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Evaluación numérica de la administración de energía de un proceso de inyección continua de vapor con flue gas en un campo de crudo pesado del Magdalena Medio

Resumen

La creciente preocupación a nivel mundial de las distintas industrias por minimizar el efecto de sus operaciones sobre el medio ambiente las ha llevado a replantearse la forma en que se llevan a cabo la mayoría de los procesos industriales y evaluar su eficiencia desde la perspectiva energética. En esta línea, la industria de los hidrocarburos intenta optimizar sus procesos EOR y la inyección de vapor y flue gas (80-85% N2 y 15-20% CO2), representa una alternativa para la optimización del steamflooding, ya que al sustituir volúmenes de vapor por gases de corrientes de desecho se reduce el consumo de agua vaporizada. Mediante simulación numérica de yacimientos se evaluó la reducción de la tasa de inyección de vapor y la adición de flue gas como estrategias para la administración de energía y a través del cálculo de indicadores numéricos se cuantificó su incidencia sobre el desempeño energético y ambiental de los procesos EOR híbrido y convencional. Para ello, se construyó un modelo numérico de simulación conceptual, representativo de un campo de crudo pesado colombiano al cual se le adaptaron sets de permeabilidades relativas característicos de los procesos, obtenidas a partir del ajuste histórico del desplazamiento roca-fluido con vapor y gases de combustión, posteriormente se planteó un análisis de sensibilidad de los volúmenes de inyección, tiempos, tasas, relaciones másicas y esquemas de inyección. De esta forma, se analizaron 45 escenarios distintos y se determinó que el esquema optimizado del proceso lo constituía inyectar el flue gas por un pozo central dentro de un patrón convencional de cinco puntos invertido una vez se alcance ruptura del vapor, cesando la inyección de vapor y en períodos continuos no mayores a los 90 días, a tasas de 1,032Kft3/día, reactivando posteriromente la inyección de vapor a tasas constantes de 700 Bbl/día durante períodos no superiores a 270 días, hasta finalizar la evaluación. Este escenario permitió reducir los requerimientos energéticos en 15.5% y optimizar la huella de carbono al requerir 31 Kg de CO2 menos por cada barril producido y en términos económicos representó un valor presente neto de 1,280 KUSD