26 febrero 2008

Simulación Térmica y Evaluación Económica de Proyectos de Crudos Pesados (parte I)
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En vista del progresivo agotamiento de las reservas de crudos livianos en el mundo, día a día expertos en crudos pesados y extrapesados se encuentran ideando nuevas formas de recuperación de la importante porción de este tipo de crudo que se encuentra en el subsuelo y cuya extracción cada día se hace más necesaria. La aplicación de los métodos convencionales de recuperación de crudos pesados y extrapesado requiere de una fuerte inversión y es de vital importancia para la explotación de este tipo de crudos ya que presentan viscosidad muy alta y baja movilidad a la temperatura del yacimiento. Es, entonces, conveniente reducir la viscosidad del petróleo aumentando su temperatura.

Métodos tales como inyección de fluidos calientes, combustión in situ, VAPEX y THAI entre otros; son algunos de los métodos aplicados para la recuperación de crudos pesados. Sin embargo, en el presente trabajo se analiza en detalle un método de recuperación térmica alternativo que ya tiene antecedentes (Rangel-German et al., 2000), que consiste en el uso de la calefacción eléctrica proporcionada por cables minerales aislados (MI) y un nuevo arreglo de calentamiento de pozo.

El proceso de recuperación por calefacción eléctrica se basa en la reducción de la viscosidad del crudo local, que mejora la inyectividad / productividad del pozo. Al igual que en el modelado de cualquier método de recuperación térmica, la función viscosidad-temperatura precisa es esencial para la evaluación.

En esta metodología se mostró que el introducir calor a través de un cable eléctrico es una técnica alternativa viable y rentable, incluso para el marco de premisas económicas de proyectos costa fuera, que conllevan costos considerablemente superiores a los proyectos en tierra firme. La aplicación de calor desde el principio del proyecto y su continuación hasta su finalización, es el factor más importante para el éxito económico de este método.

Objetivos

Este trabajo presenta una metodología para evaluar proyectos de petróleo pesado utilizando la simulación térmica y la evaluación económica. Aunado a esto se estimará la mejora en la recuperación de petróleo que representaría aplicar el calentamiento eléctrico a los pozos de producción.

El entorno y la justificación

Muchos de los últimos descubrimientos de hidrocarburos en el Golfo de México son crudos pesados y extra-pesados. Además, dado el inminente declive de los campos de crudo ligero como Cantarell (El principal campo petrolero de México), parece que la mayor parte de la producción de petróleo en México, en el mediano plazo, procederá de las reservas de petróleo pesado. Es evidente la necesidad de analizar la viabilidad de métodos no convencionales de recuperación de hidrocarburos.

Actualmente, el balance de energía del mundo muestra un acelerado crecimiento de la demanda de fuentes de energía. Países como EE.UU., China, Rusia, la India y la UE consumen un gran porcentaje de la oferta mundial de energía. Debido al creciente déficit en la oferta, se han adoptado diferentes acciones en todo el mundo, buscando fuentes de energía no convencional, como las energías renovables, hidratos de metano, o la reactivación de los programas nucleares.

Todas las perspectivas energéticas indican que los combustibles fósiles seguirán siendo la principal fuente de energía. En ese sentido, los hidrocarburos juegan un gran papel en el desarrollo mundial. Con pocas excepciones, el planeta ha sido explorado exhaustivamente casi a un punto en que se tiene un buen estimado de los recursos prospectivos. En América del Norte, tanto los posibles recursos como las reservas muestran una tendencia de los crudos pesados tomando una mayor fracción del volumen total de petróleo en sitio. Lamentablemente, la tecnología para producir crudos pesadas y extrapesados es todavía limitado con respecto al reto de convertir estos recursos en reservas (hidrocarburos que pueden ser económicamente recuperadas). Muchos grandes reservorios de petróleo pesado no se incluyen en los portafolios de las empresas, debido a su "baja rentabilidad". Sin embargo, la rentabilidad de estos proyectos puede ser mejorado por medio de métodos no convencionales.

Algunos ejemplos de prolíficos yacimientos de petróleo pesado en el mundo existen en Canadá, Venezuela, China, Indonesia y la ex Unión Soviética. En los Estados Unidos, hay más de 125 MMM bbl (de 940 a 1000 kg/m3) en sitio. The North Slope de Alaska por sí solo tiene más de 15 MMbbl. Este hecho, obviamente, representa un proyecto muy atractivo para cualquiera de las empresas que podrían operar económicamente en esos campos con grandes reservorios.

Actualmente, el total mundial de recursos de petróleo se estima en 9 a 13 millones de millones de barriles, en donde el 15% procede de crudos pesados, el 25% proviene de petróleo extrapesado, y 30% de bitumen y arenas petrolíferas. Brasil, México, China, Rusia, y el Oriente Medio también tienen cantidades importantes de petróleo pesado. Algunos estiman que el petróleo pesado, representa más de la mitad de las reservas mundiales conocidas. Venezuela y Canadá tienen tanto petróleo como Arabia Saudita; y hay por lo menos 100 años de producción sólo desde los yacimientos de petróleo pesado que conocemos actualmente (Belani, 2006). En México, el total de reservas, probadas, probables y posibles de petróleo es de 33 mil millones de barriles de petróleo, donde un 56,8% son crudos pesados, y un 34,8% y 8,4%, son ligeros y superligeros respectivamente. Las reservas en México a finales de 2005 eran 11,8 millones de barriles de petróleo, donde el 64% se almacenan campos de crudo pesado. Estas cifras muestran que hay una necesidad urgente de acelerar el desarrollo de la tecnología para convertir crudos pesados y extrapesados de recursos a reservas, y finalmente producir de manera eficiente y con una buena ganancia.

Alcances y las restricciones de su aplicación

Los crudos pesados han sido producidos por la industria petrolera por muchos años. Varios métodos han sido utilizados desde los inicios de la producción de este tipo de crudo hasta la actualidad.

La inyección de fluidos calientes. En general, los fluidos inyectados son calentados en la superficie, aunque en ocasiones se han utilizado calentadores de pozos. Los fluidos van desde los más comunes tales como el agua (líquido y vapor) y aire; a otros, como el gas natural, el dióxido de carbono, gases de escape, e incluso solventes. La elección es controlada por los costos, los efectos esperados sobre la respuesta a la producción del crudo, y la disponibilidad de los fluidos. La relación de movilidad efectiva asociada con la inyección de un fluido caliente es muy desfavorables para los gases no condensables, por lo menos para la inyección de agua caliente, y la menos desfavorable (o incluso favorable) para gases condensables como el vapor de agua (Prats, 1986). En el caso de inyección de agua, el agua es filtrada, tratada para el control de la corrosión, calentada, y si es necesario, tratada para minimizar la hinchazón de arcillas en el yacimiento. El principal papel de la inyección de agua caliente es reducir la viscosidad del crudo y, por lo tanto, mejorar la eficiencia de desplazamiento más que la que se puede conseguir con una inyección de agua convencional (Prats, 1986).

Combustión In-Situ. El oxígeno es inyectado dentro de un yacimiento, el crudo en el yacimiento se enciende, y parte de ese crudo es quemado en la formación para generar calor. La inyección de aire es la manera más común de introducir oxígeno en un yacimiento. Considerando que el aire que se inyecta normalmente está a temperatura ambiente (excepto en los casos de compresión que se calienta), las líneas de superficie deben ser diseñadas como sería requerido para ajustarse a prácticas prudentes (Prats, 1986). El pozo cerca de la zona productora, o para el caso, de cualquier parte del pozo de inyección que pueden entrar en contacto con el oxígeno libre y combustibles (crudo), deben ser diseñados para los altos esfuerzos térmicos. Es probable que el crudo entre en el pozo por drenaje gravitacional donde el aire entra en la formación preferentemente sobre un corto segmento de un gran intervalo abierto con una permeabilidad vertical adecuada (Prats, 1986).

VAPEX. El proceso VAPEX (Extracción de vapor) por lo general usa un par de pozos horizontales uno encima del otro y también desplazados horizontalmente. Este proceso utiliza un solvente de hidrocarburo liviano en el rango de propano y butano (o alguna combinación de hidrocarburos livianos) inyectado en el pozo horizontal superior. El solvente se difunde en el petróleo pesado o bitúmen diluyéndolo y, al final, reduciendo su viscosidad para permitirle drenar por gravedad al pozo de producción horizontal inferior. Las condiciones de operación son controladas con el objetivo de mantener el solvente en la fase de vapor muy cercano a su presión de vapor para así aumentar al máximo los efectos de dilución del solvente. El solvente también puede tener efectos de remoción de asfalto sobre el crudo pesado o bitúmen dependiendo de la composición del solvente.

THAI. Se trata de un proceso de combustión que combina un pozo vertical de inyección de aire con un pozo horizontal de producción. Durante el proceso se crea un frente de combustión donde parte del petróleo en el yacimiento se quema, generando calor, lo que reduce la viscosidad del crudo permitiéndole que fluya por gravedad al pozo horizontal de producción. El frente de combustión barre el crudo desde la punta hasta la zona curva del pozo productor horizontal recuperando aproximadamente el 80% del petróleo original en sitio mientras mejora parcialmente el petróleo in-situ. El pozo de inyección vertical se coloca buzamiento arriba en el yacimiento y el horizontal está relativamente buzamiento abajo. Los gases calientes (principalmente nitrógeno, dióxido de carbono y vapor de agua) pasan a la zona de crudo frío delante de la zona de combustión a temperaturas entre 400 y 700 ° C. El coque es depositado en la base del yacimiento y en el frente de combustión. La zona móvil es donde el calor mejora el flujo de petróleo y gases hacia el pozo de producción horizontal. La tasa de producción de petróleo se estabiliza a un ritmo constante con el frente de combustión avanzando a velocidad constante.

SAGD. Este proceso utiliza dos pozos horizontales perforados aproximadamente con 5 m de separación (uno directamente encima de la otra) con el pozo más profundo bastante cercano del fondo del yacimiento. El vapor se inyecta en ambos pozos durante la fase de pre-calentamiento para establecer el flujo de fluidos y así la comunicación entre los dos pozos. Esto normalmente toma aproximadamente 3 meses. Una vez que se establece la comunicación, el pozo más profundo se convierte en un pozo productor y el vapor se inyecta continuamente en el pozo superior. El vapor calienta el crudo o bitúmen para reducir su viscosidad de forma que pueda ser drenado a través de la formación, del yacimiento al pozo de producción. Los pares de pozos son perforados con una separación de 75m a 200 m en función de la calidad y el espesor del yacimiento.

Calentamiento eléctrico. La inyección de vapor es la técnica de recuperación térmica más comúnmente utilizada, no puede ser técnicamente posible o económicamente inviable en situaciones como permahielo, formaciones profundas, arenas productoras delgadas, formaciones de baja permeabilidad. Otros métodos alternativos son necesarios para producir efectivamente esos crudos pesados y viscosos. La viscosidad de petróleo pesado y bitúmen es una fuerte función de la temperatura y disminuye drásticamente con aumento de la misma. Otros factores de control de la tasa de producción para un modelo establecido son la viscosidad del petróleo en sitio, el espesor del yacimiento, la permeabilidad y la porosidad. Para un espesor de yacimiento dado, permeabilidad, y porosidad; sin embargo, la eficacia de cualquier método de recuperación se basa en la reducción de la viscosidad del crudo (Rangel-German et al., 2000).

Referencias bibliográficas

Rangel-German, E.R.; Camacho-Romero, S.; Neri-Flores, U.; Theokritoff, W.: “Thermal Simulation and Economic Evaluation of Heavy-Oil Projects”, artículo SPE 104046 presented at the First International Oil Conference and Exhibition in Mexico held in Cancun, Mexico, 31 August–2 September 2006.

Breston J.: “Oil Recovery by Heat from In Situ Combustion”, artículo SPE 1087-G. Agosto, 1958.

Faroug Ali S.M: “Heavy Oil Recovery – Principles, Practicaly, Potential and Problems”, artículo SPE 4935 presented at the 1974 Rocky Mountain Regional Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME held in Billings, Mont., May 15-16, 1974.

Sahni, Akshay; Kumar, Mridul; Knapp, Richard B.: “Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs”, artículo SPE 62550 presented at the 2000 SPE/AAPG Western Regional Meeting held in Long Beach, California, 19-23 June 2000.

Xia T. X.; Greaves M.; Turta A. T.: “Injection Well – Producer Well Combinations in THAI ‘Toe-to-Heel Air Injection”, artículo SPE 75137 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002.
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