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Introducción
La industria del petróleo hoy en día se ha enfocado en fortalecer el desarrollo de tecnologías que permitan la producción de crudos pesados y extrapesados [1-3]. Este comportamiento es resultado de la disminución en las reservas de hidrocarburos livianos y un incremento en la dificultad de extracción de crudo en los campos del mundo [4]. El panorama internacional de distribución de reservas presenta un escenario donde el 70% de sus recursos son de tipo no convencional, con un 25% de crudos pesados y el otro 45% relacionado a crudos extra pesados y bitumen [5].
El recobro térmico como método de inyección de fluidos calientes a la formación, ha sido una técnica ampliamente aplicada en los campos de petróleo alrededor del mundo [6-9]. Un proceso de esta técnica es la inyección de vapor, en el cual se inyecta agua en fase de vapor saturado a la formación en diversas modalidades: cíclica, continua, asistida por drenaje gravitacional (SAGD). Durante la implementación se genera una interacción entre el agua inyectada y el hidrocarburo localizado en el yacimiento, dando lugar a un proceso químico el cual agrupa una serie de reacciones denominadas acuatermólisis [10].
La adición de un catalizador en un flujo de inyección de vapor es una técnica que potencializa las reacciones que ocurren en el yacimiento, permitiendo producir hidrocarburos de menor peso molecular debido al mejoramiento in-situ del crudo [11-15]. Este procedimiento es capaz de generar una reducción en las energías de activación necesarias para el rompimiento de enlaces fuerte como lo son C=S, C=O, C=N, C-C, C-S-C, C-O-C y C-N-C [16-18]. Con la adición de un catalizador al proceso de inyección de vapor se obtienen mejoras permanentes en las propiedades fisicoquímicas del crudo, aún cuando la temperatura alcance las condiciones iniciales del yacimiento, siendo análogo a la presencia de una refinería en fondo [19-21].
La simulación numérica en la industria petrolera se enfoca en la representación de procesos en toda su cadena de producción. Para el recobro mejorado de hidrocarburos, el potencial de las diferentes tecnologías y la selección de los escenarios más adecuados de aplicación se realiza mediante simuladores numéricos de yacimientos, evaluando su comportamiento tanto a nivel de laboratorio como yacimiento [22-24]. Es por esto que la inyección de vapor es una técnica ampliamente aplicada en los campos a nivel internacional; han empleado estas herramientas computacionales para obtener resultados representativos y cercanos al comportamiento real del proceso a nivel de yacimiento, sin embargo, la selección y adición de un agente catalítico al proceso y los efectos que este genera sobre el crudo constituye un desafío para su representación mediante simulación numérica, siendo de gran interés para el sector de los hidrocarburos, especialmente en la evaluación de los métodos híbridos de inyección de vapor.
La limitante principal para modelar el efecto generado por el catalizador radica en que las herramientas convencionales de simulación no presentan módulos que permitan representar de manera directa las variaciones en las propiedades del crudo a manera composicional. Esto radica en los efectos en diferentes proporciones que generan los agentes químicos sobre las reacciones entre el crudo y el vapor a diferentes condiciones de presión y temperatura. Por esta razón, el presente artículo planteó una revisión de la literatura con el objetivo de compilar diferentes metodologías encontradas en estudios previos que permitieron analizar los métodos de representación del mejoramiento in- situ del crudo mediante simuladores comerciales. Para llevar a cabo este proceso, se realizó la construcción de una ecuación de búsqueda la cual integró tres nodos principales de interés para la investigación: las reacciones de acuatermólisis, la simulación numérica y el uso de un agente catalítico. Para esta búsqueda se emplearon bases de datos académicas y en un buscador de literatura gris, sin embargo, luego de realizar una depuración de la información recolectada, solo se obtuvieron ocho trabajos a considerar. De esta búsqueda se logró observar una secuencia empleada por los autores para el modelamiento la cual consta de 5 pasos principales: adquisición de datos, modelo de fluidos, esquema de reacción, modelo de simulación y análisis de datos. Como resultado de esta investigación se propone una metodología con base en la recopilación realizada para representar la adición de un catalizador al proceso de inyección de vapor y su posterior evaluación de rendimiento sobre la producción de hidrocarburos.
Generalidades
Procesos de inyección de vapor
La inyección de fluidos calientes como agua y vapor ha sido una técnica ampliamente implementada en los campos petroleros a nivel mundial desde los años 30 [25]. Este método permite establecer un escenario de reducción de la viscosidad y consecuente incremento de la movilidad del crudo. Cuando el fluido inyectado alcanza la formación de interés existe una transmisión de energía hacia la matriz y el aceite presente en el yacimiento, calentándolos y favoreciendo la aparición de mecanismos físicos de recuperación de petróleo [26]. Estos permiten obtener un incremento en el porcentaje del recobro de aceite dependiendo la temperatura del proceso y el tipo de crudo presente en el yacimiento como se aprecia en la Figura 1. En la inyección de vapor empleado como método de recobro térmico existen dos modalidades implementadas principalmente en los campos petroleros como lo son: Inyección Continua de Vapor (SD) e Inyección Cíclica de Vapor (CSS).
Adaptado de: Optimization of Steamflooding Heavy Oil Reservoirs [26].
Figura 1 Mecanismos físicos de recuperación en procesos de inyección de vapor en crudos pesados en función de la temperatura y la gravedad API.
Acuatermólisis
La producción de gases como H2S, CO2 y CO asociados a la implementación de la inyección de vapor planteó la posibilidad de la ocurrencia de reacciones químicas en el yacimiento, las cuales han sido tema de investigación durante los últimos años [27-31]. De acuerdo con la etapa de desarrollo del yacimiento y la temperatura característica de cada proceso, se pueden encontrar diferentes escenarios en la formación que permite la ocurrencia de reacciones, como se muestra en la Figura 2. La región de maduración está asociada a una formación donde únicamente los procesos de sedimentación y depositación se han presentado y no se ha implementado algún método de recobro térmico. La ventana de Acuatermólisis es un término relacionado al conjunto de reacciones químicas que pueden ocurrir durante la aplicación en un proceso de inyección de vapor [32]. Finalmente, la región de craqueo térmico se caracteriza por alcanzar altas temperaturas relacionadas a la inyección de aire en el yacimiento con procesos que involucran reacciones de craqueo térmico y descomposición de las fracciones pesadas.
Adaptado de: Aquathermolysis: A synopsis of work on the chemical reaction between water (steam) and heayy oil sands during simulated steam stimulation [33].
Figura 2 Proporción de conversión de la fase líquida de acuerdo con la temperatura de operación.
Tomando en consideración los rangos de temperatura operados en un proceso de inyección de vapor, se observa que la ventana de acuatermólisis es la zona que se encuentra en el intervalo de temperatura inherente a estos procesos comprendidos entre los 200 y 325 °C [33], por lo cual se toma como base para la presente investigación. Las reacciones que allí suceden son producto de un proceso químico resultante del contacto del aceite pesado con el vapor en el intervalo de temperatura anteriormente mencionado. El petróleo en yacimiento sufre una transformación, consecuencia de la energía suministrada por el vapor y el efecto catalítico de la mineralogía presente en la matriz [34-36], generando productos como metano (CH4), ácido sulfhídrico (H S), dióxido de carbono (CO ), monóxido de carbono (CO), hidrógeno (H2) e hidrocarburos de menor peso molecular (HCS), como se aprecia en la Ecuación 1.
Acuatermólisis catalítica
Durante la aplicación de un proceso de inyección de vapor, los gases como H2S, CO2 y CO son productos evidenciados en cantidades representativas como resultado del rompimiento de enlaces C-S-C y la presencia de radicales libres de las moléculas [37]. La adición de un compuesto catalítico o precursores de catalizadores in-situ al sistema permite la ruptura de grupos funcionales más fuertes como C-O-C y C-N-C, resultado de la disminución de la energía de activación necesaria para la ocurrencia de reacciones que de manera convencional no se desarrollan [38]. Este proceso se denomina acuatermólisis catalítica y representa la adición de un catalizador a un escenario sometido a inyección de vapor, permitiendo obtener una mejor calidad del crudo por la ocurrencia de reacciones como pirolisis, isomerización, apertura de anillos, oxigenación, alcoholización, hidrogenación, reconstrucción, esterificación y despolimerización [39]. La presencia del agente químico promueve la estabilización de los radicales libres de hidrocarburos generados por el rompimiento de las cadenas permite obtener una mejor calidad del crudo con cambios a nivel molecular de manera permanente.
Nivel de madurez. La evaluación de una tecnología puede generarse de diversas maneras y una de ellas es empleando la escala TRL (Technology Readiness Levels) [40]. A través de esta medida se permite cuantificar la madurez que presenta el proyecto en valoración. Este método presenta 9 niveles de clasificación los cuales están compuestos como se disponen en la Tabla 1.
Tabla 1 Niveles TRL.
| TRL | Concepto | TRL | Concepto |
|---|---|---|---|
| 1 | Observación de los principios básicos | 6 | Demostración del desarrollo en entorno pertinente |
| 2 | Formulación del concepto | 7 | Demostración del desarrollo en el entorno real |
| 3 | Prueba experimental del concepto | 8 | Desarrollo completo y certificado |
| 4 | Validación del desarrollo en entorno laboratorio | 9 | Desarrollo completo y certificado |
| 5 | Validación del desarrollo en entorno pertinente |
Con base en esta catalogación, la técnica de inyección de vapor con catalizadores se encuentra posicionada en un nivel TRL 4 a partir de los estudios que se han realizado en pruebas de laboratorio a nivel nacional. Con el objetivo de aumentar el nivel de madurez tecnológica a un TRL 5, es necesario evaluar el proceso en un contexto representativo al de su aplicación final en campo. La validación de la tecnología debe realizarse en un entorno previsto de manera simulada o real, es por esto que diversos autores han recurrido al modelamiento de los efectos catalíticos del agente químico mediante simulación numérica con las herramientas tecnológicas actuales.
Metodología de trabajo
El presente estudio planteó el uso de una ecuación de búsqueda la cual se conformó considerando los tres principales nodos de interés: las reacciones de acuatermólisis, la simulación numérica y el uso de un catalizador en los estudios. Aquathermolysis AND “numerical simulation” AND catalyst fue el arreglo final de esta ecuación con el objetivo de delimitar la información encontrada en la literatura que fuera de interés para la investigación. Para la revisión fue considerado el modelo empleado por las revisiones sistemáticas bajo el modelo PRISMA, el cual permite Durante el proceso de búsqueda fueron consultadas tanto bases de datos académicas en diferentes buscadores de revistas categorizadas como One Petro, Science Direct, Taylor & Francis y ACS publications. De igual manera, se empleó la literatura gris mediante el buscador de Google Scholar. A manera de depuración de la información, no fueron considerados los estudios que no emplearan un agente catalizador en la reacción, ni aquellos que no especificaran de manera concreta las metodologías usadas para la representación del fenómeno de mejoramiento in-situ del crudo. A continuación, se compila el análisis de los documentos encontrados para la representación del mejoramiento del crudo mediante el uso de simulación numérica.
Representación del mejoramiento con simulación
La acuatermólisis convencional y catalítica han sido técnicas evaluadas ampliamente a través de pruebas experimentales [41-49]. Sin embargo, en la literatura existen pocos estudios relacionados a su representación mediante simulación numérica.
La reproducción del proceso a través de un simulador numérico es un paso necesario dentro del estudio de factibilidad de una tecnología en la industria de hidrocarburos. Aunque los simuladores de yacimiento han avanzado en su capacidad para la representación de los procesos que ocurren en el subsuelo, el mejoramiento catalítico no ha podido replicarse de forma directa a través de estas herramientas. Una pequeña cantidad de autores han investigado metodologías para la representación de la adición de un catalizador en un proceso de inyección de vapor a través de un simulador comercial [50-55]. Esta situación se debe a que la caracterización PVT convencional del crudo, la cual es una medición de propiedades físicas dependientes de variables como presión, volumen y temperatura [56], no incluye caracterización de los cambios composicionales del fluido.
Es por esta razón que las investigaciones encontradas en la literatura han tenido que recurrir al planteamiento de modelos de fluidos de tipo composicional, fundamentados en la agrupación de pseudocomponentes con el objetivo de generar un PVT sintético que se ajuste de una manera más acertada. Identificada esta problemática la presente investigación fue realizada siguiendo el flujo de trabajo expuesto en la Figura 3. El estudio inició con la revisión literaria a través de bases de datos académicas de trabajos que han replicado el mejoramiento catalítico mediante la simulación numérica. Una vez fueron obtenidas las investigaciones a analizar, se procedió al estudio de las metodologías aplicadas las cuales fueron tomadas como base para la consolidación de la metodología sugerida resultante en el presente trabajo.
Adquisición de datos
Para iniciar con la investigación es necesario contar con una fuente de información confiable. Los autores consultados han recurrido a dos métodos de adquisición de la información: la realización de pruebas experimentales propias y la revisión de pruebas de laboratorio condensadas en estudios de la literatura previos. En la Tabla 2 se muestra el método utilizado por cada autor, observando que la realización de pruebas experimentales propias se han aplicado con mayor frecuencia. Obtener los datos mediante pruebas experimentales permite simular un sistema a través del cual se estudia un fenómeno químico bajo unas condiciones de temperatura y presión establecidas por el investigador. Equipos como reactores y dispositivos de desplazamiento han sido empleados en el desarrollo de estas pruebas. Al utilizar este método se pueden seleccionar y ajustar los parámetros operacionales a analizar durante la prueba, así como evaluar la efectividad del proceso a través de la caracterización del fluido antes y después de la reacción. Una situación diferente sucede cuando se toma la información a través de la revisión de pruebas previas encontradas en literatura. En estas evaluaciones experimentales los parámetros fueron una decisión del autor de la prueba y estos no pueden modificarse en caso de ser necesario en la investigación. Esta técnica de adquisición de datos es representativa siempre y cuando las investigaciones presenten una similitud en los parámetros a evaluar y el fluido empleado en las pruebas.
Tabla 2 Revisión de metodologías de adquisición de datos.
| Año | Investigador | Referencia | Revisión de literatura | Pruebas de laboratorio |
|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | X | |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | X | |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | X | |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et al. | [49, 53] | X | |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | X | |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | X | |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | X | |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | X |
Modelo de caracterización de los fluidos
En la revisión se observó que los autores plantearon diversas metodologías para establecer el modelo para cararacterizar los fluidos (modelo de fluidos). Esta etapa es necesaria para simplificar el proceso de representar las características del crudo, tanto base como mejorado, a través de la partición del hidrocarburo en componentes. Esta división se genera en pequeños cortes o pseudocomponentes que permiten que una mezcla compleja con gran cantidad de componentes como lo son los hidrocarburos sea tratada de manera menos compleja [60]. Establecer el modelo de fluidos es el procedimiento más importante en el proceso de la simulación numérica del mejoramiento de crudo debido a la forma seleccionada para realizar la partición del crudo a analizar. El objetivo de este paso es poder comprender las particiones del hidrocarburo transformado a través del curso de la reacción y obtener así una representación más acertada. Con base en la información de las investigaciones estudiadas, el presente trabajo propone dividir este procedimiento en cinco pasos principales: data inicial, técnica de caracterización, agrupamiento, definición de pseudocomponentes y establecimiento del modelo de fluidos.
Data inicial: se hace necesario recopilar información tanto de la formación como de los fluidos presentes, como se muestra en la Tabla 3, donde se aprecia el nombre, ubicación de los yacimientos y valores de la medición de viscosidad de los crudos analizados por cada autor.
Técnica de caracterización: para plantear el modelos de fluidos se debe contar con una caracterización de las muestras antes y después de la aplicación de la tecnología bajo las condiciones seleccionadas para la misma, y así poder cuantificar las propiedades de la muestra y no solo tener un análisis cualitativo. En este proceso se emplean técnicas de caracterización de muestras como análisis termogravimétricos (TGA), compuestos individuales de hidrocarburos (IHC) curvas de destilación simulada (SDC) y análisis composicional SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos).
Agrupamiento: posterior a la caracterización de la muestra se procede a agrupar los componentes del crudo inicial teniendo en cuenta aspectos físicos y químicos como lo son rangos de temperatura, densidad y parámetros estructurales establecidos mediante técnicas analíticas.
Pseudocomponentes: una vez se ha obtenido la partición del crudo base, se procede a establecer los pseudocomponentes con los cuales se va a representar el fluido inicial. Con este paso se busca la reducción en la complejidad de la simulación y el tiempo de cómputo requerido para la representación del proceso. Comúnmente se emplea la definición de los pseudocomponentes para la replicación de los cambios tanto físicos como composicionales del crudo debido a la alta complejidad en el comportamiento del hidrocarburo en las reacciones. En la Tabla 4 se muestra las técnicas de caracterización y la cantidad de pseudocomponentes empleados por cada autor para la determinación del modelo de fluidos.
Modelo de fluidos: la definición del modelo es un paso fundamental en el planteamiento de la simulación, ya que una apropiada caracterización, agrupación y posterior creación de pseudocomponentes logrará obtener un modelo con un mayor ajuste. Una vez establecidos los pasos anteriores, se procede a la definición de los esquemas de reacción con base en los pseudocomponentes seleccionados en el modelo.
Tabla 3 Revisión de crudos empleados en los estudios analizados.
| Año | Investigador | Referencia | Yacimiento | Viscosidad | País |
|---|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | Hamaca | 6100 cP @60 °C | Venezuela |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | Hamaca | 6100 cP @60 °C | Venezuela |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | Green River | - | Estados Unidos |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia | [49, 53] | MTK | 49 cP @113 °C | México |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | Liaohe | 260 cP @13 °C* 700 cP @13 °C* | China |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | Athabasca | 12000 cP 13 °C* 9749 @50 °C | Canadá |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | - | - | - |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | Athabasca | 9749 @50 °C | Canadá |
Nota: *Este estudio evaluó cuatro muestras de crudo de diferentes viscosidades.
Tabla 4 Revisión de técnicas de caracterización y pseudocomponentes empleados.
| Año | Investigador | Referencia | Pseudocomponentes* | Caracterización |
|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | 4 | TGA |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | 4 | TGA |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | 5 | IHC |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et al. | [49, 53] | 5 | SDC |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | 10 | SARA |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | 5 | SDC |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | 5 | SARA |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | 5 | IHC |
Nota: *Los pseudocomponentes establecidos se encuentran plasmados en la Tabla 6.
Esquema de reacción
Para llevar a cabo la representación del mejoramiento en el crudo se establece un proceso el cual plantea como los pseudocomponentes se transforman en otros mediante reacciones, las cuales se establecen con una dirección y magnitud del cambio. Esta sinergia se encuentra basada en como las fracciones más pesadas se disgregan en unas más livianas. Para poder representar este proceso es fundamental tener en cuenta la cinética de las reacciones donde parámetros como las energías de activación, la cual se refiere a la cantidad mínima de energía requerida para activar los reactivos a un estado en el cual se pueden transformar en productos [61].
Los autores analizados no plantearon su propio modelo para el cálculo de estos parámetros de cinética de reacción, sino que emplearon estudios previos para obtener estos valores los cuales aplican métodos numéricos de solución.
Las investigaciones en las cuales se basaron los autores emplean metodologías donde se tiene en consideración el cambio de la proporción de los pseudocomponetes a diferentes tiempos y temperaturas de las pruebas experimentales realizadas. En la Tabla 5, se encuentran los estudios en los cuales se basaron los autores para obtener los parámetros cinéticos de las reacciones de sus pruebas.
Tabla 5 Revisión de los estudios empleados para el cálculo de los parámetros cinéticos
| Año | Investigador | Referencia | Investigación base | Referencia |
|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | Phillips, Colins et al. | [62] |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | Phillips, Colins et al. | [62] |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | - | - |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et | al.[49, 53] | Da Silva De Andrade, Francisco | [63] |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | Hongfu, Fan et al. | [64] |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | Da Silva De Andrade, Francisco | [63] |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | Loria, Herbert et al. | [65] |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59]- | Modelos cinéticos de Athabasca |
Posterior a adquirir la información del crudo base, definir los pseudocomponentes y establecer el modelo cinético, es necesario construir el esquema de reacción. Este permite representar gráficamente la transformación de los pseudocomponentes y observar la dirección de la cinética de las reacciones. En la Tabla 6 se observa la recopilación de los esquemas de reacción propuestos por los autores en cada una de sus investigaciones.
Tabla 6 Revisión de los reactivos y productos en los esquemas de reacción propuestos
| Año | Investigador | Referencia | Reactivos | Productos |
|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | Crudo Asfalteno Fracción pesada Fracción mediana | Naftaleno Fracción pesada Fracción mediana Fracción liviana |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | Crudo Asfalteno Fracción pesada Fracción pesada Fracción mediana | Naftaleno Fracción pesada Fracción mediana Fracción liviana |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | Kerógeno | Aceite liviano Aceite pesado Gas hidrocarburo Hidrógeno |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et al. | [49, 53] | Hidrógeno Residuo Gasóleo de vacío Destilados | Gasóleo de vacío Destilados Nafta Gases |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | Resins Asphaltenes | Saturados Aromáticos Hidrógeno Metano Monóxido de carbono Dióxido de carbono Ácido sulfhídrico Gases de alto peso molecular |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | Hidrógeno Residuo Gasóleo de vacío Destilados | Gasóleo de vacío Destilados Nafta Gases |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | Residuo Gasóleo de vacío Destilados Nafta | Gasóleo de vacío Destilados Nafta Gases |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | Hidrógeno Residuo Gasóleo de vacío Destilados | Gasóleo de vacío Destilados Nafta Gases |
Modelo de simulación
El empleo de la simulación numérica para representar el mejoramiento catalítico en un yacimiento de interés o un modelo físico de laboratorio requiere conocer las propiedades y parámetros inherentes a estos sistemas. En ambos casos es necesario contar con propiedades petrofísicas, como permeabilidades, porosidades y saturaciones; condiciones iniciales, como presión y temperatura; y la configuración de su estructura, como la estratificación, espesor y compartamentalización. A su vez, es importante identificar los fluidos de la formación y el comportamiento que poseen empleando curvas de permeabilidad relativa y de viscosidad. Una vez se tienen los valores de las propiedades del modelo, se debe proceder a la selección de la malla la cual será poblada con estos valores siguiendo el objetivo de la investigación. Existen principalmente dos tipos de malla, la cilíndrica y la cartesiana, las cuales se seleccionan basadas en los procesos que se deseen evaluar. La malla cilíndrica es empleada principalmente para evaluar el rendimiento del proceso en las zonas cercanas a cara del pozo de manera detallada. Mientras que la malla cartesiana es comunmente utilizada cuando el parámetro que se desea evaluar es observado a través del desplazamiento del proceso en el yacimiento. La metodología seleccionada para analizar el proceso depende del enfoque que se le quiere dar a la investigación y su objetivo. En los estudios analizados, dispuestos en la Tabla 7, emplearon tanto mallas de tipo cilindríca como cartesiana para la representación de un proceso en campo en la mayoria de sus casos. La mayoría de estudios emplearon los simuladores comerciales de la compañía CMG para el desarrollo de la investigación, aunque cabe resaltar que también fueron desarrollados simuladores propios para el estudio de estos fenómenos.
Tabla 7 Revisión del modelo numérico de yacimiento.
| Año | Investigador | Referencia | Escala | Tamaño | Malla |
|---|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | Campo | 10x1x10 | Cilíndrica |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | Campo | 10x1x10 | Cilíndrica |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | Campo | 33x19x16 | Cilíndrica |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et al. | [49, 53] | Laboratorio | 2.2 x 2.2 x 32 | Cartesiana |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | Campo | 27x32x30 | Cartesiana |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | Campo | 40x10x40 | Cartesiana |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | Laboratorio Campo | 1.9x0.1x0.1 300x16.8x2555 | Cartesiana |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | Laboratorio Campo | 5x44x5 40x10x30 | Cartesiana |
Análisis de resultados
Una vez el modelo de simulación es generado, es necesario realizar la validación y ajuste del mismo a través del análisis de los resultados obtenidos. Para poder proceder con la revisión de los resultados, es necesario conocer la técnica de explotación empleada, así como el compuesto químico adicionado al proceso. En la Tabla 8, se encuentran compilados los procesos evaluados en las investigaciones y los compuestos químicos adicionados. De los autores consultados, los procesos de inyección contínua y la adición de tetralina como agente donante de hidrógeno para la ocurrencia de las reacciones fueron las situaciones evualuadas principalmente. El modelo base de simulación debe ser ajustado mediante la comparación de valores como lo son los históricos de producción del pozo para proceder a realizar el análisis de inyección del agente. Los resultados obtenidos mediante las simulaciones deben ser comparados con las propiedades de los fluidos resultantes de las pruebas de laboratorio o pilotos realizados con la tecnología.
Tabla 8 Revisión del proceso analizado y el compuesto adicionado
| Año | Investigador | Referencia | Proceso | Compuesto |
|---|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | CSS | Tetralin |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | CSS | Tetralin |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | - | Minerales |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et al. | [49, 53] | SF | Catalizador |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | SF | - |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | SF | Catalizador |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | SF | Catalizador |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | SF | Catalizador |
Nota: CSS Inyección cíclica, SF Inyección continua
Estas propiedades pueden ser obtenidas a través de diversas técnicas de caracterización y evaluación como se observa en la Tabla 9, donde se exponen las métodos empleados en cada uno de los casos reportados para la validación del proceso. En las investigaciónes analizadas se destacan las mediciones de propiedades físicas, como la viscosidad y gravedad API; caracterización química, como lo es el análisis de cromatografía de gases efluentes y las curvas de destilación simulada; y la medición y cuantificación de parámetros operacionales, como el factor de recobro, las saturaciones de fluidos y conversión de reactivos a productos. La realización de la comparación entre los datos obtenidos por caracterización físico-química con respecto a los obtenidos por la representación numérica permitirán poder realizar ajustes en su modelo y así cotejar los nuevos resultados hasta obtener una representación adecuada del proceso.
Tabla 9 Revisión de las técnicas de caracterización de efluentes empleadas
| Año | Investigador | Referencia | Técnica de evaluación |
|---|---|---|---|
| 2001 | Ovalles, Cesar et al. | [50] | Saturaciones Conversión de reacción |
| 2008 | Ovalles, Cesar et al. | [51] | API Saturaciones Conversión de reacción |
| 2010 | Fan, Yaqing et al. | [52] | Producción acumulada Saturaciones |
| 2016 | Chavez-Morales, Silvia et al. | [49, 53] | API Curvas de destilación simulada Cromatografía de gases Producción acumulada |
| 2017 | Huang, Shijun et al. | [54] | Viscosidad Saturaciones |
| 2017 | Nguyen, Ngoc et al. | [55] | Viscosidad Factor de recobro Saturaciones |
| 2019 | Bueno, Nicolás et al. | [57, 58] | Viscosidad API Saturaciones |
| 2020 | López, Carolina et al. | [59] | Densidad Viscosidad Fracción molar |
Propuesta de implementación
Con el objetivo de aplicar la información obtenida de la revisión de literatura para un proceso de inyección de vapor con catalizadores en un campo de petróleo colombiano, se plantea la siguiente metodología de implementación:
Realizar la adquisición de datos a través de pruebas de laboratorio para seleccionar los parámetros a evaluar durante los experimentos. Tomar los datos con los cuales se va a trabajar el modelo de estudios encontrados en literatura no es la mejor opción, a menos que se disponga de investigaciones previas donde las muestras empleadas sean del mismo fluido del campo a evaluar.
El modelo de fluidos puede ser construido a partir de las curvas de destilación simulada, generando un número de pseudocomponentes del crudo a través de rangos de temperatura [54]. Para el cálculo de los parámetros cinéticos, se propone emplear la metodología planteada por Da Silva De Andrade (2014) el cual planteó un modelo basado en las variaciones observadas en las fracciones obtenidas a través las curvas de destilación simulada [63].
El modelo de simulación a plantear debe ser en primera medida una representación de las pruebas de laboratorio realizadas, con el objetivo de encontrar un modelo que se ajuste con los resultados del proceso. Posterior a esto, es posible proponer un arreglo del modelo a escala de una sección de campo con una malla cartesiana para la evaluación del frente del proceso en el yacimiento. Cabe resaltar que los datos de entrada del modelo deben ser considerados con respecto al simulador a emplearse y los requerimientos que este presente para poder realizar la representación.
En cuanto a las técnicas de evaluación del proceso se sugieren emplear mediciones de gravedad API, curvas de viscosidad, perfiles de saturación y producción acumulada del proceso.
Conclusiones
La simulación del efecto de mejoramiento in- situ del crudo no es posible llevarse a cabo de manera directa mediante el uso de los simuladores actuales. Es por esto, que se debe recurrir a una representación de manera indirecta a través del uso de metodologías, que plantean la transformación de los hidrocarburos más pesados en sus fracciones más livianas usando la definición de pseudocomponentes y la coocurrencia de reacciones químicas entre ellos; donde los parámetros cinéticos de estas reacciones pueden calcularse a partir de los resultados experimentales. El entendimiento de las reacciones de acuatermólisis ha permitido destacarlas como un mecanismo químico asociado a la inyección de vapor, en donde la generación de gases ácidos e hidrocarburos de menor peso molecular son el principal indicador. Es por esto, que para una representación adecuada del mejoramiento del fluido es necesario realizar una caracterización desde el punto de vista químico que permita apreciar las magnitudes de las variaciones en su composición.
El uso de un modelo PVT convencional, comúnmente empleado en las simulaciones numéricas para la representación del crudo, no se ajusta a los cambios experimentados por parte del efecto catalítico del agente en las reacciones. Es por esto que a través de las revisiones de los estudios analizados se evidenció la necesidad de establecer una caracterización por medio de técnicas composicionales y la posterior agrupación por conponentes del crudo para tener un mejor ajuste de los cambios fisicoquímicos en el crudo base por el efecto catalítico.
