por Edward Hanzlik

El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo. Las pruebas de laboratorio brindan información acerca de los atributos termodinámicos y físicos de las reservas de crudo pesado de una compañía. Sin embargo, el equipo de laboratorio debe ser capaz de recrear condiciones de presión, volumen y temperatura representativas del subsuelo durante la recuperación. Versión ampliada del artículo publicado en la edición impresa.

Nota de la Redacción: A medida que disminuye el suministro global de crudos livianos y medianos, los depósitos de crudos pesados cobran importancia, y las compañías petroleras inevitablemente comienzan a considerar los costos y la logística para desarrollar esos campos. Los países andinos poseen una porción muy importante de los yacimientos mundiales de crudos pesados. Estos ya se explotan exitosamente en la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela, y Colombia en particular viene promocionando activamente la oportunidad de hacerlo.

El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los mejores métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo. Las pruebas de laboratorio de las muestras de fluido brindan valiosa información acerca de las propiedades termodinámicas y físicas de las reservas de crudo pesado de una compañía. Sin embargo, el equipo de laboratorio debe ser capaz de recrear condiciones de presión, volumen y temperatura representativas del ambiente del subsuelo durante la recuperación. En el caso de los crudos pesados, esto podría involucrar presiones y temperaturas elevadas relacionadas con procesos de recuperación, como la inyección de vapor.

El presente artículo, de un experto consultor de Chevron, destaca las generalidades técnicas de los principales métodos de producción de crudos pesados y extrapesados.

El petróleo pesado se define como un aceite que tiene una viscosidad de petróleo muerto (dead oil viscosity), a la temperatura original del yacimiento, mayor a 100 centipoise (cP), o (a falta de datos de viscosidad) una gravedad API menor a 22,3°. Cotiza a un menor precio que los crudos livianos, especialmente cuando presenta un alto contenido de azufre y metales pesados. Así mismo, la productividad de los pozos es menor y puede dificultar el transporte para su comercialización. Por lo tanto, la explotación exitosa del petróleo pesado requiere planeación y ejecución cuidadosas.

Los elementos clave para una operación exitosa con crudo pesado son varios. Se debe considerar la cadena de valor completa desde el campo productor hasta el transporte, la comercialización, el mejoramiento y la refinación de este petróleo. Para lograr una recuperación óptima y éxito económico, el operador debe tener la experiencia organizacional y la capacidad para implementar y dirigir la operación eficientemente, además de mejorar y optimizar las operaciones de manera constante. Todas estas tareas deben ser dirigidas en una forma tal que cumplan con los estándares y expectativas ambientales.

Una caracterización fidedigna de los recursos de crudo pesado es vital, sin importar la opción de desarrollo que se escoja. Un buen conocimiento geológico resulta esencial. Tratándose de petróleo pesado se deben estimar cuidadosamente los parámetros importantes de roca y roca/fluido, que afectan la productividad –especialmente la viscosidad del petróleo y su permeabilidad relativa–. Las mediciones adecuadas son difíciles y por ello los laboratorios donde estas se lleven a cabo deben tener experiencia con crudos pesados y deben ser seleccionados meticulosamente.

Recuperación primaria

La recuperación primaria se puede aplicar para petróleo de gravedad API muy baja. Por lo general, es el método preferido, si resulta económico. Los factores clave para tener una producción primaria exitosa son la energía del reservorio (presión del reservorio y cantidad de gas disuelto) y la movilidad del petróleo (permeabilidad/viscosidad del aceite). Un ejemplo de producción primaria exitosa es el campo gigante Boscán en la región occidental de Venezuela. Este campo ha producido más de 1300 millones de barriles de petróleo de 10 °API en más de 50 años de operación.

La aplicación de tecnología moderna ha incrementado las opciones para la producción primaria de crudos pesados. Un ejemplo es el campo Bare, localizado en la región del Orinoco en Venezuela. El yacimiento principal contiene petróleo de 9 °API, tiene una profundidad de 3500 pies (1070 metros), una presión inicial de 1220 psi y una viscosidad mayor a 1000 cP. El desarrollo inicial del campo, a principios de la década de 1980, se basaba en pozos verticales. Para alcanzar la productividad deseada del pozo se usó estimulación cíclica con vapor. La tecnología de pozos horizontales se probó en Bare a mediados de la década de 1990. Como consecuencia de la utilización de terminaciones horizontales de 1500 pies (460 metros), se obtuvo una productividad de pozo mayor a 1000 barriles por día. Esto cambió por completo los planes de desarrollo del campo y demostró la factibilidad de utilizar pozos horizontales y producción primaria para el desarrollo inicial de cuatro proyectos integrados de producción/mejoramiento en el Orinoco. La capacidad productiva total de estos proyectos es de aproximadamente 600.000 barriles de aceite por día.

Inyección de agua y, o, mantenimiento de presión

La inyección de agua puede ser aplicada en algunos yacimientos de crudo pesado donde los procesos de recuperación mejorada de petróleo no son técnica o económicamente posibles. Sin embargo, la inyección de agua para la extracción de crudo pesado mejora marginalmente la recuperación final (de 2% a 20%, con respecto a la recuperación primaria) en comparación con la recuperación mejorada. Para considerar su aplicación, los factores clave son la viscosidad del crudo, la heterogeneidad de la permeabilidad, así como la continuidad de estratos de alta permeabilidad dentro del yacimiento. La viscosidad afecta fuertemente el escape de burbujas de agua (water fingering) por causa de inestabilidades viscosas y, a su vez, la recuperación final. De forma similar, si un yacimiento tiene un alto grado de variación en la permeabilidad, así como continuidad de estratos de alta permeabilidad entre pozos, la recuperación será afectada de forma adversa y la inyección de agua podría no ser factible.

Buena parte de la recuperación de petróleo ocurre con altos porcentajes de corte de agua. Sin embargo, la inyección de agua puede ayudar a mantener la productividad del pozo y los resultados pueden ser impresionantes si se presentan condiciones favorables en el yacimiento. Un ejemplo es el campo Captain que opera Chevron en el mar del Norte. El petróleo en Captain tiene 20 °API con una viscosidad de petróleo vivo (live oil viscosity) de 88 cP. El campo Captain tiene un yacimiento con arenas de alta calidad con una porosidad de 30% y 7 Darcies de permeabilidad. El campo ha mantenido una producción estable de 50.000 a 60.000 barriles por día mediante el uso de inyección de agua y un cuidadoso manejo del reservorio. El factor de recuperación actual es mayor a 20% y se espera que la recuperación final sea de 30%.

Recuperación mejorada de petróleo: inyección de vapor

Las técnicas de recuperación mejorada pueden aumentar significativamente la recuperación final. En algunos casos, como las arenas bituminosas en Athabasca, Canadá, este método puede ser utilizado cuando la producción primaria no es factible. Sin embargo, la recuperación mejorada involucra inversiones y gastos operativos muy superiores a los requeridos por la producción primaria o la inyección de agua.

El proceso de inyección de vapor es una de las técnicas dominantes en la recuperación mejorada de la extracción de petróleo pesado. Por lo tanto, la discusión en este trabajo se concentrará en la recuperación mejorada por inyección de vapor. Así, la historia de la producción del campo Kern River, en California, muestra que el impacto de la inyección de vapor sobre la producción de este campo ha sido dramático. El pico de producción con inyección de vapor fue de aproximadamente 120.000 barriles por día –tres veces la producción máxima alcanzada mediante recuperación primaria–.
Hay cuatro factores clave para una operación efectiva y eficiente de recuperación mejorada:

• Generación eficiente de vapor.
• Distribución efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo.
• Monitoreo efectivo de la producción.
• Monitoreo efectivo del calor y la saturación en el yacimiento.

Generación eficiente de vapor

El vapor se produce por medio de generadores de vapor convencionales de un paso o mediante instalaciones de cogeneración, que producen vapor y energía eléctrica. Por ejemplo, en el Valle de San Joaquín de California la empresa Chevron cuenta con un centro de control completamente integrado para los generadores de vapor, el cual monitorea todas las operaciones de los generadores de vapor convencionales. Parámetros críticos, como el flujo de gas combustible y aire para la combustión, el exceso de oxígeno y la calidad del vapor son constantemente medidos y controlados; así mismo, todos los datos se registran. Los generadores de vapor tienen una configuración altamente eficiente con recirculación de gases de escape y con quemadores de combustión escalonados para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno.

Distribución efectiva de vapor

El vapor que se inyecta en los campos petroleros es saturado (húmedo) y tiene dos fases –líquido y vapor–, lo que lo hace difícil de medir y controlar. Además, los sistemas de distribución de vapor regularmente lo suministran a cientos de pozos de inyección. Cuatro problemas interrelacionados se asocian con esta distribución.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, tanto en la superficie como en el subsuelo, y la calidad del vapor (cociente de masa de fase vapor sobre fase líquida) también debe ser medida y controlada conforme el vapor se distribuye a través del campo. A lo largo de muchos años, Chevron ha desarrollado y optimizado económicamente soluciones para este tipo de problemas.

El método de estranguladores de orificio fijo en flujo crítico es el preferido para el control y medición del flujo de vapor. Su desempeño se basa en las ecuaciones desarrolladas en los laboratorios de flujo de vapor de Chevron, verificadas en condiciones de campo. La medición de la calidad de vapor en el cabezal de pozo se realiza combinando una placa de orificio y un estrangulador fijo. Las ecuaciones para la combinación de placa y estrangulador se resuelven simultáneamente para el flujo y la calidad de vapor. La instrumentación de medición es simple, compacta y de bajo costo. Puede ser operada mediante el uso de paneles solares como fuente de energía y movilizada fácilmente de pozo a pozo por una persona.

El control de la calidad de vapor en sistemas de distribución superficiales complejos se realiza mediante un dispositivo, desarrollado por Chevron, denominado Splitigator. Este dispositivo suministra el vapor, de una calidad específica, a los ramales del sistema de distribución y que se coloca en las interconexiones de dicho sistema. De esta manera, el dispositivo impactará el desempeño del yacimiento e influirá de forma positiva en la economía del proyecto.

Ahora, considerando el subsuelo, la distribución apropiada de vapor a las zonas individuales es importante si se quiere alcanzar una recuperación y un desempeño económico óptimo de inyección de vapor en arenas múltiples. Se han desarrollado herramientas de pozo para controlar la distribución de calor y el desempeño del campo y se han demostrado los beneficios de una distribución apropiada del mismo.

Monitoreo efectivo de la producción

La optimización de procesos costosos de recuperación mejorada demanda un excelente monitoreo de producción. Chevron lleva a cabo aproximadamente 2500 pruebas en pozos productivos al día para sus operaciones térmicas en California. Estos datos son utilizados para optimizar el tiempo de las operaciones de remediación en los pozos y analizar el desempeño del yacimiento.

Monitoreo en el yacimiento

En el campo Kern River, Chevron tiene aproximadamente 8000 pozos activos y 660 pozos de observación. La identificación del vapor, la saturación de crudo y los registros de temperatura provenientes de pozos de observación se utilizan para desarrollar geomodelos de variaciones temporales de saturación de petróleo y temperatura. Esta información se utiliza posteriormente para identificar las áreas que necesitan vapor adicional o las que han alcanzado un estado de maduración de la inyección de vapor. En otros campos, donde resulta apropiado, se han utilizado métodos de monitoreo indirecto. Estos incluyen medidores de inclinación, sensores remotos por satélite y monitoreo de sísmica 4D.

Conclusiones

* La recuperación primaria puede ser una opción, incluso para crudos muy pesados, si en el yacimiento existen condiciones que lo permitan.
* La inyección de agua y el mantenimiento de presión puede ser aplicable en algunos tipos de crudos pesados menos viscosos, pero la mayor parte de la recuperación ocurre con altos cortes de agua y el incremento en la recuperación es usualmente marginal en comparación con la recuperación mejorada con vapor.
* Las innovaciones tecnológicas han incrementado las aplicaciones de recuperación primaria e inyección de agua en yacimientos de crudo pesado.
* La aplicación efectiva de innovaciones tecnológicas en operaciones de recuperación mejorada por inyección de vapor provee beneficios económicos significativos.

PETROLEO INTERNACIONAL

Anuncios