La aplicación de tecnología para desarrollar yacimientos de crudo p

Existen diferentes métodos para mejorar la extracción de crudo pesado y Chevron ha implementado soluciones creativas mediante el desarrollo de innovaciones tecnológicas.

Edward Hanzlik*

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. Asimismo, la productividad de estos 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 se muestran en la Figura 1. Se debe considerar la cadena de valor completa desde el campo productor hasta la transportación, la comercialización, el mejoramiento y 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 constantemente. 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 cual sea la opción de desarrollo que se escoja. Un buen conocimiento geológico es 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, por lo que los laboratorios donde éstas 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. Generalmente éste 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 1.3 miles de 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 3,500 pies (1,070 metros), una presión inicial de 1,220 psi y una viscosidad mayor a 1,000 cP ⁽¹⁾. El desarrollo inicial del campo, a principios de la década de los ochentas, 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 los noventas. Como consecuencia de la utilización de terminaciones horizontales de 1,500 pies (460 metros), se obtuvo una productividad de pozo mayor a 1,000 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%⁽²⁾ 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, tal como se muestra en la Figura 2. 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 del 30% y 7 Darcies de permeabilidad. El campo ha mantenido una producción estable de 50,000 a 60,000 barriles por día a través del 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, tales como las arenas bituminosas en Athabasca, Canadá, este método puede ser utilizado donde 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. Tal como se muestra en la Figura 3, 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.

La Figura 4 muestra la historia de la producción del campo Kern River en California. 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 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

? En el subsuelo

? Monitoreo efectivo de la producción, y

? Monitoreo efectivo del calor y la saturación en el yacimiento.

Generación eficiente de vapor

El vapor se produce usando generadores de vapor convencionales de un paso o mediante instalaciones de cogeneración que producen vapor y energía eléctrica. En el Valle de San Joaquín en California, 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. Los parámetros críticos, tales 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 son registrados. 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) Este 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. Hay cuatro problemas interrelacionados que se asocian con ésta 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 preferido para el control y medición del flujo de vapor es a través de estranguladores de orificio fijo en flujo crítico. El desempeño de éstos se basa en las ecuaciones desarrolladas en los laboratorios de flujo de vapor de Chevron y verificadas bajo 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 en simultáneo para el flujo y la calidad de vapor. La instrumentación de medición (Figura 5) es simple, compacta y de bajo costo. Puede ser operada mediante el uso de paneles solares como fuente de poder 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? (Figura 6). Éste dispositivo suministra el vapor, a una calidad especifica, 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 es que se quiere alcanzar una recuperación y un desempeño económico optimo de inyección de vapor en arenas múltiples. Se han desarrollado las herramientas de pozo para controlar la distribución de calor y el desempeño del campo (Figura 7) ha 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 2,500 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 8,000 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 áreas 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 aceites muy pesados, si existen condiciones en el yacimiento que lo permitan.

? La inyección de agua y mantenimiento de presión puede ser aplicable en algunos tipos de aceites 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 la recuperación primaria e inyección de agua en yacimientos de aceite pesado.

l La aplicación efectiva de innovaciones tecnológicas en operaciones de recuperación mejorada por inyección de vapor provee beneficios económicos significativos.

Pies de nota:

⁽¹⁾ De Mirabal, M., et al.: “Integrated Study for the Characterization and Development of the MFB-53 Reservoir, North Hamaca-Orinoco Belt, Venezuela.” SPE 36095, IV LACPEC. Trinidad and Tobago, 23-26 April 1996.
⁽²⁾ Kumar, M., et al.: “High-Mobility-Ratio-Waterflood Performance Prediction: Challenges and New Insights.” SPE 97671, International Improved oil Recovery Conference in Asia Pacific, Kuala Lumpur, 5-6 December 2005.

*Consultor de Ingeniería Petrolera,Chevron Energy Technology Company