Combustion Insitu Mustoni

8/6/2019 Combustion Insitu Mustoni

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Experiencias en la implementacinde proyectos de combustin in-situ

3 Congreso de Produccin IAPG

Mendoza, Septiembre 21 de 2006

Jorge L. Mustoni

Pan American Energy


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Experiencias en la implementacin de proyectosde combustin in-situ

Contenido:

Introduccin.

Ventajas del proceso de ISC.

Aspectos negativos.

Aplicaciones exitosas.

Aspectos prcticos del diseo.

Evaluacin econmica

Conclusiones


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Inyeccin de aire para combustin in-situ

Saturation

Burned Zone Condensation ZoneOil

BankWater

Bank

Unswept

Zone

Evaporation ZoneCombustion Zone

Tem

perature

Formation Temperature

Steam Plateau

Air Steam Combustion GasWater

Oil

El proceso de combustinincluye los mecanismos de:

Intercambio de masa,

Intercambio de energa,Reacciones qumicas, y

Otros procesos fsicos como:

arrastre del flue gas (CO2 y N2)

generado, presurizacin,

hinchamiento.

Requisitos para establecer el proceso de manera apropiada:

El petrleo debe ser suficientemente reactivo (ARC),

El depsito de combustible y el flujo de aire deben estar en una determinada relacin que

asegure la estabilidad dinmica (Combustion Tube).Como cualquier proceso de inyec. de gas, debe controlarse la eficiencia de barrido (conformance).

Los reservorios de escaso espesor (


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Ventajas de la ISC

El aire esta siempre disponible y puede inyectarse aun en zonas donde es imposiblehacerlo con agua o gas.

Se puede usar como mtodo de desplazamiento mediante la propagacin de la zona dereaccin o, en cambio, para generar flue gas (CO2 y N2) y favorecer el drenajegravitacional.

La mayor eficiencia del proceso se obtiene con petrleos en los que se logra establecer elrgimen de reacciones bond scission; esto ocurre tanto en petrleos livianos, medianos

y tambien, con algunos requisitos, en crudos pesados.

ISC es aplicable para un alto rango de petrleos y gran variabilidad de reservorios:

10-20 API a 500 m hasta > 30 API a 3000 m,

Aunque su uso se indica para capas de escaso espesor (3-13 m), se aplic exitosamente en

capas de hasta 46 m (nuevo desarrollo THAI),

La presin del reservorio al comienzo del proceso, no afecta la eficiencia del mismo,

La perm. de la roca, tiene un mnimo efecto sobre el proceso (rango aplicado: 5 mD a 10 D)

Tiene una elevada eficiencia de desplazamiento (a escala poral), cuando la cintica de la

reaccin de oxidacin est en el modo correcto de operacin (bond scission).


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Ventajas de la ISC (Cont.)

Adems de la alta eficiciencia de recuperacin, es ms rapido que otros mtodos,especialmente comparado con respecto a recuperacin secundaria.

Mayor eficiencia que al gas natural para el mantenimiento de presin, dada sucaracterstica de menor compresibilidad y solubilidad.

Despus del abandono el reservorio queda ocupado por un gas sin valor comercial.

Con respecto a las emisiones de CO2, y an cuando pueda suponerse lo contrario, si secalcula en trminos del volumen de CO2 generado por unidad de petrleo recuperado, esinferior a otros mtodos de recuperacin mejorada. Por otro lado, el flue gas generadopuede ser reutilizado via secuestro/captura del CO2.


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Aspectos negativos del proceso

Por qu la inyeccin de aire no ha sido utilizada en forma

extensiva?

Alto costo de inversin en la planta compresora y elevado gasto de

mantenimiento.

Falta de confianza en el proceso por la informacin del amplio rango de

resultados en la aplicacin, entre los xitos y fracasos.

Frecuentemente, su aplicacin se decidi como ltimo recurso; esto es,

cuando ningn otro mtodo era viable (resevorios altamente complejos en

estratigrafa, petrofsica y otras condiciones desfavorables).

Diseo inapropiado de la capacidad de inyeccin para el tipo de reservorio a

ser tratado; Nelson y McNeil aportaron importantes conceptos sobre el flujo de

aire necesario para mantener la estabilidad del frente de combustin.


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La mayora de los fracasos provienen por su aplicacin

en el reservorio inapropiado y/o por falta de control del

proceso:

Ha existido el error conceptual de que el proceso de ISC es un mtodo

trmico de recuperacin asistida, y que el principal, o casi exclusivo,

mecanismo es la reduccin de la viscosidad por incremento de latemperatura, en resevorios con petrleo viscoso.

Calidad pobre de la reaccin de combustin: no se logra la auto ignicin o

hay discontinuidad, o poca extensin, entre las reacciones LTO y HTO.

Efecto negativo por segregacin gravitacional y/o gas overriding.

Canalizacin debido a la gran heterogeneidad del reservorio.

Desfavorable relacin de movilidad entre el gas y el petrleo movilizado

hacia la zona fra.

Aspectos negativos del proceso


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Algunas aplicaciones exitosas

Project name

29

1.9

(6.5%)

2.58.6%

15.1

24

Dev. Cost, $/boe 3.3

34

MPHU BRRU WH

200

Battrum

Nov., 1965Nov., 1994

WBRRU

Ene., 1988

30 (15%)

2.22.6

2.912.1%

39 (19 %)

5.4Opex, $/boe

Ultimate Recovery, % 29.2

Ene., 1986 Sep., 1978

6 (15%) 2.2 (6%)

40 37

5.815.6%

21.6

Est. Primary, MMSTB

Increm.by air inj., MMSTB

OOIP, MMSTB

Start-up date

5.714.2%


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WBBRRUWBRRUNombre del Area

Waterfloo

ding

Combusti

n in-situ

Modelo de explotacin despues de

de la deplecin primaria

32 API, pres de pb= 300

psig, GOR=173 SCF/STB,

FVF= 1.174 RB/STB, visc.=2.4 cp

Similares propiedades del fludo

2129OOIP, MMSTB

35793600Presin inicial de reservorio, psi

210215Temperatura promedio de res., F

4051Saturacin inicial de agua, %

18 % y 10 mdPorosidad y permeabilidad

promedio

25452560Profundidad, m

34005000Superficie del yac., Ac.

Dolomita includa en

limestone y anhydrite

Formacin: Red River; con trampa

stratigrfica

Algunas aplicaciones exitosasWaterflooding and air injection performance comparison (SPE 99454)


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Algunas aplicaciones exitosasWaterflooding and air injection performance comparison (SPE 99454)

Conclusiones:

El proyecto de ISC fue ms exitoso que el de secundaria, esto entrminos de incremento de recuperacin, velocidad de respuesta yproduccin.

La produccin incremental acum. al 31de Dic. 2005 es 1.8 mmbo, conuna inyeccin de aire acum. de 22.3 Bcf. Esto resulta en un promediode inyec de 12 Mscf por bbl de petrleo recuperado.

En el caso del proyecto WF, la prod. Increm. acum. al 31 de Dic. de2005 es 1.0 mmbo, con una inyec. de aire acum. de 5.3 mmbw. Estoresulta en un prom de inyec. de 5 bw por bbl de petrleo recuperado.

Aunque la rec final estim es similar para ambos procesos, la velocidades mayor para el proyecto de ISC. Sin embargo, la seleccin final decual de los dos conviene aplicar, depende de la eval. econmica.8.812.8Recuperacin, % POIS

1.01.8Pet. Incremental Acum., MMstb

18003700Petrleo Acum., Mstb

0.30.8Vol. Poral inyectado

5.322.3Inyec. Acum., bcf, MMsb

11401150Caudal actual de inyec., Mscfd/bwpd

7/710/5Prods/Inyecs

Ene., 95Ene.,90Fecha

402498Caudal pico de petrleo, bopd

01/01/88Comienzo de la inyeccin

ISC WF


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Medicine Pole Hill Unit (N. Dakota)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Ene-70

Ene-72

Ene-74

Ene-76

Ene-78

Ene-80

Ene-82

Ene-84

Ene-86

Ene-88

Ene-90

Ene-92

Ene-94

Ene-96

Ene-98

Ene-00

Ene-02

Ene-04

Ene-06

Ene-08

BOPD

0

5

10

15

20

25

30

MMCFPD

AIR

bopd MMcfpd

Increm. by air inj. = 6 MMSTB (14%)


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12

Mobil Oil Canada

Battrum Air Injection Project (18 API)

0

2000

4000

6000

8000

10000

Ene-

54

Ene-

58

Ene-

62

Ene-

66

Ene-

70

Ene-

74

Ene-

78

Ene-

82

Ene-

86

Ene-

90

Ene-

94

Ene-

98

Ene-

02

bop

d

0

6000

12000

18000

24000

30000

Mcfpd

air

bopd MMscfpd


Increm. by air inj. = 39 MMSTB (19%)


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PAE's Air Injection Pilot, C. Grande FieldAverage Daily Oil Production for 7 Producers

Air inj started 11/98, one injec down s ince 6/99

10

100

1000

D-95 D-96 D-97 D-98 D-99 D-00 D-01 D-02 D-03 D-04 D-05

m3pd,Mm

3gpd

70%

80%

90%

100%

Petrleo Agua Gas (comb + HC) Porc. de agua

cierre definitivo

inyeccin (Abr 00)

?

CAADON GRANDE FIELD - CG II W BLOCK - ZONE: P-5aOIL COMP by SIMULATED DISTILLED

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

C3 n-C5 n-C7 n-C9 n-C11 n-C13 n-C15 n-C17 n-C19 n-C21 n-C23 n-C25 n-C27 n-C29

Component hydrocarbon ( Cn)

W

eight/we

ight(%

)

PCG-003PCG-016PCG-063PCG-138PCG-264

PCG-710PCG-801

PCG-810

La respuesta de petrleo no fue evidente Sin embargo, el petrleo obtenido tena

una composicin modificada por la

reaccin de combustin.


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Aspectos prcticos a considerar en eldiseo del piloto 1/8

Debe pertenecer a una porcin representativa del yacimiento

al que potencialmente se escalar,

La compartimentalizacin mejora la interpretabilidad de losresultados,

Tipo de proceso (desplazamiento horizontal vs drenajegravitacional),

Geometra de malla vs desplazamiento lineal,

Espaciamiento; se deben evaluar aspectos como: tiempo derespuesta, tiempo de residencia, prdida de calor, relacinentre las fuerzas de flotacin y las viscosas.


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Disponibilidad de pozos y otras instalaciones de superficie,

Diseo de pozo inyector:

Pozos existentes (conversin) vs perforacin (diseo apropiadoconsiderando los efectos de la temperatura).

Instalacin de inyeccin de fondo: control de la distribucin(BP, PKR, limited entry, tap selec, mandriles) prevenir prdidasde tubing (conexiones especiales, revestimiento, espacio anularlleno y permanentemente monitoreado.

Cabeza de pozo: con sistema de inyeccin dual, medidores decaudal y temperatura, scrubber, filtro y vlvulas de control.



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Para la primera etapa del proyecto se debe disponer de

un sistema de purga (agua o N2) para cargar al pozoinyector automticamente cuando el compresor se para.

Instalacin de fondo en pozos productores debeconsiderar los siguientes aspectos:

Alta relacin gas-lquido: anclas para gas u otros dispositivosseparadores,

Corrosin y erosin: materiales apropiados, inyeccin de

inhibidores, revestimientos protectores,

Alta viscosidad: uso de bombas PCP, varillas de bombeo deltipo hollow, inyeccin de deselmusionante,



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Alta temperatura (etapa final): uso de refrigerante paraprevenir la prdida de eficiencia en bombas por el bloqueo convapor de agua.

Instalaciones de produccin en superficie:

Equipos de tratamiento convencionales aunque con mayoreficiencia en el manejo de emulsiones (tiempo de residencia,temperatura, agitacin, etc.)

El tratamiento final del gas producido depende de lacomposicin y de las regulaciones internas y externas, perodebe ser previamente recolectado medido y analizado.

El sistema de produccin debe ser tratado diferencialmente delresto del yacimiento.



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Instalaciones de produccin en superficie:

Gas producido por el proceso:

Positivo:

Con incremento del contenido de lquidos (2-3 galones de

NGL por Mscfd)

Negativo:

Se produce un gradual aumento del N2 que disminuye el podercalorfico y an mezclado puede exceder las impurezasadmitidas.

Las opciones para la disposicin final pueden ser: incineracin,reinyeccin, utilizacin en turbinas, condensacin, etc.)



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El ciclo de compresin de aire, comparado con el del gas,requiere mayor potencia (HP) y desarrolla mayortemperatura.

Cada etapa de compresin puede ser considerada comouna compresin adiabtica y el gas debe ser enfriado (320a 120 F) antes de entrar a la siguiente.

El aire comprimido es un potente oxidante y debemantenerse separado de cualquier material orgnico quepueda ser oxidado violentamente.

El compresor de aire admite mayor tolerancia leakage.

Compresin de aire: diferencias con el gas HC



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Tipos de compresores:

Desplazamiento positivo (reciprocante): tienen mayor eficienciamecnica, son flexibles, limitados a 5 MMscfd.

Dinmico (centrfugo): menor mantenimiento y potenciarequerida, menor contaminacin del aire con el lubricante,caudales de 2 a 150 MMscfd.

Tornillo rotativo: es otro tipo de desplazamiento positivo, manejacaudales relativamente altos (2-30 MMscfd) pero desarrollapresiones de solo 200 psi. Se utiliza como etapa previa a losreciprocantes.



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Otras consideraciones prcticas:

Se debe utilizar lubricante sinttico (alto flash point) encompresores y grasa del mismo tipo en conexiones de caera ytodo elemento que est expuesto a la corriente de aire.

Utilizar trampas para lubricante y agua, tambin vlvulas deretencin.

Es necesario desgrasar la caera antes del comienzo de lainyeccin.

El gas producido debe ser controlado en su contenido de O2(mximo admitido = 5 %).



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Economa de los proyectos de ISC

Tamao delproyecto

1 M 5-10 M > 10 M

Costo decapital, $/BO 5.5 7 4.5 6 ??

Costooperativo,

$/BO

5 7 5 - 6 ??

Existe

potencialpara la

economa de

escala

20-year Onshore Air Compression(CAPEX+OPEX) per Mscf vs Project Size

0.1

0.2

0.30.4

0.5

0 100 200 300 400 500

MMscf/D

$/Mscf

2,000 psi 6000 psi 4000 psi


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ISC es una tcnica que ha sido extensamente probada y se hanidentificado las causas de los fracasos.

Existen proyectos relativamente pequeos que handemostrado ser econmicos.

La economa puede mejorar por razones de escala.

El conocimiento del mecanismo del proceso y la experienciaoperativa ha reducido el riesgo de aplicacin.

Actualmente existe metodologa disponible para evaluarreservorios candidatos para procesar con ISC.

Hay nuevos desarrollos que permiten aun ser ms optimistasen la eficiencia del proceso (THAI).

Conclusiones


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Back up material


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THAI (Toe-To-Heel Air Injection)


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Canada is 3rd largest producer of natural gas

9th largest producer of crude oil

Conventional crude oil potential resources: 60 billion bbls with 4 billion ofproven resserves

Bitumen and heavy oil resources: 3 trillion (10**12) bbls with 175 billion bblsof proven reserves

Proven natural gas reserves of 162 Tcf

World's Largest Oil Reserves

223539

6077

9299

115126

179

259

0 50 100 150 200 250 300

billion bbls

USANigeria

LibyaRussia

VenezuelaAbu Dhabi

KuwaitIraqIran

CanadaS Arabia

World's Largest Oil Reserves


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