COMBUSTION IN SITU

Presentado por

Carolina GuerridoAngelica Amaya

Juan David Jimenez MillanDiego Henan GonzalezGuillio Andres Martinez

Presentado a

Cesar Andres Leal Sanchez

Fundación Universidad de AmericaFacultad de IngenieríaIngeniería de petróleos

Yacimientos IIIBogotá DC 2010

TABLA DE CONTENIDO

OBJETIVO GENERAL

Informar a los estudiantes acerca del método de recuperación mejorada “combustión in situ” con sus características y sus posibles aplicaciones dependiendo las distintas condiciones de los yacimientos en la industria petrolera.

OBJETIVO ESPECIFICOS

Analizar la aplicación y efectividad de la combustión in situ en los yacimientos petrolíferos.

Comprender las nuevas tecnologías aplicadas a la combustión in situ para mejorar la calidad del crudo.

Tener claro las ventajas y desventajas que nos ofrece la combustión en situ y cuáles son las condiciones que debe tener el yacimiento para la correcta aplicación de este método.

INTRODUCCIÓN

En este trabajo profoundizaremos acerca de la combustión insitu (ISC), un método de recuperación mejorada que consiste en recuperar el crudo de manera termica y para comenzar hablaremos en general de la recuperación térmica y sus clases, dentro de la cual encontramos la ISC.

La recuperación térmica es el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos (normalmente crudos pesados) con el propósito de producir 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.

Este proceso generalmente 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.

Podemos Clasificar los Procesos de Recuperación Térmica en 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. A estos últimos se les conoce como “Procesos In Situ”, entre los cuales, cabe mencionar el proceso de Combustión In Situ. También se pueden clasificar como Desplazamientos Térmicos o Tratamientos de Estimulación Térmica.

Procesos en SITUEn los Desplazamientos Térmicos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores, para desplazar el petróleo y obtener producción por otros pozos. La presión requerida para mantener la inyección del fluido también aumenta las fuerzas impelentes en el yacimiento, aumentando así el flujo de crudo. En consecuencia, el desplazamiento térmico no solamente reduce la

resistencia al flujo, sino que además, añade una fuerza que aumenta las tasas de flujo. En los Tratamientos de Estimulación Térmica, 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. En este tipo de tratamientos, la reducción de la resistencia al flujo, también puede resultar en la remoción de sólidos orgánicos o de otro tipo, de los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y aún de poros de la roca que forma el yacimiento.

Inyeccion de VaporEs un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada. En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. La inyección alternada de vapor técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente a producción.

Inyeccion de Agua CalienteEs un proceso de desplazamiento y consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la Inyección Continua de Vapor.La inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría.Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la Inyección de Agua Caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la formación.

1 ANTECEDENTES

Lewis en 1917, declaró que: “del aceite retenido en la arena después de que ha llegado a un agotamiento económico bajo los métodos de producción acostumbrado, parte es mantenido con mucha fuerza por capilaridad en los poros más finos, así como la adhesión a la superficie de los granos de arena que su eliminación posiblemente se ve solamente por el uso de calor o solución”.

La Combustión In Situ, tal como es conocida en la actualidad, se desarrolló rápidamente en EE.UU, a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch publicados en 1953 y las de Grant y SAS, publicados al año siguiente. Estos investigadores visualizaron una onda de calor móvil (que el calor dejado atrás en la zona quemada sería llevado corriente abajo por el aire inyectado a temperatura ambiente). Inmediatamente, una sucesión de artículos técnicos siguió a estas primeras publicaciones. De los últimos artículos, el de Wilson12 introdujo el concepto de zonas secuenciales de petróleo y vapor y el de Dietz y Weijdema13, muestra cómo los aspectos de recuperación de calor de la Combustión In Situ reconocidos por Grant y SAS, podrían ser mejorados significativamente añadiendo agua al aire.

2 MARCO TEORICO

2.1 COMBUSTION IN SITUEsta técnica consiste en la ignición en el pozo y la inyección de aire para mantener un frente de llamas que viaja desde el pozo de inyección a los pozos de producción, en este proceso una pequeña cantidad de aceite en las quemaduras situ (oxida rápidamente) la producción de CO2, vapor de agua y el calor que baja la viscosidad del aceite y aumenta su movilidad y el desplazamiento hacia los productores de los alrededores. La Combustión In Situ 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.

2.1.1FUNDAMENTOS DE LA COMBUSTION

La combustión mejora el flujo en la zona de petróleo donde no hay combustión.

La combustión es transportada por la inyección de aire u oxígeno en el depósito.

El calor generado durante la combustión es suficiente para aumentar la energía de calor interno de la reserva.

2.1.2 PROCESOS DE COMBUSTION

La combustión in situ o "invasión con fuego", es un método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica. Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector, luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido.

2.1.3 LA APLICACIÓN DE CALOR SE HACE CON EL FIN DE:

Reducir viscosidad del aceite (μo) que conduce al aumentar la movilidad de petróleo (Mo).

El CO2 creado durante la combustión también puede ayudar por la creciente presión y la mezcla con aceite, reduciendo aún más μo y la ayuda de flujo.

Resultado de la expansión térmica de la arena petróleo y por tanto, aumentará Kro.

Hacer de destilación, craqueo térmico de aceite. Proporcionar una unidad de vapor y una unidad de disco de gas intensa

para la recuperación de petróleo. La combustión del gas despoja el aceite de los granos de arena.

2.1.4 INTERACCIONES QUE OCURREN EN ESTE PROCESO

La zona es quemada a medida que avanza el frente de combustión.

Se inyecta vapor en la zona, que causa el calor residual, este vapor fluye por dentro del área quemada de la formación, ayudando a calentar el crudo y a disminuir la viscosidad para facilitar el acenso a la superficie.

Esto muestra la zona de combustión (400-650o C), que avanza a través de la formación.

Alta temperatura justo por delante de la zona de combustión causas fracciones más ligeras del petróleo para evaporar, dejando un gran depósito de coque o carbón residual como combustible para el frente de avance de la combustión.

2.1.5 VENTAJAS

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

Se puede usar como método de desplazamiento mediante la propagación de la zona de reacción o, en cambio, para generar flue gas (CO2 y N2) y favorecer el drenaje gravitacional.

La mayor eficiencia del proceso se obtiene con petróleos en los que se logra establecer el régimen de reacciones “bond scission”; esto ocurre tanto en petróleos livianos, medianos y también, con algunos requisitos, en crudos pesados.

ISC es aplicable para un alto rango de petróleos 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

aplicó exitosamente en capas de hasta 46 m (nuevo desarrollo THAI),

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

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

Tiene una elevada eficiencia de desplazamiento (a escala poral), cuando la cinética de la reacción de oxidación está en el modo correcto de operación (bond scission).

Además de la alta eficiciencia de recuperación, es más rapido que otros métodos, especialmente comparado con respecto a recuperación secundaria.

Mayor eficiencia que al gas natural para el mantenimiento de presión, dada su característica de menor compresibilidad y solubilidad.

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

Con respecto a las emisiones de CO2, y aún cuando pueda suponerse lo contrario, si se calcula en términos del volumen de CO2 generado por unidad de petróleo recuperado, es inferior a otros métodos de recuperación mejorada. Por otro lado, el “flue gas” generado puede ser reutilizado via secuestro/captura del CO2.

2.1.6 Por qué la inyección de aire no ha sido utilizada en forma extensiva?

Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento.

Falta de confianza en el proceso por la información del amplio rango de resultados en la aplicación, entre los éxitos y fracasos.

Frecuentemente, su aplicación se decidió como último recurso; esto es, cuando ningún otro método era viable (resevorios altamente complejos en estratigrafía, petrofísica y otras condiciones desfavorables).

Diseño inapropiado de la capacidad de inyección 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 combustión.

2.1.7 La mayoría de los fracasos provienen por su aplicación 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 método térmico de recuperación asistida, y que el principal, o casi exclusivo, mecanismo es la reducción de la viscosidad por incremento de la temperatura, en resevorios con petróleo viscoso.

Calidad pobre de la reacción de combustión: no se logra la auto ignición o hay discontinuidad, o poca extensión, entre las reacciones LTO y HTO.

Efecto negativo por segregación gravitacional y/o gas “overriding”. Canalización debido a la gran heterogeneidad del reservorio. Desfavorable relación de movilidad entre el gas y el petróleo movilizado

hacia la zona fría.

3. TIPOS DE COMBUSTIÓN EN EL YACIMIENTO

3.1 Dry forward combustion (Combustión convencional o "hacia delante")

Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe una inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hacia el pozo el pozo productor.

En este proceso, los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables las cuales se muestran en la figura presentada.

El aire enriquecido con oxigeno es inyectado para oxidar el petróleo, de esta forma se produce gas residual. Esto puede traer problemas en la eficiencia de bombeo, abrasión, también se genera cierta restricción del flujo de petróleo en el yacimiento por la gran cantidad de gas existente. La combustión va avanzando con una velocidad que depende del volumen de petróleo quemado, de esta manera se generan altas concentraciones de calor (aproximadamente 1200 ºF). Justo en el frente de combustión se depositan las fracciones más pesadas de petróleo (coque), esto es lo que permite que se mantenga la combustión. Por lo general en la zona donde ocurre la combustión ocurre una segregación gravitacional. Cuando ocurre una ruptura en el pozo productor, las temperatura se van haciendo cada vez mas altas, esto trae como consecuencia que los costos de producción aumenten, ya que inicialmente por un largo período de tiempo el petróleo que se encuentra cerca del pozo productor, esta a la temperatura original del yacimiento.

La desventaja de este tipo de combustión, es que el petróleo que se produce tiene que pasar por una zona fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez. También 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.

3.2 Wet Forward Combustion (Combustión húmeda)

Esta variante de la Combustión Convencional se genera al inyectar agua, alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignición del crudo in situ

La combustión húmeda, también conocida como proceso COFCAW (combinación de combustión convencional mas inyección de agua).

Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, ya sea alternada o simultáneamente con aire, se logra la recuperación del calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente.

Estos crudos muy viscosos que poseemos, generalmente no pueden fluir a tasas económicas mediante empujes de energía natural, de tal manera que la producción primaria seria insignificante; tampoco la inyección de agua seria factible, por lo que el uso de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad significativa de petróleo ya que estos métodos tienden a disminuir la viscosidad y aumentan la movilidad del crudo, de esta forma disminuyen la saturación residual de petróleo. Por esto, un método considerado como terciario en una secuencia cronológica de agotamiento, podría ser utilizado como el primer y quizás el único proceso para aplicar.

Este método se aplica a veces a los depósitos que contengan aceite demasiado viscoso o "pesado" que se produce por medios convencionales.

Quema un poco del aceite in situ (en sitio), crea una zona de combustión que se mueve a través de la formación hacia los pozos de producción proporcionando una unidad de vapor y un disco de gas intensa para la recuperación de petróleo. Este proceso se inició en ocasiones mediante la reducción de un calentador o encendedor en un pozo de inyección. El aire se inyecta en el pozo, y el calentador es operado de encendido hasta que se haya cumplido. Después de calentar la roca circundante, el calentador se retira, pero el aire inyección se siguió manteniendo el frente de combustión avanzando. El agua es inyectada a veces de forma simultánea o alternativamente . con el aire, la creación de vapor, que contribuye a una utilización mejor el calor y el aire reducción de las necesidades.

3.3 Reverse Combustion (Combustión en reverso)

Este tipo de combustión, se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluido. Los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperatura (500 – 700 ºF) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del crudo y por consiguiente aumento de su movilidad.

En este caso, como en el anterior, existe un pozo inyector de aire y un pozo productor. Pero esta vez la formación se enciende en los productores, no en los inyectores como ocurre en la combustión hacia delante.

En este caso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire, induciéndose la ignición del crudo en el pozo productor. La siguiente figura presenta un esquema simplificado de este proceso, indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento.

El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno y los fluidos desplazados atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a través de la zona caliente hacia los pozos productores por drenaje por gravedad y por empuje por gas. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositado delante de ella, pero sí parte de los componentes medianos y livianos del petróleo in situ.

4. LIMITACIONES DE APLICACIÓN

5. FACTORES QUE RESTRINGEN EL USO DE LA TECNOLOGÍA

Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento.

Falta de confianza en el proceso por la información del amplio rango de resultados en la aplicación, entre los éxitos y fracasos.

Frecuentemente, su aplicación se decidió como último recurso; esto es, cuando ningún otro método era viable (yacimientos altamente complejos en estratigrafía, petrofísica y otras condiciones desfavorables).

Efecto negativo por segregación gravitacional y/o gas “overriding”.

Canalización debido a la gran heterogeneidad del reservorio.

Desfavorable relación de movilidad entre el gas y el petróleo movilizado hacia la zona fría.

El aire comprimido es un potente oxidante y debe mantenerse separado de cualquier material orgánico que pueda ser oxidado violentamente.

6. Algunas aplicaciones exitosas (Tomado del paper SPE 99454: Inyección de aire y el rendimiento Comparación de inyección de agua de dos unidades adyacentes en el Campo de Buffalo: Análisis Técnico.

6.1 Comparación entre inyección de agua y combustión in situ

Nombre del Area WBRRU WBBRRU

Modelo de explotación despues de de la depleción primaria

Combustión in-situ Waterflooding

Formación: Red River; con trampa stratigráfica Dolomita incluída en limestone y anhydrite

Superficie del yac., Ac. 5000 3400

Profundidad, m 2560 2545

Porosidad y permeabilidad promedio 18 % y 10 md

Saturación inicial de agua, % 51 40

Temperatura promedio de res., °F 215 210

3600 3579

OOIP, MMSTB 29 21

Similares propiedades del fluído 32 °API, pres de pb= 300 psig, GOR=173 SCF/STB, FVF= 1.174 RB/STB, visc.= 2.4 cp

El proyecto de ISC fue el más exitoso que el de la secundaria, esto en términos de incrementos de recuperación, velocidad de respuesta y producción.

La producción incrementa acum. 31 de3 Dic. del 2005 es 1.8 mmbo, con una inyección de aire acum. De 22.3 Bcf esto resulta en un promedio de inyección de 12 Msc por Bbl de petróleo recuperado.

En el caso del proyecto WF, la producción incrementa. acum. Al 31 de Dic. de 2005 es 1.0 mmbo, con una inyección de aire acum de 5.3 mmbw. Esto resulta en un promedio de inyección de 5bw por bbl de petróleo recuperado.

Aunque la recuperación final estim es similar para ambos procesos, la velocidad es mayor para el proyectó de ISC. Sin embargo, la selección final de cuál de los dos conviene aplicar, depende de la evaluación económica

7 MODO DE PRODUCCION

Comienzo de la inyección 01/01/88

Caudal pico de petróleo, bopd 498 402

Fecha Ene.,90 Ene., 95

Prods/Inyecs 10/5 7/7

Caudal actual de inyec., Mscfd/bwpd 1150 1140

Inyec. Acum., bcf, MMsb 22.3 5.3

Vol. Poral inyectado 0.8 0.3

Petróleo Acum., Mstb 3700 1800

Pet. Incremental Acum., MMstb 1.8 1.0

Recuperación, % POIS 12.8 8.8

7.1 Eficiencia de barrido. La eficiencia del barrido vertical puede llegar a alcanzar una eficiencia del 100%

La eficiencia de barrido vertical de la parte delantera de la combustión es siempre inferior a la del aire, porque la combustión se apaga en la parte superior e inferior de la formación de las pérdidas de calor debido.

8 TECNOLOGIAS

8.1 Thai y capri en combustión in situ.

En los últimos años se han descubierto yacimientos de petróleo pesado y extrapesado con gran cantidad de hidrocarburos, como es el caso de los campos del norte de Alberta en Canadá y de la Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela con un estimado de 180 y 200 millones de barriles de reservas probadas respectivamente, lo que podría ser desarrollado durante los próximos años gracias a la nueva tecnología conocida como Thai y Capri. Esta tecnología fue desarrollada por Petrobank Energy and Resources Limited, empresa petrolera canadiense. Dicha herramienta busca, básicamente, generar combustión en sitio en el yacimiento, para calentarlo y convertirlo en un crudo de mejor calidad, es decir mayor gravedad API.

8.2Definición

Thai, que por sus siglas es Toe-to-Heel Air Injection, genera calor in situ en vez

de inyectarlo desde superficie y dicho a grosso modo, Thai adopta una configuración especial de pozo vertical y horizontal con combustión en sitio. Por otra parte Capri es Thai más un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción; en otras palabras Capri hace el trabajo de una refinería pero en el subsuelo. Ahora bien, combinando ambos sistemas lo que se quiere es iniciar fuego subterráneo y hacer fluir el petróleo pesado, a la vez que se mejora la condición del crudo, en términos de densidad, antes de llegar a superficie.En la siguiente imágen se puede observar el proceso Capri:

Y en esta se observa el proceso que representa Thai:

8.3 Proceso

A diferencia de la combustión en sitio tradicional (cuyos resultados son cuando mucho de un 30% de recuperación) además de aplicarse sólo en pozos verticales y de presentar otra serie de problemas, con ésta se puede controlar el movimiento de la cámara de combustión, porque con las herramientas convencionales luego de generar el fuego en el yacimiento, éste se propagaba en cualquier dirección dependiendo de la estructura geológica del yacimiento. Para esto se utiliza un pozo vertical y un pozo horizontal de producción.

El proceso consiste en:

Se inicia el fuego que se alimenta la compresión de aire, se bombea hacia el fondo del pozo vertical de inyección en cuya extremo se encuentra el “toe” del pozo horizontal de 1000 metros.

La cámara de combustión se expande a medida que se bombea aire, y esto provoca muchísimo calor dentro del reservorio.

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 se mueve hacia el principio del pozo horizontal (heel), hacia sitios de menor presión.

8.4 Ventajas

Se estima una recuperación de hasta el 80% según cálculos computarizados. Se disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. Se puede mejorar la gravedad API de 11º hasta 26º. No deteriora el medio ambiente. En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía

para generar vapor. Mayor aumento de la gravedad API del crudo y Petrobank estima una reducción

del 22% de emisión de dióxido de carbono porque no se quema gas natural en superficie para generar vapor al compararse con el Drenaje por Gravedad asistida con Vapor.

Cuando se lleva a cabo la combustión, se generan productos beneficiosos como gases, calor y agua. Gases como el nitrógeno, que llegan a superficie junto con el petróleo, que se pueden comercializar. Se genera calor que aporta energía al yacimiento para su producción y el agua producida se destila con calidad industrial.

Thai y Capri fue desarrollada por Malcolm Graves, ingeniero químico de la Universidad de Bath en Inglaterra, a principios de los 90 seguido del posterior desarrollo de dicha tecnología hasta la actualidad. Fue patentada por Canadá, Estado Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy día Petrobank posee la propiedad

intelectual y continua realizando investigaciones con el creador para hacer esta herramienta cada vez mejor.

EL THAI & CAPRI TIENE COMO FUNCION MEJORAR LA CALIDAD DEL CRUDO, ES DECIR AUMENTAR LOS API Y OBTENER LA MAYOR TASA DE RECOBRO POSIBLE EN LOS YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO Y EXTRA PESADOS.

CONCLUSIONES

• La combustión in situ es un método de recuperación térmica mejorada que nos aumenta la producción del yacimiento.

• Los métodos térmicos son bastante eficientes, pero requieren fuertes inversiones y procedimientos operativos muy cuidadosos.

• Estos procedimientos son muy eficientes para la conservación de la energía y del medio ambiente que es uno de los temas con más importancia a nivel mundial.

• Hay nuevos desarrollos que permiten aun ser más optimistas en la eficiencia del proceso (THAI).

• Este tipo de procedimientos tienen áreas muy restringidas de trabajo, sin embargo cuando el precio del petróleo aumenta estos procedimientos son más rentables.

Bibliografía

Experiencias en la implementación de proyectos de combustión in-situ3° Congreso de Producción IAPG Mendoza, Septiembre 21 de 2006 Jorge L. Mustoni Pan American Energy

http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/06/combustion-in-situ.html

http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/01/en-los-ltimos-aos-se-han-descubierto.html

http://www.netl.doe.gov/technologies/oilgas/publications/eordrawings/BW/bwinsitu_comb.PDF

http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2009/04/combustion-in-situ-parte-i.html