Benefits and Technical Challenges of Downhole Steam Generation for Enhanced Oil Recovery

Abstract

Steam generated at the surface is currently the most common technology for in-situ thermal stimulation of heavy oil, however it has significant limitations due to heat loss that make it uneconomic for some 2 trillion barrels of deeper heavy oil resources. Downhole steam generators (DHSGs) have the ability to unlock these deeper deposits and allow steam to be used where it was previously not economical. A brief review of recent advances in DHSG technology and a description of potential applications using thermal oil recovery modeling and simulation are presented here. The DHSG technology described can be particularly suitable for recovering a number of known heavy oil deposits around the world that have experienced low recovery efficiencies through primary and secondary (water flood) production methods. These deeper resources typically require thermal stimulation to reduce viscosity in-situ for improved production volumes. Cost estimates and economic projections were developed based on a full green field project using production estimates obtained from STARS, a widely accepted heavy oil simulation program. Simulations and associated economic studies for the fields modeled, assuming the deployment of DHSGs, showed viable economics for all cases at both USD $75/bbl and USD $100/bbl 2009 WTI oil prices. The technological constraints of deep heavy oil production may be removed by further development of DHSG technology including direct-fired, umbilical-supported downhole natural gas fired systems that can be operated without maintenance for long periods of time. DHSG technology development activities are presented and specific issues relating to previous unsuccessful efforts are discussed. Finally, a new generation of DHSG technology is introduced and key design and operating problems with proposed solutions are presented. The uniqueness of the downhole environment is discussed along with the special requirements imposed on a downhole combustion system as a result. Technical challenges include tool positioning and inaccessibility, installation and operational safety, pressure management, and flame stability & control. Advances from the aerospace industry are also discussed as they pertain to robust combustion system development and downhole tool design which help enable a broad range of operating pressures and flow rate turndown. The demonstrated potential for DHSG technology to create optimum steam and EOR gas mixes that are tailored for a given reservoir may provide the basis for a new generation of thermal in-situ EOR technology to unlock deep heavy oil resources as well as those in environmentally challenged locales such as offshore or under arctic or permafrost environments.

Evaluación de la influencia de los gases de combustión en procesos de inyección continua de vapor utilizando generadores de vapor en fondo

“…La combinación de vapor y gases de combustión modifica el perfil de inyección, ya que a medida que se disuelve y difunde el CO 2 en el crudo, el vapor tendrá un mayor radio de calentamiento. [3,11,12] Si el CO 2 no alcanza la PMM se comportará de forma inmiscible, al igual que el N 2 , que tiene presiones mínimas de miscibilidad elevadas (superiores a los 5.000psi [13]), En condiciones inmiscibles existe recuperación de aceite por hinchazón y vaporización limitada del gas; no obstante, el mecanismo predominante es de desplazamiento por empuje.…”

“…No obstante, es de vasto conocimiento la existencia de campos de crudo pesado con profundidades mayores que requieren de un proceso térmico que reduzca la viscosidad del aceite, como es el caso de Castilla, Quifa y Chichimene en Colombia [2], campos donde habrían altas pérdidas energéticas desde superficie hasta la cara del pozo si se implementara un método de recobro de este tipo con un generador convencional, razón por la cual se plantea el uso de generadores de vapor en fondo con el fin de reducir dichas pérdidas y poder producir el petróleo más fácilmente. Los primeros generadores de vapor en fondo fueron creados en la década de los setenta [3]; sin embargo, no fueron diseñados para estar dentro del pozo, sino que simplemente se incorporaron a una herramienta existente, razón por la cual presentaron ciertos problemas como corrosión de las líneas y la herramienta en sí misma [4]. Con el tiempo se han perfeccionado los diseños, llegando a tener mejores y más precisas herramientas.…”

“…El fin de la construcción de un modelo conceptual es el análisis y verificación del efecto de los gases de combustión mediante la simulación como herramienta de predicción. Según la USGS (United States Geological Survey) más del 96% del petróleo pesado en el mundo proviene de profundidades superiores a 2.500 pies (Clasificación de Klemme); además, la recuperación térmica del petróleo pesado que reside bajo permafrost, como es el caso de Ugnu en Alaska, requiere un método de inyección de vapor que no afecte adversamente la integridad de la capa congelada [3]. Por esta razón se han desarrollado técnicas y tecnologías que puedan ser aplicadas en dichos rangos de profundidad y ambiente, como lo es DSG (por sus siglas en inglés downhole steam generators).…”

“…589873 E -01 = m3 BTU x 1,055056 E + 00 = kJ°F (°F -32)/1,8 = °C ft x 3,048 E -01 = m in x 2,54 E + 00 = cm lbm x 4,535924 E -01 = kg psi x 6,894757 E -03 = MPa Bbl x 1,589873 E -01 = m 3 BTU x 1,055056 E + 00 = kJ Viscosidad del crudo con un generador de contacto indirecto: tiempo 2022 -01-01.…”