hpai

Jefferson Jácome ContrerasJhoiner Villareal González

Yeinner Ortiz

Métodos de RecobroIng. Jorge Palma Bustamante

Escuela Ingeniería de Petróleos BUCARAMANGA

2015

HPAI - High Pressure Air Injection

1. INTRODUCCIÓN

2. DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO

3. MECANISMOS DE RECUPERACIÓN

4. SCREENING DE APLICACIÓN

5. FACTORES IMPORTANTES EN UN PROCESO HPAI

6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS

7. CASO DE APLICACIÓN

8. CONCLUSIONES

1

INTRODUCCIÓN

Yacimientos convencionales

Precios del crudo

Demanda de energía

GENERALIDADESHPAI es un método de recobro mejorado que consiste en el

desplazamiento de fluidos a partir de la inyección de aire, el cual genera reacciones con los hidrocarburos creando un frente de

combustión que se propaga por todo el yacimiento.

DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO

DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO

5-10 % Aceite in situ es usado como combustible

Reacción de rompimientos de enlaces

MECANISMOS RECUPERACCIÓN

Barrido del gas

combustible

Re-presurización del yacimiento

Expansión del fluido

Reducción de la viscosidad

Efectos térmicos

SCREENING

CRITERIOS DE SELECCIÓN HPAI

PARÁMETRO VALOR UNIDAD

Temperatura > 150 °F

API 20 - 55

Viscosidad del aceite [μ] < 10 cP

Profundidad > 3000 ft

Espesor 20 - 70 ft

Contenido de Aceite [Φso] > 0.1 (Φ >10%)

Presión < 2800 psi

Permeabilidad 0.1 - 1000 mD

Saturación de Agua [Sw] < 80 %

CIS VS HPAI

Combustión in situ

Saturación de aceite mayor de 50%

Picos de temperatura entre 400°c y 500°c

Implementada en crudos bituminosos y crudos pesados sin movilidad

No aplica para yacimientos de permeabilidades menores a 100 md

High Pressure Air Injection

Viable en saturaciones de aceite mayores de 0.269 y yacimientos con inyección de agua previa

Picos de temperatura entre 300 y 400°c

Implementada en crudos pesados con movilidad y se destaca su uso en livianos

Aplica para yacimientos de bajas permeabilidades y porosidades

FACTORES IMPORTANTES

FACTORES DE DISEÑO

FACTORES DE YACIMIENTO

FACTORES OPERACIONALES

FACTORES DE DISEÑO

Compresor de aire: Flujo minimo: 39 SCF/ft2 (Nelson & Mcneil) Costo Mscf = 0,35-1,2 us$

Recolección de condensados

Selección de prospectos

Pruebas de laboratorio

Simulación numérica

Selección de inyectores

FACTORES DE YACIMIENTO

Continuidad lateral y vertical

Profundidad y espesor de la arena

Heterogeneidad del Yacimiento

Presencia de capa de gas o acuifero

Espaciamiento entre pozos

Composición de la matriz del Yacimiento

Posición estructural y ángulo de inclinación

FACTORES OPERACIONALES

Monitoreo de tasas de aire que entran y salen del yacimiento.

Estrategias de operación

Personal de operación

¿POR QUÉ CONSIDERAR UN PROYECTO DE HPAI?

Se puede aplicar en los casos en que la inyección de agua o inyección de vapor no son eficaces.

Alto rendimiento de desplazamiento.

Tecnología probada en diferentes escenarios de yacimientos. (yacimientos someros de petróleo pesado y yacimiento profundos de petróleo ligero).

Disponibilidad de aire (fluido de inyección barato).

Es un proceso de recuperación de aceite eficiente.

APLICACIÓN EN EL CAMPO BUFFALO RED RIVER UNIT

Ubicación Noreste de Dakota del Sur

Profundidad 8500 ft

Presión inicial 3600 Psi

Temperatura 215 °F

Permeabilidad 10 mD (Carbonatos)

Espesor 15 ft

FR1 6 %

Pb 300 Psi

API 32°

Fuente: Buffalo Field High-Pressure Air Injection Projects: Technical Performance and Operational Challenges. SPE 113254

APLICACIÓN EN EL CAMPO BUFFALO RED RIVER UNIT

BRRU SBRRU WBRRU

Área unidad (acres) 7680 20800 4640

Área desarrollada (acres)

6320 11470 3644

OOIP (MSTB) 51 100 32

Espesor neto (ft) 10-18 12-18 13-16

Porosidad (%) 15-20 15-20 13-16

Sw (%) 40-55 45-55 45-50


HISTORIAL DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN DE BRRU

Qiny= 15,6 MMSCF/dPiny= 4400 Psi

515


Comienzo Inyección

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN DE SBBRU

1587

Comienzo Inyección

363


HISTORIAL DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN DE WBBRU

Comienzo Inyección

Qiny= 5,4 MMSCF/dPiny= 4400 Psi

730

515

168


18.8

10.2

6.1

2.5

Prod. Incr. Acum BRRU

6,1MSTB

Prod. Incr. Acum SBRRU 10,2 MSTB

Prod. Incr. Acum

WBRRU2,5 MSTB

Prod. Incr. Acum Total 18,8 MSTB


PRODUCCIÓN INCREMENTAL DEL CAMPO BUFFALO RED RIVER UNIT

PROBLEMAS CAMPO BRRU

POZO PRODUCTOR

• Corrosión por dióxido de carbono• Emulsiones • Colapso del casing

POZO INYECTOR

• Perdida de aire en el anular

Aplicable en yacimientos de baja permeabilidad.

Aumenta la presión en el yacimiento.

Respuesta a la producción en un periodo corto de tiempo.

Barrido prácticamente total del crudo, una vez realizado el proceso.

Se puede presentar ignición espontanea al inyectar aire.

Aplicable en yacimientos que ya no producen por flujo natural, o bien ya no son económicamente viables a la inyección de agua.

VENTAJAS

DESVENTAJAS

Puede ser costosa la compresión del aire y la operación.

Proceso complejo: flujo multifásico, transferencia de calor y presencia de reacciones químicas. Es difícil de modelar.

Se requiere de pruebas especiales (no convencionales) de laboratorio.

No hay experiencia costa fuera.

Operativamente desafiante (es decir, emulsión de tratamiento, riesgo de explosiones, entre otros).

La operación requiere monitoreo constante.

• La recuperación de aceite liviano por un proceso de inyección de aire a alta presión es altamente eficiente debido a los diferentes mecanismos que se presentan durante su ejecución (efectos térmicos, desplazamiento y miscibilidad).

• Para garantizar el éxito de un proyecto de HPAI se requiere una compleja planeación con gran cantidad de estudios previos y pruebas de laboratorio que permitan establecer las mejores condiciones de operación que garanticen la utilización del 100% del oxígeno del aire inyectado y la ignición espontanea en yacimiento.

• Se debe prestar especial atención a la selección del compresor que es el corazón del proyecto.

CONCLUSIONES

D. GUTIERREZ, R.J. MILLER, A.R. TAYLOR, B.P. Thies, KUMAR, V.K.

“Buffalo Field High-Pressure Air Injection Projects: Technical

Performance and Operational Challenges”. SPE 113254. 2008.

Jia, H., Cheng-Dong, Y., Chuan, Y. ”Recent Progress of High Pressure Air

Injection Process (HPAI) in Light Oil Reservoir: Laboratory Investigation

and Field Application”. SPE 156974. 2012.

Montes, A.R., Gutiérrez, D., Moore, R.G., Mehta, S.A., Ursenbach, M.G.

“Is High Pressure Air Injection (HPAI) Simply a Flue Gas Flood?” –

Journal of Canadian Petroleum Technology. 2010

Moore, R.G., Mehta, S.A., Ursenbach, M.G. “A Guide to High Pressure

Air Injection (HPAI) Based Oil Recovery”. SPE 75207. 2002.

Zwart, A.H., Van Batenburg, D.W., Tsolakidis, A., Glandt, C.A., Boerrigter,

P. “The Modeling Challenge of High Pressure Air Injection”. SPE 113917.

2008.

BIBLIOGRAFÍA

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