VAPEX: esta técnica es especialmente usada en casos donde SAGD no es rentable, consiste en la inyección de un solvente al yacimiento para reducir la viscosidad del petróleo y movilizarlo hacia los pozos productores. (Metodología VAPEX) Combinaciones con químicos y solventes ¿En qué consiste la metodología VAPEX en la recuperación mejorada de petróleo? Es un método que utiliza disolventes vaporizados de hidrocarburos (metano – propano) para la recuperación de hidrocarburos pesados, es clasificado como un proceso de producción no térmico, la cual se parece a la inyección de vapor de agua, bajo el mismo mecanismo de inyección. VAPEX (extracción de vapor) ¿Por que se dice que la metodología VAPEX es parecido a el SAGD (steam assisted gravity drainage)? La metodología VAPEX y el SAGD, normalmente utilizan pozos horizontales tanto para inyección como para recuperación, los dos tratan de formar una cámara de solvente o de vapor respectivamente debajo de la capa sello del yacimiento, con tal de cambiar las propiedades de viscosidad y consecuentemente la movilidad. Los pozos; inyector y productor uno encima de otro a cierta distancia en el yacimiento, arriba y abajo respectivamente hacen que el productor recoja los fluidos disueltos y que han caído por efecto de la gravedad. ¿El ser un método no térmico implica que no se utilice calor en este proceso? No. No térmico en este caso se refiere a que la inyección se opera a temperatura de yacimiento o sea que en el proceso de debe mantener la temperatura del yacimiento, así que se debe inyectar el solvente a su presión de vapor a dicha temperatura. ¿Cómo influye la permeabilidad durante el proceso de recuperación por VAPEX? Cuando se está inyectando el solvente en el pozo horizontal, la permeabilidad vertical implica mucho debido a que el solvente es inyectado hacia arriba para formar la cámara de solvente, pero a medida que existe la disolución con el crudo pesado, la caída hacia el pozo productor (pozo abajo del inyector) es de manera oblicua y no vertical a la inyección. Entonces se debe tomar en cuenta la permeabilidad oblicua o en su defecto el flujo preferencia de manera vertical. ¿Cuál es la principal desventaja de la metodología VAPEX? La principal desventaja es el costo del solvente; pues los gases condensados que se ocupan en este proceso cuestan más que el propio bitumen o crudo pesado. Y como es lógico en cualquier inyección, no todo lo que se inyecta se recupera, así que se debe hacer un buen análisis inyección-recuperación. Mencione 3 ventajas por la cual se ocupan pozos horizontales para la inyección –recuperación. * incrementa el área de contacto con el yacimiento de crudo pesado * Intersección de fracturas verticales * Posicionamiento en horizontes favorables en el yacimiento (entre capa y capa) están incentivando a las compañías petroleras a invertir en yacimientos de petróleo pesado.no hay pérdida de calor. que reduce la viscosidad del petróleo pesado. los altos precios de la energía y la necesidad de restituir las reservas. APLICACIONES INTERNACIONALES imperial realizó grandes investigaciones acerca del Vapex. Definitivamente se recupera menos que con uno con vapor.Que recuperación se puede esperar en este proceso comparado con uno de inyección de vapor. En el enfoque que utiliza un solo pozo. se inyecta solvente en el pozo superior de un par de pozos horizontales paralelos. Los gases valiosos son barridos después del proceso mediante la inyección de gas inerte. se inyecta solvente desde el extremo de un pozo horizontal. El método VAPEX ha sido estudiado . Consiste en la inyección de un solvente miscible. La merma del suministro de petróleo. La extracción de petróleo asistida con vapor (VAPEX) es un proceso relativamente nuevo que está siendo probado en Canadá. pues una inyección de vapor como el SAGD es la primera opción en este tipo de recuperación. El método puede ser aplicado en un pozo por vez o en pares de pozos. de ahí con los mismos pozos de inyección de vapor se procede a disolver el petróleo residual en el yacimiento siendo esta una segunda opción. El trabajo de Dover también experimentado con el proceso de “hot Start”. Los petróleos pesados y viscosos presentan desafíos en el análisis de fluidos y obstáculos para la recuperación. En el caso que implica dos pozos. que están siendo superados con la nueva tecnología y las modificaciones de los métodos desarrollados para los petróleos convencionales. Una ventaja del Vapex es el rendimiento de la energía.que inyecta vapor para establecer rápidamente una comunicación con el productor del pozo antes de inyectar el solvente vaporizado. las cuales incluyen la coparticipación con otra empresa en Dover al noreste de Alberta. Los gases obtenidos deben ser tratados o almacenados para evitar su dispersión. Extracción de vapores: Consiste en la generación de vacío en pozos ubicados por encima del nivel freático. La efectividad del sistema depende principalmente de la volatilidad de los contaminantes y de la permeabilidad y homogeneidad del suelo. (Sellers. 1999) Figura 5. Esquema de extracción de vapores. pero aún no fue desplegado en operaciones de campo de gran escala. de forma que se bombean los volátiles contenidos en la zona no saturada (Figura 5).extensivamente en laboratorios y en operaciones de simulación y está siendo sometido a pruebas piloto. . gov/oust/pubs/tum_ch7. Combinación de las técnicas de extracción de vapor del suelo y aireación del suelo Fuente: www. La efectividad aumenta en combinación con la extracción de vapor del suelo que genera una presión negativa en la zona no saturada y permite controlar la migración de la pluma (Figura 6). lo que permite la transferencia de hidrocarburos disueltos en el agua a fase vapor.pdf . Figura 6.Aire Sparping: Se aplica aire a través de pozos en la zona saturada.epa. Sin embargo. Este proceso utiliza un solvente de hidrocarburo liviano en el rango de propano y butano (o alguna combinación de hidrocarburos livianos) inyectado en el pozo horizontal superior. Las condiciones de operación son controladas con el objetivo de mantener el solvente en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para así aumentar al máximo los efectos de dilución del solvente. A partir de entonces (Allan y Redford. En 1989. uno encima del otro y también desplazados horizontalmente. Nenniger 1979. Butler y Mokrys presentaron el proceso de extracción por vapor (VAPEX) con disolventes. Dun et al 1989) habían otras pruebas experimentales de base solvente como método de recuperación de petróleo pesado. La idea de utilizar un solvente para la recuperación de petróleo pesado y asfalto fue propuesta en 1974. reduciendo su viscosidad para permitirle drenar por gravedad al pozo de producción horizontal inferior. proceso en el que los ciclos alternos de vapor de agua y disolventes como propano o butano se utilizaron. El solvente también puede tener efectos de remoción de asfalto sobre el crudo pesado o bitumen dependiendo de la composición del solvente. El proceso VAPEX (Extracción de vapor) por lo general usa un par de pozos horizontales. 1976. El avance tecnológico de la perforación de pozos horizontales revitalizó la idea de usar solventes para la recuperación de petróleo pesado y asfalto. cuando Allan presentó por primera vez una variación de la estimulación cíclica de vapor (CSS). al final. las tasas de producción de petróleo eran desalentadoras en los ensayos experimentales a escala de laboratorio abandonado la investigación en este ámbito. similar al . El solvente se difunde en el petróleo pesado o bitúmen diluyéndolo y.Inyección de VAPEX (Extracción de Vapor). el crudo drena a la parte más baja del yacimiento por efecto de gravedad. Gas/Petróleo/Agua. Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. la sustancia que se difunde abandona un lugar de una región de alta concentración y pasa a un lugar de baja concentración. Drenaje por Gravedad: En un yacimiento. es decir cuando se ponen en contacto dos fases que tienen diferentes composiciones. Transferencia de masa molecular Este mecanismo se caracteriza por transferir una sustancia a través de otra a escala molecular. el drenaje por gravedad ocurre por efecto de la diferencia de densidad de los fluidos presentes.método de recuperación ya establecido de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). como el caso de VAPEX. Pozos Horizontales. Petróleo/Agua). donde ocurre básicamente una redistribución de las moléculas pesadas del crudo al solvente que presenta moléculas livianas. Aunque ha habido algunos ensayos a escala piloto de campo del proceso de VAPEX. el crudo aún sigue siendo más pesado que el solvente y por diferencia de densidades entre estos fluidos (crudo y solvente). También se . los resultados no han sido publicados por razones de confidencialidad (Nenniger y Dunn 2008). En el VAPEX a pesar del proceso de transferencia de masa. en el cual ocurre que el fluido menos denso se mueva hacia arriba y el más denso hacia abajo (Gas/Petróleo. Mecanismos que Intervienen durante el Proceso Vapex. mientras que el solvente se mantiene en la parte superior. Otros factores de control de la tasa de producción para un modelo establecido son la viscosidad del . formaciones de baja permeabilidad. cada uno de los cuales poseen una técnica que va en función directa con la tasa de incremento de ángulo y del desplazamiento horizontal. se requiere un ensamblaje especial de la sarta de perforación para poder obtener los grados de inclinación máximo hasta el objetivo. Según el radio de curvatura. la cual describe el comportamiento del yacimiento en su totalidad. La viscosidad de petróleo pesado y bitúmen es una fuerte función de la temperatura y disminuye drásticamente con aumento de la misma. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo. no puede ser técnicamente posible o económicamente inviable en situaciones como permahielo.denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de 86º respecto a la vertical. Simulación de Yacimientos. CALENTAMIENTO ELÉCTRICO. el comportamiento y características de los fluidos son modelados por las ecuaciones de Darcy (para el flujo de fluidos) y Continuidad (Conservación de la materia). formaciones profundas. Otros métodos alternativos son necesarios para producir efectivamente esos crudos pesados y viscosos. arenas productoras delgadas. es importante saber también que la combinación de las ecuaciones mencionadas anteriormente y con la ecuación de estado del fluido se obtiene la Ecuación de Difusividad. En la simulación de yacimientos. existen cuatro tipos de pozos horizontales básicos. para el estudio termodinámico y volumétrico se pueden obtener los datos necesarios a través de ecuaciones de estado o análisis de pruebas PVT. Adicionalmente. La inyección de vapor es la técnica de recuperación térmica más comúnmente utilizada. el espesor del yacimiento. la eficacia de cualquier método de recuperación se basa en la reducción de la viscosidad del crudo. Para un espesor de yacimiento dado. la permeabilidad y la porosidad. permeabilidad. . sin embargo. y porosidad.petróleo en sitio. y de las características en detalle del . de forma que se bombean los volátiles contenidos en el suelo (contaminantes). La extracción de vapores (SVE) consiste en la perforación de pozos por encima del nivel freático. Pueden combinarse con pozos de inyección de aire. Figura 15. ya que esto favorece la evaporación de los contaminantes. El número de pozos de inyección y de extracción para un área contaminada puede variar desde uno a cientos. que se emplean para extraer contaminantes químicos del suelo vaporizándolos. Son complementarias porque la primera se emplea por encima del nivel freático.Combinación de las técnicas de extracción de vapor del suelo y aireación del suelo: la primera actúa por encima del nivel freático.. y la segunda por debajo. en los que se genera un vacío. mientras que la segunda se utiliza por debajo de éste (figura 15). aunque a menudo complementarias. en función de la extensión del problema.La extracción de vapores del suelo y la aireación del suelo (Soil vapor extraction and Air Sparging) son dos técnicas diferentes. además.área: tipo de suelos. y que por tanto. . La técnica se ve especialmente favorecida cuando el contaminante se encuentra en un terreno arenoso en contacto con otro arcilloso infrayacente. de contaminantes. lo que hace que sean bastante empleadas. y se bombean a superficie a través de pozos de extracción (ver figura 16). Los gases que se extraen son recogidos y tratados. En estas condiciones. que a su vez favorecen la descontaminación a través de la transformación metabólica de los contaminantes en agua y CO 2. de compuestos químicos que reaccionan con el contaminante. Esta técnica se basa en la infiltración en el terreno (desde superficie o pozos de inyección). Flushing in situ es una técnica química que se utiliza para eliminar contaminantes de tipo NAPL o DNAPL. el desarrollo de microorganismos bacterianos. La inyección de aire (air sparging). inmiscibles con el agua. que se mezclan con agua y se ponen en contacto con el contaminante. la aireación del agua subterránea favorece la vaporización de los contaminantes. que son bombeados a superficie a través de pozos de extracción similares a los de extracción de vapor. Los productos utilizados son surfactantes (detergentes) y cosolventes (alcoholes). por debajo del nivel freático. consiste precisamente en la inyección de aire en el terreno. disolviéndolo. no son arrastrados por los flujos acuosos. de forma que se separan los contaminantes para su tratamiento posterior o almacenamiento en condiciones de mayor seguridad. etc. La entrada de aire al suelo que suponen estas dos técnicas favorece. Las instalaciones requeridas para este tipo de tratamiento son económicas y de fácil mantenimiento. Los tratamientos térmicos son un grupo de técnicas que se basan en la extracción de contaminantes a través de su movilización a altas temperaturas. este apartado incluye la inyección de vapor. En todos los casos. donde son captados y bombeados hasta la superficie. Así. Los productos químicos así movilizados se desplazan a través del suelo y las aguas subterráneas hasta pozos. Es una técnica mucho más problemática que las anteriores. y los productos de la reacción se extraen por el de la izquierda en la imagen. de aire caliente. el calentamiento mediante resistencia eléctrica.. resulta efectivo en muchas ocasiones. que se extrae a través de un pozo al efecto. normalmente de mayor coste. dado que implica el manejo e infiltración en el terreno de sustancias químicas (con cierta toxicidad y coste económico a considerar).Sistema de flushing in situ actuando sobre una porción de suelo contaminado (en rojo). de agua caliente. Sin embargo. El agua y los reactivos se introducen por el pozo de la derecha. se consigue una movilización del contaminante químico. o mediante radiofrecuencia o por conductividad térmica (calentamiento de tubos de acero).Figura 16. . y es la alternativa a métodos ex situ. incluso en condiciones muy desfavorables (contaminantes retenidos en terrenos arcillosos). reinyectando lo obtenido por el pozo de extracción: con ello se ayuda a que se mezcle mejor el oxidante con los productos que constituyen la contaminación (figura 17). y plaguicidas. se observa que se obtiene una mayor efectividad de la técnica si establece un sistema cerrado.. pero a menudo se muestran muy efectivas. .Esquema de un dispositivo para oxidación química. La oxidación química emplea compuestos oxidantes para destruir la contaminación de suelos y aguas subterráneas. Figura 17. sin que sea necesario bombear los productos de la oxidación. como agua y CO2.El coste de estas técnicas es relativamente alto. solventes. La técnica se base simplemente en la introducción en el terreno de los oxidantes. Esta técnica permite destruir muchos combustibles. No obstante. transformando ésta en compuestos inocuos. a través de pozos a diversas alturas. En determinados casos puede ser necesario añadir una fase acuosa que permita o facilite el proceso. se trata de una técnica muy adecuada para actuar frente a determinados contaminantes. En algunos casos junto con el oxidante se emplea un catalizador. altamente tóxico. que aumenta el rendimiento del proceso de oxidación. Por otra parte. inocuo. que se reduce mediante sulfitos a Cr 3+. aunque su carácter de gas hace más problemático su manejo. Esto produce un flujo de los contaminantes en medio acuoso siguiendo las líneas del campo eléctrico.Los productos oxidantes más utilizados son el agua oxigenada y el permanganato de potasio (de menor coste). Se basa en la introducción a suficiente profundidad de electrodos en el suelo y la aplicación de una diferencia de potencial. También puede emplearse el ozono. En resumen. sobre todo cuando se encuentran a profundidades considerables. a las que otros métodos no pueden llegar. Ocasionalmente en vez de oxidar es necesario reducir: caso del Cr 6+. . La figura 18 muestra unl esquema del procedimiento. la oxidación puede crear el suficiente calor como para hacer hervir el agua subterránea. La electrodescontaminación consiste en la movilización de los contaminantes bajo la acción de campos eléctricos. lo que favorece la movilidad de los contaminantes que no resulten oxidados. y atraen al líquido hacia el cátodo. que se comporta como un gran catión (Figura 19). Representa el movimiento de las partículas en disolución en el agua intergranular del suelo o subsuelo. .Esquema del proceso de electrodescontaminación. Esto se produce debido a que en las superficies no equilibradas de las partículas del suelo predominan las cargas negativas. - La electro osmosis representa el movimiento del líquido en relación a las superficies sólidas del campo eléctrico: se produce una movilización en masa del líquido.Figura 18.. electro osmosis y electroforesis. Los mecanismos concretos por los que se produce la movilización de los contaminantes son los de migración. como consecuencia de la interacción con las paredes de los poros. - La migración es una movilización de los contaminantes en forma iónica a favor del campo eléctrico. sobre la base de su comportamiento iónico. ya que se trata de un procedimiento por el cual se induce una fracturación en suelos o terrenos en general muy compactos. con buenos resultados. .Transporte de un fluido a través de los poros de una roca mediante electro ósmosis. - La electroforesis corresponde al desplazamiento de partículas coloidales cargadas en suspensión en un líquido. y ambos son extraídos posteriormente. La fracturación se emplea a menudo en combinación con otras de las técnicas descritas. de forma que las técnicas que se basan en la movilización de los contaminantes pueden actuar mejor. El procedimiento tiene la ventaja de que apenas si resulta influenciado por la textura o la permeabilidad del suelo. Pb. Se basa en dos posibilidades: fracturación hidráulica y fracturación neumática. La técnica resulta de aplicación. Tiene una importancia muy inferior a la de los dos fenómenos anteriores.Figura 19. Zn. en el caso de suelos con altos contenidos en metales pesados (Cu.. El conjunto de estos mecanismos provoca el desplazamiento de los contaminantes bajo la acción del campo eléctrico. As). factores limitantes de otras técnicas. así como en el caso de la contaminación por compuestos orgánicos. Los cationes van hacia el cátodo mientras que los aniones lo hacen hacia el ánodo. La fracturación neumática utiliza aire a presión para fracturar la roca (figura 20).Esquema de un sistema de fracturación neumática. que en unos casos ayuda a introducir los reactivos requeridos para el tratamiento descontaminante. En definitiva. que es bombeada a presión a través de pozos. que favorece la fracturación y que las fracturas permanezcan abiertas. para ayudar a la movilización de los contaminantes del suelo. y a menudo también favorece la movilización de los contaminantes.. Para fracturar suelos a profundidades considerables se añade arena al agua. es una técnica auxiliar. basado en el empleo de aire a presión. Figura 20. y en . La fuerza del agua favorece la fracturación del material que compone el terreno en cuestión. En algunos casos se puede llegar a plantear la utilización de explosivos. así como la apertura de las fracturas ya existentes.La fracturación hidráulica utiliza agua. mediante reactivos específicos. y en general. para la eliminación del contaminante mediante una variedad de técnicas disponibles. Tras el tratamiento.otros favorece la migración de los productos del proceso hacia los pozos de extracción. que son muy efectivos en determinados contaminantes. y tratado en una planta externa. siempre y cuando se verifique que está completamente descontaminado. Lavado del suelo: basado en el empleo de detergentes y en la separación granulométrica de las fracciones más finas (siempre más contaminadas. y su migración a través del mismo. por la mayor capacidad de sorción de las arcillas) de las más gruesas: arena. Técnicas ex situ Estas técnicas tienen en común que el suelo es removido de su lugar original. Extracción con solventes: Basada en el empleo de productos disolventes. Dehalogenación química: Consiste en la eliminación de halógenos del suelo. . no vamos a insistir en su estudio y descripción. Al ser tratamientos puramente químicos. siempre más limpia. el suelo puede ser devuelto a su lugar original. En este apartado se reconocen las siguientes técnicas: Desorción térmica: basada en el calentamiento del suelo en una “unidad de desorción”. favorece la liberación de los contaminantes contenidos en el terreno. y más fácil de limpiar. Bronw. Mining Environmental Management.org .R. S. A. 3: 9-11. cuando no hay otra alternativa.cluin.Technology Innovation Office. Ying-Ming. 3: 48. Reeves.. (1995). Homer.S. Mining Environmental Management.. Abnormal accumulation of trace metales by plants.. Figura 21.. L. USEPA . Brooks. Potential use of hyperaccumulators.. Green. Hazardous waste cleanup information...Excavación de suelo contaminado mediante pala retroexcavadora. (1995).M..J. R. el suelo se excava y se lleva a un almacenamiento de residuos tóxicos y peligrosos para su disposición final (figura 21). R. Baker. 330 pg. Publicaciones del ITGE. Bibliografía Chaney. Angle. J. Z.D. http://www. R.Finalmente. C. ITGE (1995). Contaminación y depuración de suelos. doe. USEPA – ORD.html Calentamiento con resistencia eléctrica . US DOE – Office of Environmental Management. Remediation technology descriptions. Technical resource guide.USEPA – ORD. Octubre 2000.gov/define/techs/remdes2. Enero 1995. EPA/625/R-00/005.em.http://www. EPA/625/R-94/005. In situ treatment of soil and groundwater contaminated with Chromium. Manual – Ground-water and leachate treatment systems. El calor de la corriente convierte en vapor el agua del suelo y de las aguas subterráneas. Esquema de funcionamiento del calentamiento por resistencia eléctrica TECNOLOGIA CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sands EN FRÍO) Método C. producción fría de crudo pesado con arena. que evapora las sustancias nocivas. sin embargo.En esta técnica se hace pasar una corriente eléctrica por debajo de la superficie a través de pozos hechos de acero. Existen varios opiniones para clasificar esta técnica.H.S: Concepto CHOPS es la abreviación de la frase en inglés “Cold Heavy Oil Production with Sand”.O. es decir. que consiste en provocar de manera deliberada la producción de arena junto con el petróleo y mantener este influjo a lo largo del tiempo. Esta es una técnica de producción de crudo pesado.P. en casi todas se considera como un método de recobro primario dado que la arena y el crudo . las perforaciones en el casing son de grandes diámetros aproximadamente de 23 a 28 mm de diámetro con 26 a 39 cargas por metro. etc. de ahí la expresión Cold (frío). segregación gravitacional. en pozos de 0 a 45° de inclinación. El crudo pesado producido es rico en carbonos.) aunque una vez ahí se utilizan sistemas de levantamiento. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO CHOPS “Es la producción de crudo pesado con arena en frío que implica la producción deliberada de arena durante la vida productiva del pozo y la aplicación de métodos para separarla del petróleo y disponer de esta en superficie”. El crudo espumoso llegará hasta la cara del pozo. de esta forma se favorece la formación de canales de alta permeabilidad por la remoción de arena denominados “agujeros de gusano” o Wormholes. mediante el uso de bombas de cavidades progresivas PCP. y será bombeado hacia superficie. Muchas veces. Esquema general del proceso Seleccionado el yacimiento a ser sometido a CHOPS según los criterios que se más adelante se especificarán. metales pesados y sulfuros por lo tanto las refinerías convencionales no aceptaran como materia prima. estructuras estables de 25 a 50 mm de diámetro de gran extensión. Crudo espumoso son responsables del aumento de producción. se perfora el pozo y se completa para iniciar el flujo de arena.llegan por si solos al pozo (por expansión del gas. después de que ha declinado la . la propagación de los agujeros de gusano y la formación de burbujas de gas lo suficientemente pequeñas en un crudo altamente viscoso. Tiene la cualidad de ser producido todo el proceso a temperatura de yacimiento. se requieren de refinerías costosas que permita producir crudo sintético mediante hidrogenación y así poder ser enviado a una refinería convencional. * La presencia de capa de gas es perjudicial para un proceso CHOPS exitoso porque se puede presentar conificación de gas y las bombas PCP se deterioran bajo estas condiciones. -Factores Geomecánicos: El parámetro más importante es la ausencia de minerales cementantes. la producción de agua se puede incrementar a expensas de la producción de aceite.producción de un pozo por CHOPS aniveles económicamente no rentables. En cuanto a presencia de otros fluidos: * El agua libre no debe estar en un yacimiento explotado con CHOPS. así como arenas muy gruesas mayores a 1000 µm. los criterios de screening están basados en la experiencia. si es favorable que tenga gas en solución para formar el aceite con consistencia espumosa que ayuda a mejorar la eficiencia del proceso. zonas cementadas estrechamente intercaladas y sin aceite. arena no consolidada expuesta a alta compresión por un gran tiempo.Factores Geológicos: El intervalo del yacimiento básicamente debe ser de 16 a 40 ft de espesor de una arena no consolidada con bajo contenido de arcilla. Criterios De Selección A etapas tempranas de aplicación de la tecnología CHOPS. Es favorable que el yacimiento sea lo más homogéneo posible y que existan zonas sin buzamiento. La ausencia de fallas y plegamientos son factores importantes. pruebas. aunque se encuentra a 1500 ft de la cara del pozo su impacto es muy grande. Pueden existir casos donde estos criterios sean muy restrictivos y serán necesarias las pruebas piloto. debido a la diferencia de movilidades entre el agua y el crudo pesado. todas las mediciones necesarias. se ve favorecido el uso de otros métodos de recobro con solventes y térmicos que no se hubiesen si el pozo no hubiese producido previamente por CHOPS. Se consideran los siguientes criterios: . las secuencias finas de turbiditas. análisis de datos geofísicos y exámenes . No resulta favorable para el proceso. COMPORTAMIENTO TÍPICO DE UN POZO CHOPS La producción de los pozos CHOPS generalmente aumenta durante algún tiempo despuésdel completamiento inicial debido a la producción de arena y luego disminuye en untiempo de meses o quizás años.8 y 0. El siguiente screening se obtuvo de experiencia en campos canadienses. Los criterios in situ de los esfuerzos parecen no ser tan relevantes para el proceso. . Después de que sepresenta el pico sigue la declinación gradual cuando los efectos de depleción dominan. y que el contenido de asfáltenos es menor.2 de agua connata con salinidad de 60. Yacimientos de petróleo pesado apropiados para CHOPS están ubicados en arenas consolidadas débilmente. crudos con alta viscosidad puede producir a través de CHOPS pero se generan problemas operacionales por el manejo masivo de la arena por tal razón resultan más viables si la viscosidad es menor a 15000cP. -Parámetros de fluido: La saturación de petróleo debe ser alta mayor a 0. donde la movilización de arena puede ser fácilmente activada y el influjo de arena sostenido por la vida productiva del pozo. PERFIL DE PRODUCCIÓN PARA UN POZO TÍPICO CHOPS El perfil de producción del pozo es diferente del convencional por el pico en la curva deproducción de aceite porque la productividad de los pozos mejora con la producción dearena y disminuye como resultado del agotamiento del yacimiento.000 ppm de NaCl. la causa puedeser por problemas mecánicos o por el comportamiento del yacimiento. un factor clave es el gas en solución para generar el comportamiento espumoso. estos criterios difieren un poco en únicamente en que as presiones y las saturaciones son más altas en la Faja del Orinoco.microscópicos deben ser tenidos en cuenta para considerar la fuerza cohesiva. la tasa de declinación puede ser repentina. pero considerando el gran depósito de crudo pesado presente en la faja del Orinoco en Venezuela. Posteriormente se presenta una declinación gradual de la producción que se prolongapor unos cuantos años hasta que sea necesario restablecer la producción aplicando unworkover al pozo. Los pozos CHOPS presentan factores de recobro entre 15-25%. Debido acaracterísticas únicas de los yacimientos no consolidados de crudo pesado laproducción aumenta 10 a 20. La producción de aceite se incrementa hasta un pico de producción que puede ser 30-60% mayor a la tasa inicial debido al aumento de la conductividad en la cara del pozo a mayor a ladeclinación natural de la producción. para que se dé la producción de producción de petróleo con arenaun grupo de fuerzas actúa como se explica a continuación: Fuerza gravitacionales: los esfuerzos verticales por el peso de los estratos causa ayudaa la producción de arena.Cuando un pozo es completado la producción de arena inicial es grande del 1540%del volumen de los fluidos producidos. Gradiente de presión: Causa un flujo de arrastre y da lugar a la suspensión de la arenaen el flujo del fluido. en comparación con laproducción de yacimientos típico sin arena que esta entre 0-5%. .5% /vol hasta tan alto como10% /vol durante la fase de estado estable de la producción de aceite. tal vez tanto como de 500-800 toneladas de arena en un año.veces después de la conversión de los pozos de laproducción tradicional a la producción CHOPS. Por un periodo de pocos días o varios meses la producción de arena decae desde un valor menor al 0. y para mantener o reiniciar el influjo de arena y fluidos. MECANISMO MECANISMOS DE RECUPERACIÓN En un proceso CHOPS. los cuales son requeridos durante la vida de un pozo para cambiar oreparar equipo. Cold Heavy Oil Production with Sands12 Un pozo CHOPS produce 30-150 bbl/día de aceite y para un buen pozo en aceite viscoso. entre el 5% y el 20%. puso en primer plano una forma diferente de recobroen la zona Driza. . PERDIDA DE CALOR BENEFICIO Y LIMITACIONES EQUIPOS DE FONDO Y SUPERFICIE CASO REAL Pruebas tempranas de pozo (1999) y desarrollo del campo Patos Marinza (2002-2003) En 1999. cortes más altos dearena. se crea desde la caradel pozo cavidades o agujeros de gusano (Wormholes) como se conocen comúnmente. El desarrollo de 5 deestos pozos. también cortes de foamy más altos fueron reportados. La instalación de 12 bombas PCP en 12 pozos en la partenorte del campo. Alcanzaron buenos resultados. Todas las indicaciones del desarrollo indicaron que el foamy oil del crudopesado. un programa para probar CHOPS en Patos Marinza en la formación Driza fueiniciado por el operador AAP. con 10 pozos exhibiendo tasasincrementadas durante un corto período de seis meses de prueba. Estos agujerosde gusano se caracterizan por estar llenos de una mezcla de petróleo. y aumenta velocidad de flujo hacia la caradel pozo por la expansión de las burbujas de gas Cuando es iniciada la producción la producción de arena y petróleo. Lagráfica 3 muestra el desarrollo de esta producción temprana en pozos de prueba en el año1999.Estos comunican a partes inalteradas del yacimiento con la cara del pozo. este mantiene la arena en suspensión. agua y pequeñasburbujas de gas (Foamy Oil) con partículas en suspensión de arena. Además.Significativos incrementos en producción fueron reportados en cinco pozos. como era de esperar. Crudo espumoso: Fenómeno de flujo de que ayuda a mantener la presión y tasa deflujo. había sido iniciado en los pozos como un resultado del drawdown aplicado alyacimiento. conincrementos en la tasa de aceite desde 10 m3/d a 20 m3/d. * Perforación de 20 pozos direccionales.El nivel de incremento de la producción debido a la instalación de nuevas bombas pudoser función de un número de factores. Inmediatamente después de la instalación y puesta en marcha de lasbombas.Los datos de producción para estos pozos indicaron que. había 28 pozos equipados para producción con bombas PCP. * Instalación de bombas PCP en todos los pozos reactivados. El resultado de este programa fue que al final de las operaciones de AAP en Marzo de2004. Su diseño .com/doc/62427223/Cold-Heavy-Oil-Production-with-Sands-CHOPS TECNOLOGÍA VAPEX El VAPEX (extracción de vapor o los gases de extracción de Pentecostés) la tecnología ha sido ampliamente estudiado. excepto para el pozo 345-M quesufrió un colapso de casing cerca al final de la prueba. Sin embargo. Antes de la participación de Saxon como nuevo operador en Julio de 2004.Posterior al test de producción con CHOPS en 1999. uno de los principales era el número de zonasabiertas al flujo. http://es. los pozos fueron suspendidos a laespera de la revisión de los resultados de la prueba y el desarrollo de un plan y un estudiode ingeniería. aunque todavía no es comercial. * Construcción de 2 tanques pad como facilidades de tratamiento y una única batería de pozo en los sitios de pozos reactivados. la caída enel incremento de fluido y la productividad global por pozo como operación continuaron.scribd. * Reactivación de dos pozos de prueba a finales de 2003. equipados con bombas PCP. todos los pozos fuerondesarrollándose mejor que lo esperado. el incremento de las tasas pareció ser inversamente correlacionado con laproducción acumulada en lugar de los intervalos abiertos a flujo. las siguientes perforaciones y actividades de reactivación fueron conducidas por AAp en laregión norte del campo a finales del año 2002 y el año 2003: * Reactivación de 4 pozos CHOPS a finales de 2002. la Faja del Orinoco es muy permeable y este efecto negativo no será probablemente importante. por lo que ahora hay ahora ESSAGD (AMPLIACIÓN DESOLVENTE SAGD) y SAP (solvente Asistido por Procesos) unos aotros. lo que evita los problemas ambientales. aunque los experimentos se han hecho con otros). con el finde reducir la viscosidad del crudo. Esto crea el efecto favorable que el crudo producido es de mejor calidad. Como prueba hasta el momento. IN SITU DE ACTUALIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA. a veces acompañadas de vapor de agua.3 m3 de crudo está cerca de la relación óptima. puede bloquear las arenas y evitar la movilidad del crudo. Estas acciones tecnológicas de los beneficios y desventajas fundamentales del proceso de VAPEX. incluso en el depósito. como ya se mencionó.es similar a la tuerca de la tecnología SAG Den lugar de la inyección de vapor de agua. consisten en la utilización de un pozo para inyectar una fracción de disolvente o de refinería. y que los asfaltenos se queda en el depósito. se utilizan disolventes (generalmente butano y propano. El efecto colateral es ambivalente que los solventes inducir la precipitación de asfaltenos en la formación rocosa. por lo que es una tecnología con gran potencial para la aplicación con éxito. los disolventes inyectados son costosos por lo que si un alto porcentaje no se recupera con el crudo producido. Sin embargo. el coste del proceso puede aumentar considerablemente. Estimaciones de los investigadores que una proporción de 0. Después de un cierto .13 a 0. El costo de operación y completar los requisitos de energía de VAPEX son inferiores a los de los procesos de recuperación térmica.lo que produce un crudo con la mejora de la gravedad API. Esta ventaja ha atraído la atención y ha ganado importancia en el crudo pesado de la industria arenas. El aspecto prometedor de este proceso ha llevado a muchos investigadores a buscar las variaciones favorables que podrían hacer aún más atractivo. Pero como efecto negativo. separar la fracciones más ligeras. como SAGD e inyección de vapor. Sin embargo. par a que los asfaltenos presentes en el precipitado de crudo pesado en el depósito. El crudo producido ahora con una mucho mayor gravedad API que la normal 8-9 º de petróleo extrapesado. coque. porque laarena tiene una permeabilidad de darcies varias docenas. También en estecaso. lossubproductos no deseados de la modernización . Otro aspecto es la duración del efectode la actualización. Sinembargo la prueba ha demostrado que en la Faja del Orinoco. como en la inyección cíclica de vapor. Se puede comenzar con una gravedad de 30 º API y continuar con crudos de menores gravedades hasta que el efecto del disolvente desaparece La idea. en segundo lugar. lo que impediría el movimiento del crudo y la mejora. el pozo INICIA par a producir.período de la inyección. es la producción de crudo mejorado en el depósito. Hasta ahora no se hace la prueba conocida sidomuy prometedores. Al parecer.como asfaltenos. por lo tanto. El proceso incluye el reciclaje de los disolventes. . evitando así el deterioro del medio ambienteque podría causar su depósito en la superficie. laobstrucción no reduce significativamente la movilidad del crudomejorado. no es necesario invertir las sumas enormes dedinero exigible por los procesos de superficie. como en VAPEX. que puede tomar algunas semanas. con larecuperación de hasta el 90%.etc permanecen en el depósito. Esto esextremadamente importante para su viabilidad económica. Esto ofrece dos años más de Advant mejora en las instalaciones desuperficie: en primer lugar . por lo que este aspecto debe ser investigado más afondo para mantener la viabilidad del proceso. lacantidad de disolvente pierde en cada ciclo no es grande. el efecto negativo podría ser la obstrucción delas arenas.
Report "VAPEX extraccion de petroleo con solvente"