27 abril 2011

VIDEO INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR EN POZOS HORIZONTALES (HASD)



El siguiente artículo tiene  como fin explicar el método de recuperación mejorado conocido como HASD (horizontal alternating Steam Drive) o  inyección de vapor alterna en pozos horizontales. Este proceso fue generado para  aumentar la eficiencia de recobro de petróleo pesado en arenas delgadas. Consiste básicamente en inyectar vapor a la  formación generando así una cámara de vapor que disminuya la viscosidad del petróleo y le permita fluir más rápidamente hacia  el pozo. También se describirá  la  unión de los procesos de inyección alterna junto con la inyección cíclica   en pozos horizontales que dieron como resultado el método de HASD. Debido a la poca información documental sobre la aplicación real del método en Venezuela y en el mundo y que muchos documentos tienen  a  Tomar la inyección cíclica de vapor en pozos horizontales como HASD  se decidió  trabajar con un proyecto de una simulación realizado en Universidad Central de Venezuela llamado “Estudio del comportamiento  del proceso HASD en arenas delgadas del área de San Diego Bloque Junín” Elaborado por Rosa Espinoza.  En este Proyecto se simuló por medio  de diferentes herramientas  como Petrel, Eclipse 300, PVTi y se generó un yacimiento Homogéneo  y otro heterogéneo con las características de la zona.  La idea fundamental era desarrollar el mejor método de HASD en el área de San Diego variando las condiciones operacionales, una vez encontrada las mejores características operaciones se procedió a simular el proceso HASD en el modelo heterogéneo  y  compararlo con la simulación de la producción en frio. Lo resultados de la investigación pueden ser usados para la optimización y para llevar a cabo el método de HASD en la zona en el Bloque Junín.
Introducción
HASD son las siglas que significan Horizontal Alternate Steam Drive,  o conocida en español como inyección de vapor alternada en pozos horizontales, es una de las opciones térmicas que se presentan a la hora de aumentar la productividad de crudos pesados en un yacimiento.
Este sistema consiste en la combinación de tecnología de pozos  horizontales (paralelos al buzamiento de los estratos) que se encuentren en el mismo plano horizontal, junto con mecanismos de desplazamientos que incluyen la disminución de la viscosidad con la temperatura (calentamiento de la formación). Lo que se intenta es generar una cámara de vapor a partir de un  pozo inyector correspondiente  y que  este calor sea transferido a los fluidos que se encuentran en el yacimiento, con la finalidad   disminuir la viscosidad del petróleo, generando así un frente de  barrido hacia el pozo productor gracias al gradiente de presión.
HASD puede resultar la mejor alternativa para la  explotación de petróleo pesado en arenas delgadas, tanto por las facilidades de perforación y posicionamiento de los pozos como por el requerimiento del número de pozos para un mismo espaciamiento quiere decir que podría tener hasta un solo pozo horizontal inyectarle vapor y  luego de un tiempo, producir por este mismo pozo. Con dos Pozos horizontales  se puede intercambiar  en repetidas ocasiones el pozo inyector por el productor y viceversa, creando así una mayor cámara de vapor afectando a su vez una mayor área del yacimiento.
Una forma de Probar la viabilidad de un proyecto de estimulación es realizando previamente la simulación del yacimiento. Es por esto que realizaremos un estudio a partir de la simulación del proceso HASD para un área determinada de la faja petrolífera del Orinoco. De los resultados obtenidos en la simulación se realizarán la Grafica de petróleo producido acumulado (NP) vs tiempo y  relación vapor/petróleo SOR vs tiempo  para así determinar las mejores condiciones operacionales para la producción de la área de Sandiego ubicada en el Bloque Junín .
HORIZONTAL ALTERNATING STEAM DRIVE (HASD)
Es un proceso de estimulación que implica uno o varios pozos, y usualmente se aplica a yacimientos de petróleo pesado (10-22.3 ºAPI).

El objetivo primario de este proceso es proporcionar energía térmica en las cercanías del pozo, usando el vapor como medio de transporte de calor y permitiendo que la roca actúe como intercambiador para el almacenamiento de la energía inyectada. Este calor es entonces  usado para disminuir la viscosidad del petróleo que fluye a través de la región calentada. Básicamente implica tres etapas:

1. Una rápida, pero temporal, inyección de vapor húmedo (calidad alrededor de 70 a 85 %) por un periodo de tiempo especifico (1 a 3 semanas) dentro de un pozo de petróleo.

2. Un corto periodo de remojo (3 a 6 días), en el cual la mayor cantidad del calor latente del vapor es transferido dentro de la formación que rodea (adyacente) al pozo.

3. Período donde el pozo es puesto en producción por varios meses.
Durante la última etapa, la tasa de producción de fluidos calientes al comienzo es más alta que la de la producción primaria en frío. Sin embargo, la tasa de petróleo declina con el tiempo a valores cercanos a los de la etapa de pre-estimulación, ya que el calor es removido con los fluidos producidos y disipado dentro de las formaciones  no productivas adyacentes. Estas tres etapas se repiten ciclo por ciclo, hasta que el proceso resulte no rentable.

La inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción, más sin embargo esta no conduce a un aumento de la recuperación final del yacimiento, es decir, es un proceso de aceleración de producción.

Desde un punto de vista operacional, la inyección cíclica es ampliamente aceptada ya que la aplicación del proceso es simple: un único generador de vapor puede servir para un gran número de pozos. Además si el proceso es exitoso, el aumento de la producción ocurre inmediatamente, ya que el petróleo caliente fluirá hacia el pozo.

El proceso HASD  es muy similar al proceso de inyección cíclica de vapor conocido en inglés como CSS (Cyclic Steam Stimulation), es por esto que se  hará una  pequeña reseña sobre el funcionamiento de  este mecanismo.


INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

Consiste  en  los siguientes procesos:

1. Reducción de viscosidad del crudo durante la inyección de vapor y el remojo, en la zona calentada cercana al pozo, aumenta la movilidad del petróleo facilitando su producción. Además, ocurre expansión térmica del petróleo y del agua.

2. El período de remojo tiene como objetivo impulsar la condensación parcial de todo el vapor inyectado para calentar la roca y los fluidos, además de permitir la distribución uniforme del calor.

3. Al inyectar un fluido (vapor) a alta tasa se genera la presurización de la arena, forzando al gas libre a entrar en solución, pasando este gas a jugar un papel importante en la expulsión del petróleo durante el periodo de producción, especialmente efectivo para el primer ciclo, ya que para los sucesivos la mayoría del gas habrá sido producido.

4. Para formaciones de espesor considerable y escasas barreras al flujo vertical, el petróleo caliente fluirá al pozo por efecto de la gravedad. Luego que la zona calentada es drenada, existe restauración o aportes de petróleo de las formaciones adyacentes frías.

5. Otros factores que contribuyen a la recuperación del petróleo en inyección cíclica es el efecto favorable que la temperatura tiene sobre la permeabilidad relativa al petróleo y el incremento de la tendencia de mojabilidad de la roca por el agua.

Todos estos procesos se llevan a cabo en el HASD con la diferencia  que   se realizan en pozos horizontales y que son alternados para la inyección y la producción de petróleo pesado.
El propósito de un pozo horizontal es incrementar el área de contacto con el yacimiento y en consecuencia mejorar la productividad del pozo. La mayor desventaja de los pozos horizontales es que solo una capa del yacimiento puede ser drenada por estos, bajo terminación simple.

En recuperación térmica con inyección cíclica de vapor e inyección continua de vapor,  en los pozos horizontales  tienen notables ventajas sobre los pozos verticales, tales como una mejor distribución del calor y el transporte lateral de fluidos mejoraran la eficiencia de barrido, incrementando las reservas producibles. Adicionalmente, el número de pozos necesarios para el desarrollo del campo o producir un patrón disminuye.

Sin embargo, el éxito del proceso de inyección cíclica depende fuertemente de asegurarse de una uniforme colocación del vapor a lo largo de la longitud total del pozo y de factores tales como cantidad de vapor a inyectar, tiempo de producción, numero de ciclos.

Inyección Cíclica en  Pozos Horizontales

El concepto es crear una gran zona calentada arriba del pozo horizontal, tal como un prisma triangular invertido, o cámara de vapor como se observa en la siguiente Figura 1.

Figura 1.

Lo que se tiene es una vista seccional de tres pozos horizontales a los cuales se aplica inyección cíclica y se muestra la zona calentada por el vapor arriba de ellos y las líneas de flujo de petróleo hacia los pozos en la etapa de producción. Para el proceso HASD se prevé el desarrollo de una cámara de vapor de mayor extensión lateral, debido el mayor tiempo de inyección o tiempo de ciclo, además de la influencia de la caída de presión en el pozo productor adyacente, lo que ha de generar un mayor y mejor calentamiento de la formación y los fluidos hidrocarburos.
EL PROCESO HASD
El esquema  básico está basado en un patrón de pozos repetitivos en los cuales tenemos pozos horizontales paralelos entre si y al plano de buzamiento del estrato, que drenan el yacimiento alternándose como inyector o productor durante  cada período o ciclo, como se ilustra en la Figura 2  

En la figura 2.a podemos observar cómo se genera la cámara de vapor en uno de los pozos, mientras que el siguiente pozo actúa como productor.

La figura 2.b Muestra como en el siguiente ciclo el pozo que inicialmente era productor fue cambiado a inyector mientras que el que anteriormente inyectaba vapor ahora produce petróleo.

Mientras que la figura 2.c muestra el impacto de la inyección progresiva de vapor por ambos pozos, durante ciclos sucesivos, generando el calentamiento del yacimiento y sus fluidos.

Esta combinación de la  Inyección Cíclica de Vapor y la Inyección Continua de Vapor en un mismo esquema de producción, proyecta al HASD como un proceso más eficiente que los anteriores desde el punto de vista de aceleración de la producción y factor de recobro.

Estos pozos requieren un acondicionamiento especial, tanto de la cementación como de las instalaciones del pozo para resistir las elevadas temperaturas a las cuales estarán expuestos. El proceso puede incluir un período de calentamiento inicial de la formación, así como un periodo de cierre o “remojo” entre ciclos.


HASD- PRO

El HASD-PRO es una variación del proceso HASD, en la cual se coloca un pozo productor horizontal, en medio de los dos pozos HASD, a igual o diferente profundidad que estos. Esta versión del proceso HASD, favorece la reducción de las saturaciones de petróleo residual en el área adyacente a los dos pozos, así como la expansión lateral de las cámaras de vapor.

EL PROCESO HASD EN ARENAS DELGADAS

HASD surge como una estrategia de recuperación para arenas delgadas y muy delgadas desde el punto de vista operacional, en comparación con el método SAGD, el cual requeriría posicionar dos pozos horizontales en una sección transversal de una arena delgada. De hecho, el proceso SAGD es aplicable para arenas con espesores mayores a 50 pies. Adicionalmente, el número de pozos requeridos para un mismo espaciamiento se duplica para el proceso SAGD, en comparación al proceso HASD, como se observa en la Figura 3.

RANGO DE APLICACIÓN
Generalmente para este método  es muy difícil encontrar información documentada sobre la aplicación en campo de HASD, Es un método relativamente nuevo  y la información que existe sobre este método es  más que todo pruebas de simulación.
Este método surge como alternativa para SAGD no es difícil  pensar que la variación de los rangos de aplicación  entre  uno y otro sea muy similar. En específico  el rango que difieren estos dos métodos es el espesor de la arena petrolífera.
Petróleo
1) Gravedad API: < 20°API; 2) Viscosidad:   > 400Cp; 3) Composición:  No es determinante
Litología
1) Contenido Bajo de Arcillas
Yacimiento
1) Profundidad:< 3000 pies; 2) Espesor:< 20 ft; 3) Porosidad:< 25%; 4) Permeabilidad: >100md; 5) Yacimientos: Volumétricos;6) Temperatura: No es determinante
Condiciones Operacionales
Estas condiciones varían entre un yacimiento y otro, ya que depende absolutamente de los características principales como la estructura del yacimiento, la porosidad, el petróleo original en sitio, viabilidad económica etc.
Las condiciones operacionales son las Siguientes:
1) Espaciamiento horizontal entre los pozos; 2) Profundidad de los pozos; 3) Tasa de inyección de vapor; 4) Longitud de los  Pozos; 5) Tiempo de los ciclos; 6) Presión de Fondo Fluyente; 7)Sistema de Levantamiento
CASO DE ESTUDIO
El caso donde se procedió a evaluar el método HASD fue en una simulación de las Arenas delgadas del área de  San Diego en el Bloque Junín, se realizó una simulación utilizando Petrel, Eclipse 300 y PVTi, con los cuales se logro recrear  el yacimiento, la ecuación de estado para el petróleo de la zona, el movimiento de los fluidos en pleno proceso HASD y se evaluó la influencia de los aspectos operacionales en el proceso. La idea era buscar el mejor rendimiento operacional en un yacimiento homogéneo en el cual se aplicaba el método HASD, para luego  introducir  todas las  propiedades petrofísicas del yacimiento  al simulador y crear un  modelo heterogéneo y estimar como seria la producción  aplicando HASD y  como seria  la producción en frio. Esto se realiza mediante la comparación de las graficas de petróleo producido acumulado (Np) vs Tiempo y la grafica de La relación Vapor inyectado petróleo producido (SOR) vs Tiempo.
NOTA: Las imágenes y Tablas referentes a la etapa de simulación fueron extraídas de: Estudio del Comportamiento del Proceso HASD en arenas delgadas del área San Diego, bloque Junín., elaborado por: Espinoza, Rosa (2008) Universidad Central de Venezuela
Ubicación
 San Diego se encuentra en bloque Junín, al sur del estado Anzoátegui, cerca de la población de Pariaguán. El bloque Junín está ubicado en la parte media central de la Faja Petrolífera del Orinoco, y tiene una superficie aproximada de 14500 km2.
El área que se estudió se limita a la zona norte del área de San Diego, abarcando un área de 18,7 km2 Figura4.

Figura 4.
Compresibilidad de la Roca
Se tomó un valor constante e igual a 2.3*10-5 lpc -1, obtenido a través de mediciones en núcleos del bloque Junín.

Presión Inicial del Yacimiento
Se consideró una presión inicial de 676 lpc, con base a presiones actuales del área.

Propiedades del yacimiento Homogéneo

Tiempo de predicción o proyecto

Se definió un horizonte de 20 años para la evaluación del proceso HASD.
Presión de Inyección y Calidad del vapor inyectado

Se consideró una presión de inyección de1100 lpca y 80 % de calidad del vapor.
POES
A partir de la inicialización del modelo de simulación se determinó que el Petróleo Original En Sitio (POES) del modelo de Yacimiento Homogéneo es 180.4 MBN.
Petróleo
Se caracterizó un petróleo extrapesado de 8.2º API, representativo del área de San Diego, mediante una Ecuación de Estado, para representar la variación de composición, comportamiento de fase y propiedades volumétricas que sufre el fluido del yacimiento a partir de los cambios de Presión, Temperatura que se llevan a cabo en un proceso de recuperación térmica como HASD.
El esquema seguido para el proceso de optimización de los parámetros operacionales del proceso HASD fue el siguiente:


 Se construyo cada unos de los casos, variando un parámetro a la vez y dejando el resto de los parámetros de interés constantes, se obtiene el mejor caso para la variable y este a su vez se incorpora como parámetro constante para las siguientes simulaciones. Se empleó como criterio de selección para el mejor caso en cada simulación, la combinación del mayor petróleo producido acumulado (Np) con la menor relación Vapor/Petróleo (SOR) posible.

1.- Para el Espaciamiento Horizontal entre Pozos
Condiciones Bases:





Observándose un Mayor Np para  la simulación que  se realizó con el mayor espaciamiento  de 600 pies, esto debido a que durante el proceso de HASD  se logra afectar una mayor cantidad de arena con petróleo cuando se tiene un mayor espaciamiento.

2.-Profundidad de la sección horizontal de los pozos
Condiciones Bases:

3.-Tasa de Inyección
Condiciones Bases:


4. Longitud de los pozos
Condiciones Bases:

El proceso que Ocurre en el yacimiento a lo largo de los 20 años lo podemos describir en 3 etapas fundamentales

Etapa inicial: Durante los tres primeros años de aplicación del proceso HASD, la producción de petróleo se comporta como si se tratase exclusivamente de un proceso de estimulación inyección cíclica de vapor): una elevada tasa inicial de producción y la declinación progresiva por efecto de la reducción del volumen de petróleo calentado (limitado a las cercanías del pozo, corto alcance). Aun la formación no ha sido ampliamente calentada y aún hay mucho petróleo que se mantiene a la temperatura inicial del yacimiento.

Etapa intermedia: A partir del ciclo 16 aproximadamente (5.5 años del inicio del proceso) el comportamiento de producción sufre un cambio. Al inicio de cada ciclo se experimenta el pico inicial de producción y la declinación progresiva de ésta, hasta un punto (a mitad de ciclo aproximadamente) donde se incrementa la tasa de producción de petróleo, es decir, el flujo de petróleo en los pozos es la suma del petróleo calentado, que proviene de las zonas inmediatas
al pozo, por efecto de la estimulación a partir de la inyección de vapor durante el ciclo previo, y el petróleo desplazado, y caliente a su vez, que proviene de la zona localizada entre ambos pozos y se hace importante el diferencial de presión entre inyector y productor, generando el efecto de empuje o barrido de petróleo, evidenciándose así, el efecto combinado entre un proceso de estimulación y un proceso de desplazamiento, que es la base del proceso HASD. Es necesario entonces, para que se evidencie el desplazamiento de crudo hacia el productor, que transcurra un período de tiempo, tal que permita un mayor calentamiento y movilización del crudo, y cierto nivel de agotamiento del yacimiento.

Etapa final: A partir de los 12 años de aplicación del proceso HASD, se restaura el comportamiento de la producción mostrado en la etapa inicial, siguiendo la tendencia de un proceso de estimulación o inyección cíclica. Esto se debe al mayor agotamiento del yacimiento (menor diferencial de presión entre inyector y productor) que merma el efecto de desplazamiento de crudo, mas sin embargo, no se anula su presencia como mecanismo de recuperación, ya que existe un incremento del volumen de petróleo recuperado en 20 años, que no podría ser alcanzado por un proceso de estimulación por sí solo.


Se observa  una mínima retención del agua en el yacimiento por efecto de la inyección de vapor, de menos de 6 por ciento del volumen total de agua inyectada. Esto representa una menor cantidad que la observada en una inyección cíclica de vapor, donde sólo una parte del agua inyectada como vapor (30-35%) es producida cuando el pozo se abre a producción. Esto implica que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el yacimiento formando zonas de alta saturación de agua alrededor de los pozos productores. Tales regiones de alta saturación de agua pueden hacer que la aplicación futura de procesos de recuperación del tipo desplazamiento, resulten difíciles o ineficientes, ya que la eficiencia areal de barrido será afectada adversamente.

Simulación en frio


Simulación del mejor caso contra la simulación en frio
Se puede observar como con la aplicación del método HASD  triplico lo que hubiese sido la producción en frio del yacimiento.



Resultando según esta simulación realizada un método realmente eficiente, y económico para la producción de este yacimiento en un periodo de 20 años.


Conclusiones

1.-El método de recuperación HASD es un proceso mejorado que facilita la producción de Petróleo pesado

2.- Es un método aplicable en arenas delgadas donde la recuperación por otros métodos como SAGD no puede ser llevada a cabo

3.- La  tasa de inyección de vapor, la longitud de los pozos, el espaciamiento entre de los pozos, la profundidad respecto a la  arena dependerá básicamente  de las propiedades estructurales y  petrofísicas del yacimiento.

4.- Un estudio previo sobre la viabilidad del método es recomendable para  estimar la futura producción.

5.- La movilidad del crudo, a condiciones iniciales, es el parámetro de yacimiento más importante para el rendimiento y eficiencia del proceso

6.- El segundo parámetro de mayor influencia en la recuperación de petróleo fue la longitud de la sección horizontal de los pozos, ya que permite contactar y calentar una mayor sección longitudinal del yacimiento

7.- El comportamiento de HASD en una arena delgada, es ligeramente afectado por la profundidad de la sección horizontal de los pozos,

8.- El aumento de la tasa de inyección de vapor es positivo para el incremento del Volumen de petróleo recuperado

9.- La recuperación de petróleo es poco sensible a la duración de los ciclos de inyección/producción

10.- Mayores permeabilidades verticales, en un medio homogéneo, mejoran la recuperación de petróleo, e impactan positivamente la SOR

11.- Resulta un método relativamente económico  en comparación con métodos de recuperación mejorada como la combustión in situ, inyección de polímeros, alcalís, es incluso mas económico que el SAGD ya que se necesitan la mitad de pozos que  operarían en un yacimiento que produce por este método.
 
Bibliografía

Butler R. y Mendoza H. (1999) SAGD, Pilot Test in Venezuela. Artículo Técnico SPE 53687 presentado en la Conferencia de Ingeniería de Petróleo de Latinoamérica y el Caribe en Caracas, Venezuela del 21 al 23 de Abril de 1999.

Edgar A. Fernández R y José Luis Bashbush (2008) Horizontal Alternating Steam Drive Process for the Orinoco Heavy oil Belt  in Eastern  Venezuela, Artículo Técnico SPE 117689 presentado en International Thermal Operations and heavy oil Symposium in Calgay, Alberta, Canada 20-23 Octubre 2008.

Espinoza, R. (2008) Estudio del Comportamiento del Proceso HASD en arenas delgadas del área San Diego, bloque Junín. Tesis de Pregrado. Universidad Central de Venezuela, Caracas, Venezuela.

Mendoza H, A.Padron, F. Portillo (1997), Steam Stimulation in Horizontal Wells Pilot Test in Venezuela. Artículo Técnico The Petroleum Society paper 97-66 presentado en 48Th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society in Calgay, Alberta, Canada 8-11 Junio 1997






Editor: Gustavo Bermúdez
Correo: Bermudez@petroleoamerica.com








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