evaluación de alternativas tecnológicas para maximizar el factor de recobro de crudo pesado

131 Pages·2015·4.73 MB·Spanish

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA
FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO,
GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

“EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS
TECNOLÓGICAS PARA MAXIMIZAR EL FACTOR
DE RECOBRO DE CRUDO PESADO”

TESIS

PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

ELABORADO POR:

NESTOR ANTONIO ALEJANDRO PALACIOS CHUN
PROMOCIÓN: 2013 - I

LIMA – PERU
2015
i

Dedicatoria
Agradezco a mis padres Nestor y Ana, mis hermanos Rosa
y Daniel quienes me dieron la oportunidad y el apoyo
durante todos estos años para salir adelante y poder
forjarme un futuro.
A mi novia Jackelyn quien me apoyo y alentó para
continuar.
A mis dos maestros y amigos Alex Huerta y Luis Colan
quienes depositaron su confianza en mí y me apoyaron
incondicionalmente para crecer profesionalmente.
Ahora yo les dedico este trabajo a ustedes para mostrarles
que su apoyo no fue en vano.
ii
Resumen
El presente trabajo desarrolla la evaluación de las tecnologías alternativas de
producción primaria y mejorada para maximizar el factor de recobro de los
yacimientos de crudo pesado con empuje de agua de la cuenca Marañón, el cual se
analizó en las siguientes actividades.

Se revisó las características de los reservorios de crudo pesado sujetos a empuje de
agua de la Cuenca Marañon y el estado del arte de las alternativas tecnológicas
aplicadas a campos análogos y sus aplicaciones exitosas.

Se identificó “criterios de selección” (Screening) y se escogieron aquellos métodos
de producción a ser aplicados análogos a la Cuenca Marañón y se elaboró una matriz
de selección de tecnologías de recuperación primaria y mejorada de crudo pesado.

Se construyó el modelo de simulación numérica usando software comercial para
representar la recuperación mejorada de las tecnologías a ser aplicadas a la cuenca
Marañón. Los métodos seleccionados fueron la inyección de agua caliente, Huff and
Puff y la Segregación Gravitacional Asistida por vapor (SAGD).

Se obtuvo los resultados de las tecnologías propuestas: inyección de agua caliente,
Huff and Puff y SAGD. Se usaron como data de entrada, información de reservorios
con características geológicas y de fluidos de la Cuenca Marañón.

Se realizó las evaluaciones económicas con los perfiles de producción obtenidos de
los modelos de simulación para determinar la rentabilidad de las propuestas de
producción en frio y de SAGD, teniendo a esta última como la mejor alternativa
tecnológica con los parámetros económicos de TIR: 48%, VAN: 12,221.45 MUS$ y
Pay Out: 3 años 8 meses y 12 días.

Con estos resultados se recomienda aplicar la tecnología SAGD por su rentabilidad
económica y técnica para incrementar el factor de recobro de los yacimientos de
crudo pesado de la cuenca Marañon.
iii
INDICE

Dedicatoria ............................................................................................................... i
Resumen .................................................................................................................. ii
INDICE .................................................................................................................. iii
CAPITULO I.- INTRODUCCIÓN ........................................................................1
1.1. Antecedentes .............................................................................................1
1.2. Problemática..............................................................................................1
1.3. Planteamiento del problema y Justificación del Problema ..........................1
1.4. Objetivos ...................................................................................................2
1.4.1. Objetivo General .................................................................................2
1.4.2. Objetivos Específicos ..........................................................................2
1.5. Hipótesis ...................................................................................................3
1.5.1. Hipótesis Principal ...............................................................................3
1.5.2. Hipótesis Secundarias ..........................................................................3
1.6. Variables ...................................................................................................3
1.6.1. Variables Dependientes .......................................................................3
1.6.2. Variables Independientes .....................................................................3
1.7. Operacionalización de variables.................................................................4
1.8. Matriz de Consistencia ..............................................................................5
CAPITULO II. - MARCO TEÓRICO ....................................................................6
2.1. Crudo pesado .............................................................................................6
2.1.1. Definición ............................................................................................6
2.1.2. Composición........................................................................................6
2.1.3. Retos Tecnológicos para la recuperación..............................................7
2.2. Métodos de Recuperación Primaria y Secundaria.......................................7
2.2.1. Producción en Frio ...............................................................................8
2.2.2. Inyección de agua ................................................................................9
2.2.3. Producción en Frio con arena (CHOPS) ............................................. 11
2.3. Métodos de Recuperación Mejorada (EOR) ............................................. 15
2.3.1. Desplazamiento Miscible ................................................................... 15
2.3.1.1. Inyección de dióxido de carbono (CO ) ...................................... 15
2
2.3.1.2. Inyección de Nitrógeno (N ) ....................................................... 17
2
2.3.1.3. Inyección de Hidrocarburos ........................................................ 18
2.3.2. Inyección de Químicos ...................................................................... 19
iv
2.3.2.1. Inyección de Polímeros ............................................................... 19
2.3.2.2. Inyección de Surfactantes ........................................................... 21
2.3.2.3. Inyección de Alcalinos................................................................ 22
2.3.2.4. Inyección de Micelar .................................................................. 22
2.3.2.5. Inyección de Alcalinos-Surfactantes-Polímeros (ASP) ............... 24
2.3.2.6. Inyección de Bacterias ................................................................ 26
2.3.3. Métodos Termales ............................................................................. 27
2.3.3.1. Estimulación de Vapor Cíclica (CSS) ......................................... 27
2.3.3.2. Inyección Continua de Vapor ...................................................... 30
2.3.3.3. Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) .................... 32
2.3.3.4. Combustión in Situ (ISC) ............................................................ 35
2.3.3.4.1. Combustión In-Situ Convencional o Hacia Adelante.............. 38
2.3.3.4.2. Combustión In-situ en Reverso .............................................. 40
2.3.3.4.3. Combustión Húmeda ............................................................. 41
2.3.3.5. Inyección de Punta a Punta (THAI) ............................................ 41
2.3.3.6. Procesamiento Catalítico In situ (CAPRI) ................................... 45
2.3.4. Métodos Electromagnéticos ............................................................... 47
2.3.4.1. Calentadores eléctricos de baja frecuencia que usan corriente
Resistiva u Ohmica:..................................................................................... 48
2.3.4.2. Calentadores eléctricos de alta frecuencia (calentadores
dieléctricos) que usan corriente de Radiofrecuencia /Microondas: ............... 52
2.3.4.3. Herramientas de la Inducción que tienen la habilidad de usar una
gama amplia de corrientes de baja a media frecuencia, dependiendo de los
requisitos de calor y temperatura deseados. ................................................. 54
2.4. Simulación Numérica .............................................................................. 56
2.4.1. Ventajas de la Simulación de Yacimientos. ........................................ 56
2.4.2. Elementos claves para la elaboración de un Modelo de Simulación. ... 57
2.5. Proceso de mejora del Crudo Pesado (Upgrading) ................................... 59
CAPITULO III.- SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS ... 60
3.1. Flujograma de Evaluación ....................................................................... 60
3.2. Criterios de Selección .............................................................................. 62
3.3. Características de los Yacimientos de la Cuenca Marañon ....................... 65
3.4. Características de la Cuenca Marañon para el estudio .............................. 68
3.5. Matriz de selección de Alternativas Tecnológicas .................................... 70
3.6. Selección de las mejores Alternativas ...................................................... 73
v
CAPITULO IV. - DISEÑO DE UN MODELO DE SIMULACIÓN CONCEPTUAL
PARA LA EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS .......... 74
4.1. Características del Modelo de Simulación................................................ 74
4.2. Lineamientos del Caso Base .................................................................... 75
4.3. Evaluación de las Alternativas Tecnológicas............................................ 77
4.3.1. Inyección de Agua Caliente ............................................................... 77
4.3.2. Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) ........................... 80
4.3.3. Huff and Puff ..................................................................................... 83
4.4. Análisis de Resultados ............................................................................. 86
CAPITULO V. - ANALISIS ECONÓMICO........................................................... 88
5.1. Análisis del Escenario 1........................................................................... 88
5.2. Análisis del Escenario 2........................................................................... 93
5.3. Análisis de los Resultados ....................................................................... 98
CAPITULO VI. - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................... 99
6.1. Conclusiones ........................................................................................... 99
6.2. Recomendaciones .................................................................................. 100
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 101
ANEXOS .............................................................................................................. 103
ANEXO 1: CÓDIGO DEL MODELO DE SIMULACIÓN ............................... 104
ANEXO 2: COSTO DEL POZO PRODUCTOR ............................................... 121
ANEXO 3: COSTO DEL POZO INYECTOR................................................... 122
vi
LISTA DE FIGURAS

Figura N° 1: Muestra de Crudo Pesado .....................................................................6
Figura N° 2: Diagrama de levantamiento artificial con cavidades progresivas (PCP) .9
Figura N° 3: Diagrama de Inyección de Agua ......................................................... 10
Figura N° 4: Componentes volumétricos de una arenisca ........................................ 11
Figura N° 5: Mecanismo de los CHOPS .................................................................. 13
Figura N° 6: Esquema Del Proceso de CHOPS ....................................................... 14
Figura N° 7: Lechada Producida por el método de producción de Petróleo pesado en
frío con arena (CHOPS) .......................................................................................... 14
Figura N° 8: Proceso de Inyección de CO .............................................................. 16
2
Figura N° 9: Efecto de los polímeros en las curvas de flujo de permeabilidades
relativas y de flujo fraccional. ................................................................................. 20
Figura N° 10: Proceso de Inyección Micelar ........................................................... 24
Figura N° 11: Diagrama del proceso de ASP ........................................................... 25
Figura N° 12: Diagrama del Proceso de Inyección Cíclica de Vapor ....................... 30
Figura N° 13: Diagrama del proceso de Inyección de Vapor ................................... 32
Figura N° 14: Diagrama de posición de los pozos en el método SAGD ................... 33
Figura N° 15: Diagrama de la Cámara de Vapor entre el pozo inyector y productor.34
Figura N° 16: Diagrama del proceso SAGD ............................................................ 35
Figura N° 17: Diagrama General del Proceso de Combustión In-Situ ...................... 38
Figura N° 18: Diagrama del Proceso de Combustión In-Situ Convencional o Hacia
Adelante ................................................................................................................. 40
Figura N° 19: Diagrama del Proceso de Combustión In-Situ en Reverso ................. 41
Figura N° 20: Diagrama del proceso THAI ............................................................. 42
Figura N° 21: Diagrama de la Metodología THAI ................................................... 44
Figura N° 22: Esquema del Proceso THAI .............................................................. 45
Figura N° 23: Diagrama del Proceso CAPRI ........................................................... 47
Figura N° 24: Configuración simple de un sistema de calentamiento resistivo ......... 49
Figura N° 25: Sistema de calentamiento resistivo para un pozo vertical .................. 50
Figura N° 26: Sistema de calentamiento por tubería en un pozo vertical .................. 51
Figura N° 27: Sistema de calentamiento por bloque en múltiples pozos .................. 52
Figura N° 28: Esquema de calentamiento por microondas ....................................... 54
Figura N° 29: Sistema de calentamiento por inducción en un pozo vertical. ............ 55
Figura N° 30: Flujograma de Evaluación ................................................................ 60
Figura N° 31: Diagrama del Proceso EOR .............................................................. 61
Figura N° 32: Diagrama Resumen de matriz de selección para técnicas de EOR. .... 63
Figura N° 33: Comparación de criterios para métodos EOR en función a la
profundidad ............................................................................................................ 63
Figura N° 34: Comparación de criterios para métodos EOR en función a la
Viscosidad .............................................................................................................. 64
Figura N° 35: Comparación de criterios para métodos EOR en función a la
Permeabilidad. ........................................................................................................ 64
Figura N° 36: Columna Estratigráfica Detallada de la Cuenca Marañon. ................. 66
Figura N° 37: Ubicación del lote a estudiar y la Columna Estratigráfica de la Cuenca
Marañon. ................................................................................................................ 69
Figura N° 38: Modelo refinado de Simulación ........................................................ 74
vii
Figura N° 39: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para producción en
Frío. ........................................................................................................................ 75
Figura N° 40: Producción de Petróleo (STB/D) por producción en Frio................... 76
Figura N° 41: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) por producción en Frio.
............................................................................................................................... 76
Figura N° 42: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para inyección de
Agua Caliente - Modelo General ............................................................................. 78
Figura N° 43: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para Agua Caliente
– Modelo con tres inyectores ................................................................................... 78
Figura N° 44: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos HT-INJ y
Producción en Frio. ................................................................................................. 79
Figura N° 45: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos HT-
INJ y Producción en Frio. ....................................................................................... 79
Figura N° 46: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para el proceso
SAGD. .................................................................................................................... 81
Figura N° 47: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos SAGD y
Producción en Frio. ................................................................................................. 81
Figura N° 48: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos
SAGD y Producción en Frio. .................................................................................. 82
Figura N° 49: Producción de Petróleo Agua (STB/D) de todos los casos SAGD y
Producción en Frio. ................................................................................................. 82
Figura N° 50: Producción acumulada de Agua (MMSTB) de todos los casos SAGD y
Producción en Frio. ................................................................................................. 83
Figura N° 51: Modelo General para Huff and Puff para el caso VAPORHP. ........... 84
Figura N° 52: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos Huff and Puff y
Producción en Frio. ................................................................................................. 85
Figura N° 53: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos Huff
and Puff y Producción en Frio. ................................................................................ 85
Figura N° 54: Gráfico del VAN (15%) para determinar el Pay Out. ........................ 91
Figura N° 55: Gráfico del VAN a tasa variable para determinar el TIR. .................. 92
Figura N° 56: Gráfico de variabilidad para el Escenario 1. ...................................... 93
Figura N° 57: Gráfico del VAN (15%) para determinar el Pay Out. ........................ 96
Figura N° 58: Gráfico del VAN a tasa variable para determinar el TIR. .................. 97
Figura N° 59: Gráfico de variabilidad para el Escenario 2. ...................................... 98
viii
LISTA DE TABLAS

Tabla N° 1: Operacionalización de Variables ............................................................4
Tabla N° 2: Matriz de Consistencia ...........................................................................5
Tabla N° 3: Análisis Comparativo entre Crudo Ligero y Crudo Pesado .....................7
Tabla N° 4: Matriz de Criterio de Selección para producción en frío. ...................... 70
Tabla N° 5: Matriz de Criterio de Selección para Desplazamiento Miscible e
Inyección de Químicos. ........................................................................................... 71
Tabla N° 6: Matriz de Criterio de Selección para Métodos Termales. ...................... 72
Tabla N° 7: Análisis de Sensibilidad para la Inyección de Agua Caliente. ............... 77
Tabla N° 8. Análisis de Sensibilidad para SAGD. ................................................... 80
Tabla N° 9. Análisis de Sensibilidad para Huff and Puff. ........................................ 83
Tabla N° 10: Tabla de Comparación del OOIP con las producciones totales de
petróleo, agua y gas................................................................................................. 86
Tabla N° 11: Tabla de Comparación del Factor de Recobro de las diferentes
Tecnologías. ........................................................................................................... 87
Tabla N° 12: Parámetros para el Escenario 1. .......................................................... 88
Tabla N° 13: Inversiones para el Escenario 1. ......................................................... 89
Tabla N° 14: Producción Incremental entre caso Base. ............................................ 89
Tabla N° 15: Análisis Económico para el Escenario 1. ............................................ 90
Tabla N° 16: Resultados para el Escenario 1. .......................................................... 91
Tabla N° 17: Análisis de Sensibilidades para el Escenario 1. ................................... 92
Tabla N° 18: Parámetros para el Escenario 2. .......................................................... 93
Tabla N° 19: Inversiones para el Escenario 2. ......................................................... 94
Tabla N° 20: Producción Incremental caso SAGD 4. .............................................. 94
Tabla N° 21: Análisis Económico para el Escenario 2 ............................................. 95
Tabla N° 22: Resultados para el Escenario 2. .......................................................... 96
Tabla N° 23: Análisis de Sensibilidades para el Escenario 2. ................................... 97
Tabla N° 24: Análisis Incremental de Escenarios .................................................... 98
Tabla N° 25: Costo Pozo Productor ....................................................................... 121
Tabla N° 26: Costo Pozo Inyector ......................................................................... 122
1
CAPITULO I.- INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes

Con el incremento de las necesidades energéticas, los altos precios del
petróleo, y la declinación de la producción, la atención de la industria en
muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de
petróleo pesado.

A lo largo de las escalas de tiempo geológico, durante la etapa de
migración y luego del entrampamiento, los microorganismos degradan
los hidrocarburos livianos e intermedios, produciendo metano e
hidrocarburos pesados enriquecidos. Los expertos en geoquímica
generalmente coinciden en que casi todos los petróleos crudos comienzan
con densidades de entre 30 y 40°API.

La biodegradación es la causa principal de la formación del petróleo
pesado, esta produce la oxidación del petróleo, reduciendo la relación
gas/petróleo (GOR) e incrementando la densidad, la acidez, la
viscosidad, el contenido de azufre y de otros metales. A través de la
biodegradación, los petróleos pierden además una importante fracción de
su masa original.

Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales
y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la
extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos.

1.2. Problemática

Los yacimientos de crudo pesado de la cuenca Marañón en Perú han sido
mayormente desarrollados sin seguir una estrategia orientada a
maximizar el recobro. La estrategia convencional consistente en la
perforación de pozos verticales y direccionales (solo en algunos casos
horizontales) desde distintas plataformas, el uso de bombas
electrosumergibles (y la consiguiente producción a altos cortes de agua)
y la producción conjunta de reservorios de distinta productividad, solo ha
permitido alcanzar un recobro en el orden del 15 % en promedio.

1.3. Planteamiento del problema y Justificación del Problema

La producción de petróleo en el Perú ha declinado de manera sostenida
desde los años 80, época en la que alcanzó su tope cerca de los 200,000
bbl/d, comparado a los menores valores actuales que bordean los 70,000
bbl/d. Esta situación ha agudizado al déficit de la balanza comercial de
hidrocarburos, por lo cual se requieren de nuevas tecnologías que
optimicen y maximicen la producción de hidrocarburos.