Tecnologías para la producción de crudo pesado

Al revisar los aspectos tecnológicos de la Faja Petrolífera del Orinoco, es posible distinguir tres etapas:

1) Ya conocido y aplicado con éxito en Costa Bolívar y otras zonas con este tipo de crudo, incluyendo la faja del Orinoco.

2) Actualmente se están aplicando por las compañías operacionales.

3) Las tecnologías emergentes.

Tecnologías conocidas

Inyección de vapor

La tecnología de mayor éxito, aplicado en la Costa Bolívar y las zonas tradicionales de crudo pesado de la zona oriental del país y en la Faja del Orinoco en sí, es una inyección de vapor de agua. Este proceso reduce la viscosidad del crudo la cual, por ser muy pesada, tiene una viscosidad alta que impide el movimiento del crudo a los pozos. El calor tiene un efecto muy poderoso el cual puede reducir la viscosidad en varios órdenes de magnitud, como el gráfico adjunto muestra típicamente.

Esta tecnología se aplica por dos principales métodos: la inyección cíclica y continua.

Inyección cíclica de vapor (también conocido como impregnación con vapor de agua, inyección de vapor alternado y la estimulación con vapor) es uno de los métodos de inyección de vapor más utilizado en la actualidad. Se basa en la popularidad de los resultados, es de fácil aplicación, baja inversión inicial y un rápido retorno. Los resultados del tratamiento son evidentes después de solo unas pocas semanas, el cual no es el caso con los tipos de métodos para el

desplazamiento, los cuales necesitan meses antes de que se note un incremento en la producción.

Ciclo de la inyección de vapor, básicamente, consiste en inyectar vapor de agua en un pozo de petróleo de dos a cuatro semanas, el cierre del pozo por un corto periodo (de tres a cinco días) y luego iniciar la producción. La siguiente figura es una representación esquemática de un proceso de inyección de vapor cíclica.

Una vez que el pozo este en producción, este produce a un ritmo mayor durante un período determinado, el cual , en el caso de la Costa Bolívar y en especial la tradicional zona oriental y la faja del Orinoco, puede ser tan larga como de dos y tres años. Más tarde, cuando los efectos térmicos empiezan a desaparecer, la tasa de producción declina a la original. Un segundo y tercer ciclo luego comienzan y así sucesivamente hasta que los efectos térmicos de la inyección son prácticamente nulos.

Este procesos han sido muy exitosos en los yacmientos de crudos en venezuela

La literatura técnica ha reportado casos de hasta 22 ciclos; en Venezuela hasta seis o siete ciclos se han reportado. La figura presenta las respuestas típicas del comportamiento de la producción en un proceso de inyección de vapor cíclica. Cabe señalar que la intensión de este proceso no es el de recuperan más crudo, o mejorar la recuperación, sino simplemente para acelerar la producción. Sin embargo, en algunos casos, como en Canadá donde las temperaturas son extremadamente bajas, los yacimientos no pueden producir sin un proceso de este tipo o un proceso térmico similar.

En contraste, la inyección de vapor continua se concibe para recuperar crudo adicional a la obtenida por los procesos primarios. Se trata de un proceso de desplazamiento y, como tal, más eficiente desde el punto de vista de la recuperación definitiva de la estimulación con vapor de agua. El vapor se inyecta continuamente a través de pozos verticales, los cuales producen petróleo a través de otros pozos verticales. Los pozos de inyección y producción se perforan en

grupos, como en la mayoría de los procesos de desplazamiento.

En este momento hay procesos de inyección de vapor continuo alrededor de todo el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente los proyectos de inyección cíclica, los cuales fueron convirtidos en inyección continua, en vista de mejores perspectivas de recuperación: 6.15% para cíclica frente a 40-50% para la continua. Inyección cíclica es usualmente usada antes de la continua a la presión mas baja en el depósito, porque el vapor de agua tiene un calor latente más alto a bajas temperaturas y es este calor que produce el efecto deseado. La inyección continua suele ejecutarse a presiones de entre 800 y 1.000 PSIA. La figura muestra este proceso en forma esquemática.

Además del efecto térmico, la presencia de la fase gaseosa (vapor) hace que la destilación de las fracciones ligeras del crudo las cuales son transportadas como componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa. Dado que esta fase es más móvil, las fracciones mas ligeras van antes de la producción de los más pesados. Asimismo, cuando el vapor se condensa, los hidrocarburos condensados hacen lo mismo para reducir la viscosidad del crudo en el frente de condensación, por lo que el resultado final es un proceso bastante más eficiente que una simple inyección de agua caliente. Además, la condensación de vapor induce un proceso de desplazamiento más eficiente y mejora la eficiencia de barrido. En resumen todos estos efectos se combinan y hacen que este proceso sea considerablemente más eficiente que la simple inyección de agua caliente o la inyección cíclica de si mismo.

En Venezuela, el proyecto M-6 fue implementado, lo cual se conoce internacionalmente como uno de los proyectos más representativos inyección de vapor continua. Para garantizar el éxito de este proceso, el depósito debe tener ciertas condiciones especiales. Como un resultado, cuando avanza la tecnología de pozos horizontales, el proceso fue modificado dando lugar a otros procesos innovadores que se describen más adelante.

Combustión en situ

Al igual que la inyección de vapor, este proceso apunta a los mismos efectos, es decir, la reducción de la viscosidad del crudo para hacerlo más móvil, pero la combustión tiene efectos colaterales que se describen a continuación.

La combustión in situ consiste en la inyección de aire en el yacimiento. Este aire, por medio de ignición espontánea o inducida, hace un frente de combustión que propaga el calor en el interior del yacimiento haciendo que la energía térmica generada produzca una serie de reacciones químicas como la oxidación, la desintegración catalítica, la destilación y polimerización, al mismo tiempo contribuye con otros mecanismos - como unidad de vapor, la vaporización y la reducción de la viscosidad para mover el petróleo de la zona de combustión para los pozos de producción.

Hay dos métodos conocidos para la combustión in situ: un método conocido como de combustión hacia adelante (convencional) ya que la zona de combustión se mueve en la misma dirección que el flujo de fluido, y otro conocido como de combustión inversa debido a que la combustión se mueve en dirección opuesta a la el flujo de fluido. En el primer caso, la variante de inyección de agua, alternativa o simultáneamente con el aire se puede agregar, causando combustión húmeda.

Aunque hacia adelante es más común que la combustión inversa, ambos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. En la combustión hacia adelante, los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en la misma dirección, es decir, desde el pozo de inyección a los pozos productores. Durante este proceso, varias zonas perfectamente distinguibles se forman en el interior del yacimiento. Estas áreas son causadas por las altas temperaturas generadas en el interior del medio poroso, que superan los 1000 ° C.

Aparte de la combustión de gases, el coque es producido a partir de la parte más pesada del crudo y se utiliza como combustible en el proceso. Al final del proceso, el depósito se deja limpio y el crudo ha producido una mejora de la gravedad API

Este proceso también tiene sus limitaciones en el método clásico de pozos horizontales por lo que no ha sido ampliamente aplicada. En Venezuela se

llevaron a cabo algunos proyectos, tales como Miga y melones, pero las limitaciones y los riesgos de seguridad ayudan a las iniciativas. Sin embargo, la llegada de los pozos horizontales ha abierto nuevas posibilidades para este proceso y lo puso en la agenda.

Tecnologías actuales en la faja del Orinoco.

La tecnología térmica no se aplica actualmente en las operaciones de producción en la Faja del Orinoco. Para 10% de recuperación de POES, que debía originalmente para cumplir con las condiciones contractuales, la aplicación de la tecnología de pozos horizontales, ahora lo suficientemente avanzada y probada, proporciona un mejor rendimiento. No nos referimos a la mejora de tecnología en superficie, sino a la producción. La aplicación de un pozo horizontal se combina con la aplicación de las tecnologías de perforación, terminación y producción, todas ellas muy innovadoras y comerciales. Estos se comentan en otra sección

La tecnología de pozos horizontales ha progresado rápidamente. Ahora no sólo los pozos horizontales estrictamente siguen el cauce de la formación geológica que puede ser perforada, sino una serie de accesorios que han sido agregados los cuales permiten que la perforación de casi cualquier arquitectura bien en este tipo de arenas consolidadas. Petrozuata, rebautizada como Petroanzoátegui, fue quizás el pionero en la perforación de estos “Extraños” pozos ese momento.

Sin embargo, como se ha mencionado, esta tecnología no ayuda a aumentar el factor de recuperación. Para aumentar este factor, de acuerdo con el objetivo de PDVSA y los negocios de hoy las mejores prácticas, las tecnologías más avanzadas tendrán que ser introducidas, muchas de las cuales están actualmente en uso en otros países.

Las tecnologías emergentes.

Todas las tecnologías que aquí se presenta puede ser considerado como EOR (recuperación mejorada de petróleo). Se trata de un comentario a abajo, aunque cabe señalar que la inyección continua de vapor y de combustión in situ son también en estas categorías pero se trataron con anterioridad debido a que son probados y tecnologías aplicadas que, de hecho, pronto será superada por las nuevas tecnologías. Algunas de las tecnologías descritas a continuación han estado en uso durante varios años en otros países.

SAGD la tecnología.

Tal vez la más madura de todas las tecnologías que lleguen a la vista en un futuro próximo para el Bel Orinoco es SAGD (Steam drenaje por gravedad asistido). Esta es una combinación de la inyección continua de vapor y las tecnologías de pozos horizontales, que ha sido ampliamente estudiado. Este proceso innovador y prometedor corrents las desventajas de los pobres de exploración en yacimientos heterogéneos, típica de la inyección continua de vapor con pozos verticales.Su diseño ideal consiste en la perforación de dos pozos horizontales, uno encima del otro paralelo, vertical y unos pies o metros. El vapor de agua se inyecta a través de la parte superior y con la idea de formar una cámara de gas caliente para que el contacto a través de las paredes laterales caliente el crudo y reduce la viscosidad. El crudo a continuación, puede moverse por gravedad hacia el pozo inferior, que actúa como productor. Una morrena glacial importante de este método es que tiene hasta un 80% la eficiencia de barrido. En este caso heterogeneidades embalse no son tan importantes porque la proximidad de los pozos minimiza su influencia. Se debe tener cuidado de no inyectar tasas excesivamente altas del equipo, lo que no permitiría de la gravedad para llevar a cabo su función y simplemente recircular el vapor de agua entre el inyector y el productor, de modo que la aplicación de este proceso requiere un estudio cuidadoso antes.

En Canadá, este proceso está siendo introducido comercialmente. En Venezuela algunas pruebas se han realizado en Lagunillas. Ambas experiencias indican que SAGD será una de las tecnologías que se introduzcan en la Faja del Orinoco.La tecnología acompaña a SAGD es HASD (horizontal alternativa de vapor de unidad), que consiste en un par de pozos horizontales perforados de lado a lado en el mismo nivel ya una distancia depende de cada caso. El vapor se inyecta a través de un pozo que empuja y se calienta el aceite en la otra. Después de unos meses, la función de los pozos se invierte, la inyección por inyector. Laboratorio y la simulación de prueba de que este método puede recuperar hasta un 50-60% del crudo, pero todo depende de la distancia entre el pozo y las heterogeneidades del medio. Este método es más apropiado para la arena fina, mientras que SAGD es más beneficioso en las arenas gruesas. Sincor (Petrocedeño) estaba considerando seriamente estas tecnologías para aumentar su factor de recuperación global de 20-25% del POES.

Vapex tecnología.

El VAPEX (extracción de vapor o los gases de extracción de Pentecostés) la tecnología ha sido ampliamente estudiado, aunque todavía no es comercial. Su diseño es similar a la tuerca de la tecnología SAGD en lugar de la inyección de vapor de agua, se utilizan disolventes (generalmente butano y propano, aunque

los experimentos se han hecho con otros), a veces acompañadas de vapor de agua, con el fin de reducir la viscosidad del crudo, separar la fracciones más ligeras, lo que produce un crudo con la mejora de la gravedad API. El costo de operación y completar los requisitos de energía de VAPEX son inferiores a los de los procesos de recuperación térmica, como SAGD e inyección de vapor. Esta ventaja ha atraído la atención y ha ganado importancia en el crudo pesado de la industria arenas, por lo que es una tecnología con gran potencial para la aplicación con éxito, incluso en el depósito. Sin embargo, los disolventes inyectados son costosos por lo que si un alto porcentaje no se recupera con el crudo producido, el coste del proceso puede aumentar considerablemente. Estimaciones de los investigadores que una proporción de 0,13 a 0,3 m3 de crudo está cerca de la relación óptima.

El aspecto prometedor de este proceso ha llevado a muchos investigadores a buscar las variaciones favorables que podrían hacer aún más atractivo, por lo que ahora hay ahora ESSAGD (AMPLIACIÓN DE SOLVENTE SAGD) y SAP (solvente Asistido por Procesos) unos a otros.El efecto colateral es ambivalente que los solventes inducir la precipitación de asfaltenos en la formación rocosa. Esto crea el efecto favorable que el crudo producido es de mejor calidad, como ya se mencionó, y que los asfaltenos se queda en el depósito, lo que evita los problemas ambientales. Pero como efecto negativo, puede bloquear las arenas y evitar la movilidad del crudo. Sin embargo, la Faja del Orinoco es muy permeable y este efecto negativo no será probablemente importante.

THAI tecnología.

Otro proceso térmico es tailandés (dedo del pie-a-talón de inyección de aire). el proceso de THAI fue inventado hace unos 15-16 años. La idea es explotar un pozo horizontal de tecnología, pero ahora la integración con la combustión in situ. El diseño consiste en un pozo vertical a través del cual se inyecta aire, que se encuentra por encima de la punta de un pozo horizontal perforado por debajo de ella, que lleva el crudo producido a su infierno. Inyección de aire facilita la ignición de un frente combustión, pero el delantero no tiene que moverse a lo largo de toda la longitud del embalse para empujar el crudo menos viscoso y más ligero. Este crudo es casi de inmediato empujó al productor también. La figura adjunta muestra el diseño en forma esquemática.

El proceso de THAI mantiene todos los efectos de la combustión in situ con la ventaja añadida de que la exploración ahora es sustancialmente mejor que en los pozos verticales solamente. La razón es básicamente la misma que en el caso de SADG: heterogeneidades ahora juega casi ningún papel. Pero el cuidado debe tenerse con la cantidad de aire inyectado porque un efecto que se pretende importante es que el aire y gases de combustión se mantienen en el depósito en la parte superior de la arena, lo cual ocurre de manera natural por el efecto de la gravitación. Cuando el crudo es muy viscoso e inmóvil, la punta del pozo horizontal suele ser precalentado a establecer comunicación entre el robot de los pozos.

Aquí, como en el caso de la combustión in situ, es el coque que se quema por lo que el crudo producido tiene un mayor gravedad API del crudo que el original.

Algunos ven este proceso como más ventajoso que SAGD, ya que no requiere de generadores de vapor o agua para producir el vapor de agua, gas o combustible para operar los generadores. Sin embargo, cierto escepticismo sobre el riesgo del proceso de combustión en sí todavía no se ha superado, junto con la dificultad de controlar ciertos elementos técnicos tales como el frente de combustión, las altas temperaturas y las tasas de inyección

CHOPS tecnología.

CHOPS de tecnología (producción de petróleo pesado en frío con arena) consiste en la producción deliberada de arena en los pozos productores de petróleo a lo largo de su vida productiva, que separa desde el aceite en una etapa leter en la superficie. Esta técnica se utiliza en yacimientos con arenas superficiales no consolidados de la baja productividad que contienen crudo de alta viscosidad.El principal objetivo de la técnica es aumentar la producción de petróleo mediante el aumento de la capacidad de flujo alrededor del pozo. Esto se logra por la producción deliberada de arena, lo que crea agujeros de gusano y una zona de fracturas alrededor del pozo, inmediatamente se convierte en un excelente productor; el contraste del pozo completado convencional normalmente se llena de arena, no mucho después de la producción, lo que reduce drásticamente su producción.

El proceso fue descubierto empíricamente cuando los operadores que trabajan en Canadá descubrió que permitir que pequeñas cantidades de arena para entrar en el bien con el petróleo aumentaron las tasas de producción, y que los esfuerzos por excluir a la arena por lo general dirigidos a la pérdida total del pozo. Con el tiempo la técnica ha mejorado el logro de una separación efectiva y económica más de la arena y el agua del aceite por segregación gravitacional en tanques verticales. La arena se extrae para pavimentar las calles.CHULETAS se ha desarrollado rápidamente, la incorporación de métodos nuevos y más eficaces de intervención, la terminación y la separación, y, en consecuencia, mayores beneficios. Es un proceso de bajo costo que lo convierte en un método de producción primaria muy atractivo. La única limitación para incrementar la producción por el método CHULETAS parece ser la falta de capacidad para almacenar la arena. El proceso es ampliamente utilizado en Canadá, Indonesia y China. Debido a las características de la arena de la arena en la Faja del Orinoco, parece fácilmente aplicable para mejorar las tasas de frío de los pozos, y Petrocedeño (antes Sincor) está a punto de probar el proceso en esta área de trabajo.

In situ de actualización de la tecnología.

Estas acciones tecnológicas de los beneficios y desventajas fundamentales del proceso de VAPEX. Como prueba hasta el momento, consisten en la utilización de un pozo para inyectar una fracción de disolvente o de refinería, para que los

asfaltenos presentes en el precipitado de crudo pesado en el depósito. Después de un cierto período de la inyección, que puede tomar algunas semanas, como en la inyección cíclica de vapor, el pozo INICIA para producir. El crudo producido ahora con una mucho mayor gravedad API que la normal 8-9 º de petróleo extrapesado. Se puede comenzar con una gravedad de 30 º API y continuar con crudos de menores gravedades hasta que el efecto del disolvente desaparece.

La idea, por lo tanto, es la producción de crudo mejorado en el depósito. Esto ofrece dos años más de Advant mejora en las instalaciones de superficie: en primer lugar, no es necesario invertir las sumas enormes de dinero exigible por los procesos de superficie, en segundo lugar, los subproductos no deseados de la modernización - como asfaltenos, coque, etc-permanecen en el depósito, evitando así el deterioro del medio ambiente que podría causar su depósito en la superficie. También en este caso, como en VAPEX, el efecto negativo podría ser la obstrucción de las arenas, lo que impediría el movimiento del crudo y la mejora. Sin embargo la prueba ha demostrado que en la Faja del Orinoco, porque la arena tiene una permeabilidad de darcies varias docenas, la obstrucción no reduce significativamente la movilidad del crudo mejorado. El proceso incluye el reciclaje de los disolventes. Esto es extremadamente importante para su viabilidad económica. Al parecer, la cantidad de disolvente pierde en cada ciclo no es grande, con la recuperación de hasta el 90%. Otro aspecto es la duración del efecto de la actualización. Hasta ahora no se hace la prueba conocida sido muy prometedores, por lo que este aspecto debe ser investigado más a fondo para mantener la viabilidad del proceso.

Explotación de minas y otros.

La minería se utiliza en Canadá, donde una gran parte del betún, especialmente en la provincia de Alberta, es poco profundo en depósitos de petróleo de arena. Este arenas petrolíferas se extraen a la superficie y luego procesadas para separar el betún de la arena. Tres importantes proyectos de extracción de arena del petróleo son actualmente productores de petróleo en Alberta. Otras tecnologías que aparecen en las publicaciones - tales como PPT, CAPRI, etc-parecen más a largo plazo y tal vez menos VENTAJOSA de las descritas, pero la tecnología sigue avanzando y hoy desde luego no en el método de 15-20 años previstos se han aparecido lo que podría elevar aún más el acceso ya un 20-25% de estas tecnologías es la mejora sustancial de la viabilidad económica de los proyectos, como lo sugiere el siguiente cuadro, que muestra la reducción de los costes de producción en la Faja del Orinoco después de su utilización en las operaciones.