente fría. Por lo tanto existe un límite superior para la

viscosidad del petróleo que puede ser recuperado económicamente por este

proceso. En términos de gravedad del petróleo, la combustión convencional

es aplicable a yacimientos con crudos en el rango de 10° a 40° API, y la

recuperación del petróleo varía entre 60% y 90% del petróleo en el

yacimiento en el momento de iniciar el proceso, dependiendo, del tipo de

arreglo, propiedades del petróleo y petróleo en sitio. Ver cuadro 1. Durante la

combustión en el yacimiento ocurren simultáneamente tres procesos físicos;

reacción química, transferencia de calor y flujo de fluidos. Estos procesos

tienen lugar en forma dependiente y su entendimiento es básico para la

evaluación de los parámetros básicos envueltos en combustión

convencional.

18

Pozo Inyector

Pozo Productor

Frente de Combustión

Zona Quemada

Zona de Vapor Banco de Petroleo

inyección de agua caliente de un banco de petróleo ligero

aceite, agua, un gas de combustiónun banco de petróleo ligero

Maseta de vapor

Cuadro Nº 1

La aplicación del proceso de combustión convencional

Gravedad API 10° a 40°

Recuperación del Petróleo 60% y 90%

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

Combustión en Reverso

Según Cabrera, (2011), en la combustión en reverso el frente de

combustión se origina en los pozos productores y se propaga hacia los

inyectores. En este tipo de proceso el petróleo vaporizado, el agua y los

productos de la combustión se mueven en una zona del yacimiento que ha

sido calentada. Luego, debido a que la arena está caliente la saturación

movible de líquido es eliminada en esta parte del yacimiento. Lo cual significa

que no existe límite superior en la viscosidad del petróleo. Sin embargo, el

combustible para el proceso es una fracción intermedia del petróleo original y

la fracción más indeseable del crudo permanece sobre la superficie de la

arena como un depósito sustancial de coque, el cual representa energía

disponible no utilizada en la producción de petróleo.

Este tipo de combustión es particularmente adecuado para yacimientos

con crudos muy pesados y para arenas bituminosas. En términos de

gravedad del petróleo, es aplicable en el rango de 5° a 15°API y la

recuperación puede alcanzar de un 50% a 65% de petróleo en sitio en el

momento de iniciar el proceso. Bajo ciertas circunstancias, el frente de

combustión se mueve suficientemente rápido, de tal forma que solo una

fracción del petróleo en sitio es consumida. Sin embargo, en algunos casos

esta fracción puede alcanzar un 50% del petróleo en sitio. Una característica

importante del proceso de combustión en reverso es el mejoramiento del

petróleo pesado en sitio.

Cuadro Nº 2.

19

Aplicación del proceso de combustión en

reverso

Gravedad API 5° a 15°

Recuperación del Petróleo 50% a 65%

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

Bajo ciertas circunstancias, el frente de combustión se mueve

suficientemente rápido, de tal forma que solo una fracción del petróleo en

sitio es consumida. Sin embargo, en algunos casos esta fracción puede

alcanzar un 50% del petróleo en sitio. Una característica importante del

proceso de combustión en reverso es el mejoramiento del petróleo pesado

en sitio. Por ejemplo es posible que se obtenga crudo de 25°API y de 15cp

de viscosidad, de un yacimiento que contiene petróleo de 8°API y alta

viscosidad.

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

Combustión Húmeda.

Para Cabrera, (2011), es un proceso diseñado con la finalidad de

aprovechar la gran cantidad de calor dejada detrás del frente de combustión,

en un proceso convencional, que de otra forma se perdería hacia las

20

formaciones adyacentes. La recuperación del calor se logra mediante

inyección de agua en forma simultánea o alternada con el aire. La

combustión húmeda es semejante a la combustión 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

oxidación 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 formación barrida, la

temperatura en la arena barrida es del orden de los 2200°F.

Si se inyecta agua con el aire a una tasa moderada, esta se convertirá en

vapor súper-calentado al ponerse en contacto con la arena caliente. Un pie

cúbico de arena caliente evaporará aproximadamente 0.5 pies cúbicos de

agua (suponiendo una porosidad del 30% y una saturación del 80%) y

almacenará 0.3 pies cúbicos de agua fría. Mientras se inyecte menos de 400

ft3 de aire, el frente de enfriamiento (inicio de la zona de evaporación) no

pasará el frente de combustión.

El vapor súper-calentado se mezcla con el aire y fluye a través del frente

de combustión sin afectar la reacción, tal como pasa con el nitrógeno del

aire. Más adelante del frente de combustión, la mezcla gaseosa de vapor,

nitrógeno, dióxido de carbono, entre otros., se enfría rápidamente al ponerse

en contacto con la formación que está más fría. Una vez que la mezcla se

condensa provee un empuje por vapor diluido. La temperatura de la zona de

vapor está determinada por la presión parcial del vapor; pero en el rango de

presiones de campo, esta es del orden de 400°F .La longitud de la zona de

vapor está determinada por el porcentaje de vapor recuperado corriente

arriba.

En el caso límite de combustión normal húmeda, todo el calor detrás del

frente de combustión se recupera, excepto en una región delgada de alta

temperatura. La combustión es normal en el sentido en que se consume todo

el combustible disponible por donde pasa el frente de combustión a través de

21

la formación. El frente de combustión viaja solo una parte de la distancia de

la cual el petróleo es barrido, de acuerdo a esto solo se necesita una tercera

parte del aire requerido en la combustión seca.

El mantenimiento de la zona de alta temperatura se considera esencial la

continuidad de la combustión, hasta que se midió la tasa de oxidación en

función de la temperatura. Se encontró entonces que a temperaturas del

orden de los 400°F, el oxígeno podría ser consumido dentro de una distancia

de 0.39in a 3.28 ft. La oxidación del petróleo se produce en varias etapas y a

diferentes tasas de reacción. En la primera etapa el hidrógeno se quema

rápidamente a bajas temperaturas, y en la última etapa se produce la

combustión bastante rápida del residuo del carbón puro, la cual requiere

temperatura al menos de 750°F.

Figura 4. Diferentes zonas formadas durante la Combustión Húmeda y perfil de temperaturas. Tomado de la revista en línea Combustion In Situ.

Toe To Heel Air Injection/ Controlled Atmospheric Pressure Resin

Infusion (THAI/CAPRI)

Según Marzuola, (2003), THAI (Toe To Heel Air Injection), fué

desarrollado al tratar de estabilizar la gravedad del proceso combustión in

situ, según estudios realizados en 1993 por Ostapovich y Pebdani, quienes

demostraron experimentalmente que al realizar una inyección de aire a alta

22

presión (mayor a 1600 psi) en el yacimiento a través de un pozo vertical y

combinándola con la producción de un pozo horizontal, disminuía el frente de

combustión debido a la baja presión generada por la producción del pozo

horizontal.

El mismo autor señala que CAPRI (Controlled Atmospheric Pressure

Resin Infusion) es THAI más un catalizador similar a los que se usan en las

refinerías del mundo que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de

productor, Cuando el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el

pozo y ocurre la reacción química. Los productos no deseados como azufre,

asfáltenos y metales pesados se separan del crudo. Lo que sustenta al unir

estos dos procesos es lograr una ignición subterránea para mejor barrido del

crudo y lograr cambiar con más efectividad la gravedad del petróleo antes de

que salga del subsuelo.

Figura 5. Proceso de THAI/CAPRI. Tomado de revista en línea tecnología 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

23

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 cámara de

combustión y se desarrolla un calor extremo dentro del yacimiento. Este

calor reduce la viscosidad del crudo pesado, frío, cuya gravedad entonces

hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. El gas producido a

partir de la combustión hace fluir el crudo hasta la superficie.

En el proceso THAI/CAPRI los pozos horizontales de producción, se

localizan en la parte baja del yacimiento, mientras que el o los pozos

verticales de inyección se encuentran en la parte superior del yacimiento. El

aire enriquecido con oxígeno es inyectado a través del pozo vertical,

llevándose a cabo la ignición en la parte superior del yacimiento para crear

una zona de combustión y reducir la viscosidad del aceite pesado, para

después por drene gravitacional producir el aceite por el pozo horizontal.

Según Marzuola, (2003), Malcolm Greaves fue quien desarrolló por

primera vez la tecnología THAI/CAPRI a principios de los 90. Desde

entonces, se ha seguido desarrollando y fue patentada en Canadá, Estados

Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad intelectual

y sigue trabajando con Greaves y otros expertos para adelantar la

tecnología.

Características de THAI/CAPRI

Usa catalizadores que es una sustancia (compuesto o elemento) capaz

de acelerar (catalizador positivo) o retardar (catalizador negativo o

inhibidor) una reacción química, permaneciendo éste mismo inalterado

(no se consume durante la reacción). Un catalizador interviene en una

reacción pero sin llegar a formar parte de los resultados de esta. Los

catalizadores no alteran el balance energético final de la reacción

24

química, sino que sólo 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 atrás la tecnología con vapor, y probablemente elimine el uso de

vapor en estos yacimientos.

Usa una combinación de pozos verticales y horizontales, y solo requiere

los fluidos más económicos: el aire y el agua.

Ventajas y desventajas de THAI/CAPRI

Según Marzuola, (2003), las ventajas de la técnica THAI/CAPRI son:

Reduce un 22% de emisiones de dióxido 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 11º

hasta 26º API.

Puede controlar el movimiento de la cámara de combustión, lo que

implica que la combustión se mueva hacia el principio (Heel o Talón) del

pozo horizontal, y no se propague en cualquier dirección.

Recupera hasta un 80% de crudo obtienen derivados beneficiosos como

gases, calor y agua. Donde gases como el nitrógeno llegan a la superficie

junto con el crudo y es separado y comercializado.

En comparación a otros métodos de recuperación térmica, el proceso

requiere menos energía en la superficie para hacer fluir el bitumen.

Funciona en los campos agotados de Venezuela y un menor tiempo de

ejecución del proceso.

Se puede operar con un solo pozo horizontal de producción, con un

mínimo de vapor y de instalaciones de procesamiento de agua.

Desventajas de THAI/CAPRI

25

Según Marzuola, (2003), las desventajas de la técnica 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 combustión, 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 producción.

Tiene problemas con altas temperaturas lo cual podría achicar todo el

yacimiento, por esa razón se sugiere usar la combustión húmeda o el

bombeo del agua junto con el aire en el pozo vertical para controlar el

calor y además equipos como revestidor, cubiertas y cabezales que

resistan el calor.

El proceso podría cambiar la composición del crudo producido, y

características importantes lo que haría más difícil la refinación.

Criterios de Diseño

Para Izarra, (2011) y Cabrera, (2011), los criterios de selección para

juzgar la adecuación de un proyecto de combustion in situ o en el yacimiento

son:

Yacimiento

Según Rodríguez, (2007). Un yacimiento de hidrocarburos básicamente

consiste en un depósito que contiene a esos hidrocarburos almacenados. En

forma general, puede afirmarse que los fluidos presentes en un yacimiento

son petróleo, gas y agua. A medida que estos fluidos son producidos, sus

propiedades varían lo cual conlleva a un cambio en las características del

yacimiento y su comportamiento.

Permeabilidad

26

Según 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 homogéneo en un medio poroso es

proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) 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 homogéneo y laminar ocurra.

Cuadro N° 3

Tabla de Rangos de Permeabilidad.

Calidad de la roca Permeabilidad (mD)

Pobre K < 1

Regular 1< K <10

Moderada 10 < K < 50

Buena 50 < K < 250

Muy Buena K > 250

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

Espesor

Para Carrillo, (2006) Las formaciones que contienen hidrocarburo,

consiste en varia capas arenosas, estas capas están definidas como

unidades geológicas y están caracterizadas por variaciones en porosidad,

permeabilidad y saturación de los fluidos. Por otra parte la comunidad

petrolera (2012), expone que los yacimientos se encuentran confinados

entre ciertos límites geológicos y de fluidos, los cuales deben ser

determinados con bastante precisión. Dentro de estos límites geológicos, el

petróleo se encuentra contenido en lo que comúnmente se conoce como

espesor bruto. El espesor neto de arena petrolífera es la parte del espesor

bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define

mediante los siguientes criterios: Límite más bajo de porosidad y de

permeabilidad y Límite más alto de saturación de agua.

27

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 fracción del volumen total de la roca que corresponde a

espacios que pueden almacenar fluidos Según Escobar, (2004), la porosidad

se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la

roca: De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se

define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva (la propiedad inversa a

la porosidad es la compacidad). Matemáticamente

φ =Vp / Vt

Vp = volumen poroso

Vt = volumen total

Cuadro N° 4

Tabla de Rangos de Porosidad

Calidad Porosidad (%)

Muy Buena >20

Buena 15 – 20

Moderada 10 – 15

Pobre 5 – 10

Muy Pobre < 5

Tomado del Proyecto de Grado, análisis de las relaciones porosidad y permeabilidad

en sedimentos no consolidados. Da Silva, (2011). Pág. 14

Saturación de fluidos

Para Escobar, (2004), es la relación que expresa la cantidad de fluido que

satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen

poroso se puede volumétricamente determina cuanto fluido existe en una

roca. Según Buenas tareas (2010), en los poros de la roca reservorio quedan

28

atrapados fluidos que consisten en hidrocarburos: petróleo y gas y agua. De

acuerdo a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento, y a la

posición 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 relación al volumen total, expresado en fracción o en

porcentaje es lo que se llama saturación.

Presión

Según el Manual de Well Control (2003), es la fuerza que se ejerce sobre

una unidad de área, tal como libra sobre pulgada (PSI). Las presiones con

las que se trata a diario en la industria petrolera incluye la de los fluidos,

formación, fricción y mecánica; cuando se exceden ciertos límites de presión

puede resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y pérdidas

de vida. Cuando los fluidos ejercen presión es el resultado de la densidad del

fluido y la altura de la columna del fluido, la densidad es normalmente

medida en libras por galón (LPG) o kilogramos por metros cúbicos (Kg/m3);

jun fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor.

Características del petróleo

Viscosidad

Según Rodríguez, (2007), se define como viscosidad de fluido a la fricción

interna o resistencia ofrecida por el fluido al movimiento relativo de sus

partes. Es una de las características más importantes de los hidrocarburos

en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y

petroquímica. La viscosidad de los crudos representa su característica de

fluidez, disminuye con aumento de temperatura y con aumento de la razón

gas disuelto – petróleo, pero aumenta en presión. Por debajo del punto de

burbujeo, la viscosidad disminuye con aumento de presión debido al efecto

29

del gas que entra en solución. Otro índice de apreciación de la fluidez de los

crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más fluidez.

Gravedad ºAPI

Según Rodríguez, (2007), la densidad, la gravedad específica o los

grados API (American Petroleum Institute) denota la relación correspondiente

de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua. La

clasificación de los crudos por rangos de gravedad ºAPI utilizado en la

industria venezolana de los hidrocarburos a condiciones normales son las

siguientes:

Cuadro N° 5

Tabla de Rangos de los °API

Condensados >42 °API

Livianos >30 °API

Medianos >22, <29 °API

Pesados >10, <21 °API

Extra-pesados <10 °API

Tomado del Manual de Ingeniería básica de Yacimientos, Rodriguez, (2007)

Composición

La página electrónica Buenas Tareas, (2013) señala que, todos los tipos

de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener

unos pocos compuestos de azufre y de oxigeno; el contenido de azufre varia

entre un 0,1 y un 5%. Dichos hidrocarburos pueden separarse por destilación

fraccionada de la que se obtienen aceites ligeros (gasolina), vaselina,

parafina, asfalto y aceites pesados. El petróleo contiene elementos

gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia varía desde un líquido tan poco

viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por

30

lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en

el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el

yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural. La

composición elemental del petróleo normalmente está comprendida dentro

de los siguientes intervalos:

Cuadro N° 6

Composición elemental del petróleo

Carbono 84 - 87

Hidrogeno 11 - 14

Azufre 0 - 2

Nitrógeno 0.2

Tomado de la pagina electrónica Buenas Tareas (2013)

Litología

Según la Revista en línea la guía (2007), la Litología es la parte de la

Geología que trata de las rocas, el tamaño de grano, de las partículas y sus

características físicas y químicas. La litología es fundamental para entender

cómo es el relieve, ya que dependiendo de la naturaleza de las rocas se

comportarán de una manera concreta ante los empujes tectónicos, los

agentes de erosión y transporte, y los diferentes climas de la Tierra.

Factores favorables y desfavorables

Según Izarra, (2011), los factores favorables son alta temperatura del

yacimiento, alto buzamiento, espesor neto alto en relación con el total, baja

permeabilidad y alta porosidad. Mientras que en los factores desfavorables

se tienen fracturas extensivas, grande capa de gas, fuerte empuje de agua,

31

fluidos producidos altamente constantes y problemas serios con emulsiones

pre-existente.

Sistema de Variables

Tamayo y Tamayo (2002), denomina variable a un aspecto o dimensión

de un fenómeno que tiene como características la capacidad de asumir

distintos valores, ya sea cuantitativa o cualitativamente.la validez de una

variable depende sistemáticamente del marco teórico que fundamenta el

problema y del cual se ha desprendido de su relación directa con la hipótesis

que la respalda. En el presente estudio la variable quedará representada por

los procesos de recuperación térmica, la misma se desarrollará conceptual y

operacionalmente de la siguiente manera:

Variable: Procesos de recuperación térmica

Definición Conceptual

Oroscoira, (2011) define los métodos de recuperación térmica, como el

proceso de introducir calor al yacimiento, de tal manera que se genere un

aumento en la temperatura promedio de la zona de interés disminuyendo la

viscosidad del fluido, lo cual se refleja en la disminución de la resistencia

al flujo de fluidos en el medio poroso, a su vez es considerada como la

tercera o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo.

Definición Operacional

Operacionalmente, los procesos de recuperación térmica se orientará

mediante la comparación de un método convencional y una nueva técnica de

aplicación para campos petroleros, ambos se refieren a procesos calurosos.

De igual forma se identificara cada uno de los parámetros que se requiere

tener en un yacimiento para que puedan ser aplicados, donde se analizara

con cual proceso se obtiene mayor factor de recobro de los depósitos te

crudos pesados.

Definición de Términos Básicos.

32

Absorción: Un proceso para separar mezclas en sus constituyentes,

aprovechando la ventaja de que algunos componentes son más fácilmente

absorbidos que otros. Un ejemplo es la extracción de los componentes más

pesados del gas natural. (Manual de Well Control 2003)

Adsorción: Consiste en la separación de uno o más componentes de una

mezcla gaseosa con la ayuda de un solvente líquido con el cual forma

solución. (Manual de Well Control 2003)

API: Siglas del Instituto Americano del Petróleo. (Rodríguez 2007)

Arenas: Roca sedimentaria, formada por granos principalmente de cuarzo,

consolidada en areniscas, en las cuales se encuentran la mayoría de los

yacimientos venezolanos. (Manual de Well Control 2003)

Asfáltenos: son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular

con un rango de 1000 a 50000 kg/kgmol, que se encuentran en dispersión

coloidal en algunos crudos. Se definen como fracciones que se encuentran

en el crudo, solubles en solventes aromáticos como el benceno, tolueno y

xileno, pero insoluble en n-alcanos de cadena corta (bajo peso molecular)

como por ejemplo el n-pentano, y pueden ser derivados del petróleo y/o

carbón. Los asfaltenos son partículas sólidas semicristalinas de color café o

negro que contienen anillos condensados de hidrocarburos aromáticos.

(Borges Oswaldo 2013)

Bitumen: Hidrocarburo sólido o semi-sólido, inmóvil en las condiciones de

presión y temperatura del yacimiento debido a su alta viscosidad. Además

tiene una gravedad menor de 8,3 ºAPI y un punto de fluidez superior a 60 ºC.

(PDVSA 2005)

33

Catalizador La idea de catalizador proviene de la de catálisis, un proceso

que supone la aceleración de un evento o reacción natural. Así, la catálisis

implica la alteración (tanto natural como artificial) de un proceso y la

aplicación de velocidad sobre el mismo para llegar a su resolución más

rápidamente. El proceso de catálisis puede darse en muchos aspectos en la

naturaleza y ser el resultado natural de la acción de diferentes entes o

elementos. (Definiciones ABC 2007)

Coquización: Un proceso de desintegración térmica para romper las

moléculas grandes en otras más pequeñas con la generación de coque de

petróleo. (Manual de Well Control 2003)

Hidrocarburo: Los hidrocarburos son compuestos orgánicos que contienen

diferentes combinaciones de carbono e hidrógeno, presentándose en la

naturaleza como gases, líquidos, grasas y, a veces, sólidos. (Sociedad

Nacional de Minería, Petróleo y Energía 2012)

Medio Poroso: es un sólido impregnado por una red interconectada de

poros vacíos llenados de un líquido (líquido o gas). Generalmente la matriz

sólida y la red del poro (también sabida como el espacio de poro) se asumen

para ser continuas, para formar dos series continuas de interpenetración

tales como adentro una esponja. (Manual de Well Control 2003)

Petróleo: es una sustancia orgánica compuesta básicamente de

hidrocarburos extraídos desde el interior de la Tierra, hidrocarburos que se

obtienen a partir de la fosilización de restos orgánicos. (Importancia del

petróleo 2002)

Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a

efecto de explorar o para extraer aceite o gas. (Manual de Well Control 2003)

34

Presión: El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por

peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre

área. (Manual de Well Control 2003)

Viscosidad: La viscosidad es la principal característica de la mayoría de

los productos lubricantes. Es la medida de la fluidez a determinadas

temperaturas. (Rodríguez 2007)

Yacimiento: Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como

arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos aceite,

gas y agua. (Manual de Schlumberger 2002)

35

Capítulo III:

Marco Metodológico

36

CAPITULO III

MARCO METODOLOGICO

Toda investigación científica debe tener un marco metodológico, el cual

establece las pautas y procedimiento que el investigador lleva a cabo para

recabar la información que requiere, así como los procedimientos

estadísticos y analíticos que permitan plantear los resultados obtenidos y las

conclusiones a la problemática que ha planteado.

Modalidad de la investigación

Para Chávez, (2004), toda investigación documental depende

esencialmente de todo material de carácter permanente, es decir; que se

pueda acudir como fuente o referencia en cualquier momento o lugar sin que

se altere su contexto y sentido. Afirma que la finalidad de los estudios

documentales recolectar información de documentos escritos y no escritos

susceptibles de ser analizados. En tanto que Arias, (2006), describe una

investigación Documental, como un proceso basado en la búsqueda,

recuperación, análisis, critica e interpretación de datos secundarios. Esta

investigación se basa en lo documental debido a que permite un

conocimiento previo de los datos obtenidos y registrados por otros

investigadores en fuentes documentales, impresas, audiovisuales, o

electrónicas.

Tipo de investigación

Tamayo, (2003) define la investigación descriptiva como el estudio que

busca únicamente describir situaciones o acontecimientos; básicamente no

37

está interesado en comprobar explicaciones, ni en probar determinadas

hipótesis, ni en hacer predicciones. Con mucha frecuencia las descripciones

se hacen por encuestas (estudios por encuestas), aunque éstas también

pueden servir para probar hipótesis específicas y poner a prueba

explicaciones.

Esta investigación se cataloga como descriptiva, porque proporciona

mayor información sobre el problema; es decir, se define clara y

profundamente la situación del problema, identificando las variables de

mayor importancia que afecten directa e indirectamente al desarrollo de la

investigación logrando la familiaridad con el tema partiendo del hecho de

llevar a cabo una investigación más completa.

Hernández, (2002) indica que: “la investigación analítica correlacional

tiene como propósito medir el grado de relación que exista entre dos o más

conceptos. Miden dos o más variables que se pretende ver, si están o no

relacionadas en los mismos sujetos y después se analiza la correlación.

Saber cómo se puede comportar un concepto o variable conociendo el

comportamiento de otras variables relacionadas. La correlación puede ser

positiva o negativa. Si es positiva, significa que sujetos con altos valores de

variable tenderán a mostrar altos valores en la otra variable. Si no hay

correlación indica que las variables varían sin seguir un patrón sistemático

entre sí”.

Tamayo y Tamayo (2002), define lo que es una investigación descriptiva

donde el énfasis se aplica al análisis de los datos con los cuales se

presentan los fenómenos o hechos de la realidad que, dada su similitud, es

necesario describir sistemáticamente a fin de evitar un posible error en su

manejo. Según los objetivos perseguidos esta investigación es correlacional

ya que busca relacionar la técnica thai/capri con el método de recuperación

térmica combustion in situ, también la de comparar el comportamiento de

cada método a partir de porcentajes de recobro, ventajas y desventajas y

complejidad de aplicaciones operacionales.

38

Esta investigación a su vez es comparativa ya tiene como objeto lograr la

identificación de diferencias o semejanzas con respecto a la aparición de un

evento en dos o más contextos, grupos o situaciones diferentes. Según

Hernández, (2002), la comparación es la actividad de la razón que pone en

correspondencia unas realidades con otras para ver sus semejanzas y

diferencias. La comparación es posible porque existe una relación de

analogía entre las diversas realidades.

Operacionalización de la variable

Para Chávez, (2004), consiste en definir las operaciones que permiten

medirlas, es decir; los indicadores observables por medio de los cuales se

manifiesta, de manera que una definición operacional puede señalar el

instrumento por medio del cual se hará la medición de la variable. Por otra

parte Tamayo y Tamayo (2002), expresa que es un conjunto de operaciones

secuenciales para la conversión de una variable en datos. Es llevar una

variable que está en términos abstractos a un nivel operacional, empírico.

Ver cuadro 1.

39

40

Cuadro 7Operacionalización de la Variable.Objetivo General: Comparar los Procesos de Recuperación Térmica Combustión in situ y Thai/Capri para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolíferos.

Variable Objetivos Específicos Dimensiones IndicadoresTécnicas de Recolección

de Datos

Técnicas de Análisis de

DatosProcesos

de recuperación

térmica

Describir el método de recuperación térmica Combustión in situ para obtener el máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos

Método Combustion in

situ

Pozo inyector/Vertical. Zona de combustión. Zona de coque. Pozo productor/Horizontal.

Entrevista no estructurada

Revisión documental

Análisis Cualitativo o de contenido

Identificar la técnica de recuperación térmica THAI/CAPRI para obtener el máximo factor de recobro en Yacimientos petrolíferos

Técnica THAI/CAPRI

Thai/Capri. Proceso Thai/Capri. Características del Thai/Capri.

Caracterizar los criterios de diseños en los cuales pueden ser aplicados los procesos de recuperación térmica Combustión in situ y THAI/CAPRI para obtener el máximo factor de Recobro en Yacimientos Petrolíferos

Criterios de diseño

Yacimiento: Permeabilidad, Espesor, Porosidad, Saturación de los fluidos, Presión.

Características de petróleo: Viscosidad, Gravedad API, Composición.

Litología. Factores favorables y

Desfavorables.

Establecer comparaciones entre los procesos de recuperación térmica Combustion in situ y THAI/CAPRI

Comparación entre los procesos

Combustion in situ y

THAI/CAPRI

Eficiencia. Porcentaje de producción. Aplicación. Económico.

40

Población y Muestra

Población

Se puede definir como el conjunto de todos los entes que contiene una

serie de características similares, establecen patrones de un modelo o

estudio a seguir en una investigación. Para Tamayo y Tamayo (2002) la

población es la totalidad del fenómeno a estudiar, donde las unidades

poseen una característica común la cual se analiza y da origen a los datos de

la investigación, es decir, son las personas o elementos cuya situación se

está investigando.

Para Arias, (2004) La población es el conjunto de elementos con

características comunes que son objetos de análisis y para las cuales serán

validadas la conclusión de la investigación. Por naturaleza de éste estudio es

un caso único, el cual se concentra en uno o pocos elementos no como un

conjunto sino como una sola unidad, donde la población no aplica ya que no

se trabajó directamente con el fenómeno de estudio. Para esta investigación

la unidad de análisis estuvo conformada por los procesos térmicos

Combustión In Situ y Thai Capri para obtener un factor de recobro en

yacimientos petrolíferos.

Muestra

La muestra descansa en el principio en que las partes representan al todo

y por tal refleja las características que definen la población de la cual, fue

extraída, lo cual nos indica que es representativa, es decir, que para ser una

generalización exacta de una población es necesaria tomar una muestra

representativa y por lo tanto la validez de la generalización depende de la

validez y tamaño de la muestra” (Tamayo, 2003)

41

La muestra es un grupo seleccionado por el investigador, con el objeto de

verificar un hecho, idea o cosa, es decir, para demostrar a lo que se refiere

estableciendo diferentes criterios de allí pues, Tamayo, (2003), define la

muestra como “Una reducida parte de un todo, de lo cual sirve para describir

las principales características de aquel”. Según Hernández, (2002), señala

que: “La muestra es, en esencia, un subgrupo de la población. Es un

subconjunto de elementos que pertenecen a ese conjunto definido en sus

características al que se llama población”. Al igual que la población la

muestra no es aplicable, por anteriormente expuesto.

Técnica e instrumentos de recolección de datos

Arias (2006), una investigación no tiene sentido o significado sin las

técnicas de recolección de datos, pues es cualquier recurso, dispositivo,

formato (en papel o digital) que se utiliza para obtener, registrar, o almacenar

información. Según Bavaresco (2006), estas técnicas conducen a la

verificación del problema planteado, cada tipo de investigación determinara

las técnicas a utilizar y cada técnica establece sus herramientas,

instrumentos, o medios que serán empleados. En la presente investigación

se aplicaran diversas técnicas que permitirán establecer los parámetros para

la definición de la variable. Las fuentes de recolección de datos utilizados en

esta investigación pueden clasificarse según su procedencia en:

Entrevistas no estructuradas

Fuentelzas, (2006), señala que en la entrevista no estructurada las

preguntas y su orden así como las respuestas, no están prefijadas, es una

entrevista muy flexible en la que el entrevistador estará atento al curso de la

entrevista, el cual surgirán nuevas preguntas. Por otra parte Sabino (2002),

define la entrevista no estructurada como aquélla en que existe un margen

42

más o menos grande de libertad para formular las preguntas y las

respuestas. No se guían por lo tanto por un cuestionario o modelo rígido,

sino que discurren con cierto grado de espontaneidad, mayor o menor según

el tipo concreto de entrevista que se realice. La misma se aplicará a

especialistas del área.

Revisión documental

Para Arias, (2006), los datos secundarios constituyen el fundamento

esencial en el desarrollo metodológico de la investigación, por ser registros

escritos que han sido recogidos y muchas veces procesados, por otros

investigadores. La técnica de recolección de datos utilizada en esta

investigación también fue de tipo secundaria, ya que se manejo la

observación documental o bibliográfica. El material consultado en: Textos

bibliográficos, Tesis de grado, Consultas en Internet. En la investigación se

utilizaron las técnicas antes mencionadas. Estas brindan al investigador el

soporte de la investigación permitiendo la elaboración de bases teóricas

referidas al tema en estudio.

Técnica de análisis de datos

Arias, (2006), las técnicas de análisis de datos representan un análisis

cualitativo que utiliza la recolección de datos sin medición numérica para

descubrir o afinar preguntas de investigación en el proceso de interpretación.

El análisis cualitativo, a veces referido como investigación naturalista,

fenomenológica, interpretativa o etnográfica, es una especie de paraguas en

el cual se incluye una variedad de concepciones, visiones, técnicas y

estudios no cualitativos.

Los datos obtenidos a través de la utilización de las técnicas de

recolección de datos antes mencionadas fueron analizados, mediante la

43

aplicación combinada de una serie de objetos explicativos como lo son:

Tablas, en las cuales se expresan datos numéricos producto de

experimentos de laboratorio y registros comparativos de producción, entre

otros. Datos reales de campo, pertenecientes a los primeros reportes de

producción del pozo bajo estudio. Imágenes, que proporcionan un

conocimiento visual y representativo del sistema completo.

Procedimiento de la investigación

Sabino, (2002), Se refiere a los pasos que se deben seguir para lograr la

demostración que se pretende. Los pasos a seguir en la aplicación de la

metodología seleccionada, su descripción debe ser completa y sirven para

poner en claro, la conexión lógica que se da entre el juicio que se pretende

demostrar y los fundamentos que se toman como base. La investigación se

desarrolló de la siguiente manera:

Se comenzó describiendo el método combustión in situ sus tipos,

proceso, ventajas y desventajas.

Seguidamente se identificó la técnica Thai/Capri definiendo su proceso,

características, ventajas y desventajas.

Una vez explicado los dos procesos térmicos en estudio se caracterizaron

los criterios de diseños en las cuales pueden ser aplicados.

Finalmente se analizará si la técnica Thai/Capri da un mayor factor de

recobro en yacimientos petrolíferos que el método combustión in situ.

44

Capítulo IV:

Resultados

45

CAPITULO IV

RESULTADOS

En este capítulo se describen y analizan los resultados obtenidos de la

información recopilada de un carácter permanente, a través de la aplicación

de técnicas e instrumentos, tales como la entrevista no estructurada, la

revisión documental y técnicas de análisis de datos, que nos permite

describir, identificar, caracterizar y establecer cada uno de los objetivos

planteados en esta investigación.

En el presente capitulo se encierran parámetros relevantes que son el

resultado de la operacionalización de la variable, luego de haber

implementados los instrumentos que ofrecen un sustento técnico al estudio,

un determinado número de formas que ceden a la comprensión de las

situaciones y fenómenos referentes a la investigación, además que parten de

un análisis integral de los factores involucrados que afectan a la variable a

objetivo de estudio.

En esta etapa, se estructura y organiza los datos obtenidos en un

esquema que le permita el desarrollo del trabajo sobre el tema tratado. Para

ello se procede a evaluar los datos a fin de determinar su validez interna y

externa para precisar su consistencia dentro del estudio la cual una vez

identificada para cada dato o información conducirá a la selección pre

definitivo de la información a utilizar en el desarrollo de la investigación. A

continuación se muestran los resultados obtenidos por cada objetivo de

investigación establecidos así como una comparación entre los procesos de

recuperación térmica Combustion In Situ y Thai/Capri para obtener el

máximo factor de recobro en yacimientos petrolíferos.

46

Descripción del método de recuperación térmica Combustion in situ

La combustión es una reacción química de oxidación, en la cual se

desprende una gran cantidad de energía, en forma de calor y luz,

manifestándose visualmente como fuego. En toda combustión existe un

elemento combustible y otro que produce la ignición (comburente). Es un

método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca

del 10 %) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia

térmica.

El principio de la combustion in situ consiste en la realización de un

proceso de ignición en una formación impregnada de crudo, ya que el crudo

presenta la propiedad de oxidarse fácilmente da lugar a una serie de

reacciones exotérmicas, inyectando aire, se quemar dicha parte del crudo y

generar energía calorífica suficiente para facilitar la producción de las

fracciones no quemadas.

Este proceso se inicia bajando un calentador por el pozo inyector y luego

se inyecta aire hacia el fondo del pozo para colocar en marcha el calentador,

una porción del petróleo en el yacimiento se quema para generar el calor,

hasta lograr el encendido. Después de calentar la roca circundante, el

calentador se retira, pero la inyección de aire continúa para mantener el

frente de combustión.

Según Alvarado (2002), el calor generado por el calentador y el crudo

alrededor de pozo inyector oscila entre 460 y 650 ºC, dicho calor se

distribuye a lo largo del yacimiento mediante el bombeo constante del aire, la

cámara de combustión se expande e invade al yacimiento a medida que esto

sucede formando el frente de combustión, se debe destacar que dicho frente

de combustión por diferencial de presión se desplaza a lo largo de todo el

yacimiento, hasta llegar a formar la zona de coque, que es la encargada de

proveer el combustible necesario para que continúe la combustión.

47

Los productos formados llámese gas, vapor o petróleo se mueven hacia el

pozo horizontal por una zona que se llama zona de petróleo movible. Durante

este proceso se tiene un pozo productor horizontal, que permite extraer los

fluidos de las formaciones productoras, este pozo se encuentra lo más cerca

posible del fondo de la capa de petróleo que se denomina petróleo frio. El

máximo factor de recobro extraído durante este método es de un 30 %,

debido a sus principales problemas que es no saber controlar el frente de

combustión y la gran falta de confianza en este método, debido a la relación

entre proyectos exitosos y fallidos.

Figura 6. Proceso de la combustion in situ. Tomado de la revista en linea combustión in situ. Izarra, G (2011).

Técnica de recuperación térmica THAI/CAPRI

La técnica de recuperación térmica THAI (Toe To Heel Air Injection),

inyección de aire punta talón, es un nuevo proceso que propone solucionar

los problemas asociados con los métodos convencionales de combustión in

situ, debido a la desestabilización de los frentes de inundación. El objetivo

principal de THAI, es prevenir la segregación gravitacional de los líquidos

inyectados y desplazados in situ con el fin de generar un mejor frente de

barrido para desplazar los fluidos en el yacimiento.

48

THAI, combina una configuración especial de pozo vertical y horizontal

con combustion in situ, este proceso realiza un mejor barrido de los fluidos

del yacimiento y permite controlar el frente de combustión. Puede ser

utilizado en cualquier zona con crudo pesado o en yacimientos donde

previamente se realizaron extracciones de crudo por medio de métodos

convencionales como inyección de vapor, inyección de agua caliente y

combustión in situ.

La técnica CAPRI (Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion),

infusión de resina controlada a presión atmosférica; es una versión catalítica

del proceso THAI que emplea una película externa de catalizador en el pozo

productor horizontal para mejorar la calidad de los hidrocarburos donde al

llevarse a cabo, existiría un gran potencial para mejorar el crudos pesados de

8 – 10 °API hasta 24 – 26 °API. La idea que sustenta a THAI/CAPRI

consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo

pesado y al mismo tiempo, mejorar el crudo antes de que salga del subsuelo.

El proceso de la técnica THAI/CAPRI consiste en lo siguiente:

Se inicia el fuego que alimenta la compresión de aire del pozo vertical de

inyección en cuya extremo se encuentra la punta del pozo horizontal.

La cámara de combustión se expande a medida que se bombea aire, y

esto provoca calor dentro del yacimiento.

El crudo, inicialmente frío, es calentado debido al calor generado por la

cámara de combustión. Esto provoca la disminución de la viscosidad del

crudo, haciendo más fácil el flujo de fluidos hacia el pozo horizontal de

producción.

En vez de propagarse en cualquier dirección, el frente de combustión por

diferencial de presión se mueve por el pozo horizontal desde la punta

hasta el talón.

La primera etapa del proceso THAI/CAPRI (fase inicial o

precalentamiento) es una fase en la que se inyecta aire a través del pozo

49

vertical para calentar el yacimiento y favorecer la movilidad del aceite; su

aplicación depende de las condiciones de viscosidad del aceite y de la

temperatura del yacimiento; puede variarse el grado en el que el aire fluye

hacia la formación durante la operación. El inyectar aire en el yacimiento

aumenta la región quemada, un flujo de aire alto puede emplearse para

mantener la oxidación a alta temperatura y una tasa de producción de

petróleo alta.

La otra etapa o estado estacionario, es en la que el frente de combustión

se forma debajo del pozo vertical, estabiliza el desplazamiento a lo largo del

yacimiento, y regulariza el ritmo de producción de hidrocarburos, es decir,

que permite el drene por gravedad del aceite caliente hacia el pozo productor

y es el momento en el cual se inicia la producción del aceite. La reacción

creada por el frente de combustión provoca que los fluidos desciendan al

pozo productor (horizontal) y entren en contacto con el catalizador, el crudo

caliente drena a través del catalizador hasta el pozo y es aquí donde ocurre

la reacción química. El mejoramiento del aceite se produce al activarse la

conversión catalítica, ya que el aceite movilizado pasa a través de la capa del

catalizador.

Este proceso es similar al método de Combustion In Situ, lo que lo

diferencia es que CAPRI es un catalizador (sustancia), capaz de acelerar o

retardar la reacción química que ejercerá sobre el crudo, los catalizadores

no altera el balance energético final de la reacción química, sino que sólo

permite que se alcance el equilibrio con mayor o menor velocidad del

catalizador, dicha sustancia se encuentra ubicado alrededor del relleno de grava

del pozo productor y es colocado durante la completación del mismo, los

productos no deseados como azufre, asfáltenos y metales pesados se separan

del crudo durante este proceso.

Con la utilización de la técnica THAI/CAPRI se puede conseguir hasta un

80% de recuperación máxima de los yacimientos petrolíferos, el objetivo de

manejar este proceso en depósitos de crudo pesado o extra-pesado es de

50

eliminar los problemas de conificación del gas, facilitar el flujo de fluidos por

drene gravitacional, minimizar los problemas generados por la

heterogeneidad del yacimiento, controlar el movimiento de la cámara de

combustión, lo que implica que la ignición se mueva hacia el principio (Heel o

Talon) del pozo horizontal y que no se propague en cualquier dirección y por

ultimo modificar las fracciones del petróleo para la obtención de productos en

cantidad y calidad acorde con los requisitos del mercado.

Caracterizar los criterios de diseño en los cuales pueden ser

aplicados los procesos de recuperación térmica

Combustion in situ y THAI/CAPRI

Basados en proyectos de campo, estudios teóricos y de laboratorio, se

pueden establecer una serie de condiciones deseables que un yacimiento

debe tener para ser considerado técnicamente atractivo para un proyecto de

combustión in situ. En el cuadro Nº 4, se pueden observar los parámetros

necesarios para la aplicación de los procesos térmicos con el objetivo de

obtener el máximo factor de recobro de los yacimientos petrolíferos.

Para poder manejar los métodos in situ en estudios se debe tener una

relación entre permeabilidad y espesor, y debe ser mayor de 10.0 md-pie.

Una saturación de petróleo del orden de 500 bbls acre/pie o mayor, esto

implica una porosidad del orden del 20% y saturación porcentual de petróleo

del orden del 50%. La saturación inicial de gas debe ser lo suficiente para

hacer la operación económicamente atractiva.

La saturación de agua no es critica pero debe ser menor de 40%, La

profundidad puede ser cualquier valor pero es recomendable sea mayor de

700 pies. La gravedad del petróleo debe estar en el rango de 0° a 35° API.

Para ambos procesos la composición, litología, factores favorables y

desfavorables son propios y precisos a los yacimientos.

51

Cuadro Nº 4

Parámetros para la aplicación de los procesos térmicos en estudio

Criterios de diseño Combustion In Situ Thai/Capri

Yacimiento Recomendado

Permeabilidad >10 md >50 md

Espesor >15 ft >30 ft

Porosidad >20 %

Saturación de petróleo >500 bl.acre/ft; >50 %

Saturación de agua No es critica pero no debe ser >40%

Saturación de gas Debe ser mayor o igual a 30%

Presión No afecta.

Profundidad >700 ft 3400 m

Características del petróleo Recomendado

Viscosidad >100, <500 cp >400 cp

Gravedad ºAPI <40 ºAPI 10 – 27 ºAPI

Composición Componentes asfáltenos.

Litología Bajo contenido de arcilla.

Tipo de formación Arena con alta porosidad.

Factores favorable

Temperatura del yacimiento alta, espesor

neto alto en relación con el total, baja

permeabilidad y alta porosidad.

Factores desfavorable

Capa grandes de gas, producción

constante de fluidos, problemas con

emulsiones.

Comparaciones entre los procesos de recuperación térmica

Combustion in situ y THAI/CAPRI

52

Una manera de producir calor, es mediante una reacción química de

combustión, En este caso de estudio en ambos métodos térmicos se obtiene

quemando una porción de petróleo combinándola con el oxigeno del aire. En

el cuadro N° 5, se observan las comparaciones entre los procesos de

recuperación térmica Combustion in situ y Thai/Capri.

Los yacimientos de crudos pesados y extra-pesados por excelencia se

encuentran en la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente en la Faja

Petrolífera del Orinoco. En la explotación de estos yacimientos es necesario

utilizar métodos de recuperación secundaria o terciaria a fin de aumentar la

movilidad del crudo y así facilitar su extracción. Debido a su alta viscosidad,

se han visto limitada su explotación, siendo la inyección alternada de vapor el

método de recuperación más usado actualmente en Venezuela.

No obstante, en el pasado se han llevado a cabo varios proyectos de

Combustion In Situ, la cual ha probado ser un metodo aplicable en estos

yacimientos. Una de las razones por las que este proceso no se ha

mantenido operativo es debido a su alto grado de complejidad. Es por ello

que se hace necesario mantener un desarrollo e investigaciones continuas

en esta área, estos estudios sumados a la obtención de un modelo detallado

de yacimientos, son la clave para el éxito de estas metodologías

convencionales.

De acuerdo a la complejidad de la Combustion In Situ, surge una variante

del proceso In Situ, llamada THAI/CAPRI, lo cual ha contrariado al método

convencional en los aspectos de eficiencia, aplicación y porcentaje de

petróleo recuperable,; aunque hay un semblante muy importante, es que

ambos procesos no crean impacto ambiental ya que reduce un 22% de

emisiones de dióxido de carbono, al no quemar gas natural en la superficie,

caso inverso de otros métodos de recuperación.

53

54

Cuadro N° 5

Comparación entre los procesos térmicos combustion in situ y THAI/CAPRI

Parámetros Combustion In Situ THAI/CAPRI

Eficiencia.No se puede controlar el movimiento del

frente de combustión, lo que dificulta el

control sobre la trayectoria de flujo del

aire dentro del pozo.

Puede controlar el movimiento de la cámara de

combustión, lo que implica que la combustión

se mueva hacia el principio del pozo horizontal,

y no se propague en cualquier dirección.

Factor de Recobro

Recupera hasta un 30% del crudo in situ

según cálculos computarizados.

Recupera hasta un 80% de crudo según

proyectos realizados.

Aplicación

Su aplicación resulta ineficiente y se bebe

a la relación entre proyectos

exitosos y fallidos.

Durante su aplicación puede inyectarse aire en

zonas de difícil acceso lo que lo hace requerir de

menos energía en la superficie para hacer fluir

el bitumen.

54

CONCLUSIONES

Es importante el conocimiento de las condiciones geológicas de las

formaciones y de las propiedades de los fluidos para el diseño de un

programa de inyección con menor incertidumbre. En los objetivos planteados

se desarrollo de manera muy general el método Combustion in situ y la

técnica Thai/Capri, la cual establecen como realizar un proceso térmico in

situ y cuales son la características de cada uno, para así obtener un máximo

factor de recobro de los yacimientos de crudo pesado y extra-pesado

Mediante la descripción del método de Recuperación Térmica Combustion

in situ, se fijó que durante la aplicación de dicho proceso se tiene que; el

pozo inyector es usado para inyectar el aire y desplazar los fluidos que se

encuentra en el yacimiento hacia los pozos productores, la zona de

combustión es formada mediante la inyección constante de aire, la zona de

coque se encarga de proveer el combustible necesario para que continúe la

combustión y el pozo productor que permite extraer los fluidos de las

formaciones productoras. Desventajosamente el máximo factor de recobro

extraído durante este método es de un 30 %, debido a sus principales

problemas que es no saber controlar el frente de combustión y la gran falta

de confianza en este método, debido a la relación entre proyectos exitosos y

fallidos.

El proceso THAI/CAPRI es considerado como una variante de la

Combustion in situ, (ISC) pero la disposición horizontal de sus pozos

proporciona una geometría exclusiva de extracción por gravedad y presión,

realiza una mejora in situ mediante el craqueado térmico del crudo pesado y

también puede afrontar una zona de agua de fondo, como ya existe en parte

del proyecto experimental en Christina Lake, efectivamente eliminándola al

vaporizarla. Finalmente permite aumentar la tasa de producción de los

reservorios donde se implementa y por lo general arroja resultados

satisfactorios y las mayores recuperaciones probados de recobro mejorado.

55

Por consiguiente se caracterizaron los criterios de diseño para la

aplicación de los procesos de Recuperación Térmica Combustion in situ y

THAI/CAPRI, se determinó que para uno y otro proceso la composición,

litología, factores favorables y desfavorables son propios y precisos a los

yacimientos. Por otra parte para poder operar estos procesos tiene que

haber relación entre propiedades físicas y químicas del yacimiento, como

permeabilidad y espesor, saturación de petróleo y porosidad.

Por último las instalaciones de superficie en los procesos de Recuperación

Térmica Combustion in situ y THAI/CAPRI, requieren principalmente de un

compresor eléctrico para la inyección, y separadores y tanques para el pozo

productor.

56

Recomendaciones

En relación a lo anterior es recomendado:

La aplicación de un proceso in situ ya que el impacto en la

reducción de la viscosidad es grande, y emplea como buenos

candidatos a reservorios con crudos pesados y extra-pesados,

muy abundantes en Venezuela.

El uso de la técnica THAI/CAPRI como proceso térmico de recobro

mejorado ya que es una opción común en campos donde los yacimientos

han agotado su energía y necesitan ser estimulados para recuperar las

reservas restantes que poseen.

Realizar estudios a fondo y detallados sobre la posibilidad de utilizar la

técnica THAI/CAPRI para la recuperación de los crudos pesados de la

faja petrolífera del Orinoco ya que no presentan problemas ambientales.

A empresas venezolanas que estén utilizando métodos de recuperación

térmica convencionales, consideren manejar un proceso in situ, como lo

es THAI/CAPRI ya que es más eficiente y recupera hasta un 80% de los

yacimientos de crudo pesado y extra-pesado.

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