Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo pesado

Edward Hanzlik, Septiembre 2009

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%.

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Medidores de flujo V-Cone

Proporciona un perfil de flujo estable
Hemet, CA, Estados Unidos, 06 agosto 2009

El medidor de flujo V-Cone, de McCrometer, ofrece mediciones de flujo por diferencial de presión con el condicionamiento de flujo incorporado, que reduce los requerimientos de tubería recta aguas arriba/aguas abajo hasta en 70%.
Los efectos de la turbulencia y otros disturbios de tubería causados por válvulas o codos cercanos afectan el desempeño del medidor de flujo, reduciendo negativamente la precisión y repetitividad de las mediciones. La mayoría de las instalaciones para medidores de flujo requieren de 10 a 40 diámetros de tubería recta aguas arriba, y cinco o más diámetros de tubería recta aguas abajo para suavizar el perfil de flujo del líquido antes de efectuar la medición. Con el condicionamiento de flujo incorporado, este sólo requiere de 0 a 3 diámetros de tubería recta aguas arriba y de 0 a 1 diámetros de tubería recta aguas abajo para operar correctamente y mantener la precisión.

El diseño del V-Cone, que proporciona un perfil de flujo extremadamente estable, ofrece una precisión de +0,5% y repetitividad de +0,1% a lo largo de toda la gama. El V-Cone es ideal para aplicaciones de FPSO de medición de líquido, vapor o gas y la línea de apoyo en los tamaños de 0,5” a 120”.

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Medidor de flujo para refinerías de gas/petróleo mar adentro

Viene con un transmisor de microprocesador programable.

San Marcos, CA, Estados Unidos, 06 agosto 2009

Los operadores de plataformas de producción mar adentro y los ingenieros de procesos de plataformas de petróleo y gas cuentan ahora con una solución para la medición de los gases de desperdicio en la combustión de hidrocarburos.
El medidor de gas de desperdicio GF90 de Fluid Components International (FCI) resuelve el problema de la medición de gases peligrosos, explosivos y gases tóxicos que a menudo fluyen a niveles extremadamente bajos e inconstantes.
Los gases de desecho de combustión de hidrocarburos son difíciles de medir debido a su flujo variable causado por diferentes procesos de producción y refinación. Con su elemento de sensado térmico, altamente sensible, y su microprocesador inteligente, que permite múltiples configuraciones de calibración, el GF90 entrega una medición de flujo precisa.

El elemento de sensado está diseñado y construido de acero inoxidable 316 y soldadura de níquel. También puede especificarse en aleaciones resistentes a la corrosión y a la abrasión, incluidos hastelloy y monel para los ambientes de trabajo más agresivos.
El GF90 viene estándar con un transmisor de microprocesador programable. El transmisor puede guardar hasta tres configuraciones de calibración.

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Válvula de bola de media presión

Mantienen la presión nominal a lo largo de todo el rango de temperatura

Solon, OH, Estados Unidos, 10 junio 2009.

Diseñadas para un mejorado ciclo de vida, la serie de válvulas de bola de media presión, FKB de Swagelok, proveen un sello a prueba de fugas para aplicaciones hasta de 15 000 psig (1034 bar). La válvula de bola de estilo trunnion presenta el diseño de carga directa, pendiente de registro, que entrega un sello más consistente a través de un rango completo de presiones. Los sellos innovadores del vástago y de los extremos previenen fugas por la carcasa y entregan un ciclo de vida robusto, incluso en condiciones exigentes. La presentación de esta válvula de bola completa la línea de la compañía en su gama de productos de media presión, incluidos acoples de tubería con manómetros, adaptadores y tubería sin costuras, que satisfacen los requerimientos de operación de mayor presión en la industria de gas y petróleo.

El diseño de la bomba ofrece un sello consistente a través de un rango completo de presiones de hasta 15 000 psig.
Las válvulas de bola de media presión de Swagelok brindan una operación confiable para cumplir con los requerimientos de desempeño de aplicaciones offshore comunes, como paneles de control de la cabeza de pozos, paneles de inyección química, paneles de workover de pozo y sistemas de control. Un diseño de carga inferior del vástago elimina la sobrepresión del sistema para una operación más segura del personal encargado. Mantener la integridad del sello de la válvula resulta crítico en aplicaciones en donde se requiere un cierre de emergencia positivo.
La actuación de bajo torque de la válvula elimina la necesidad de métodos y accesorios de asistencia en la operación manual de la misma. Si se requiere una actuación neumática, las válvulas están disponibles con actuadores que cumplen la norma ISO-5211. Una manija regulable provee flexibilidad para la acomodación en el panel, al reducir el espacio libre necesario y que se cruza con otros componentes.

Las válvulas de bola de media presión Swagelok presentan un orificio de 0.209 pulgadas (5,3 mm), cuerpo de construcción de acero inoxidable, y sellos de asiento Peek reforzado. Las válvulas están certificadas para un rango de operación de 0 °F a 250 °F (-17 °C a 121 °C) y mantienen la presión nominal a lo largo de todo el rango de temperatura. Múltiples materiales para los O-rings están disponibles, incluidos nitrilo, fluorelastómero y perfluorelastómeto. Todos los materiales en contacto con fluido son compatibles con la mayoría de los hidrocarburos.
En configuraciones de dos y tres vías, estas válvulas están disponibles con acoples y conexiones Swagelok de media presión, que proveen recuperación de una sola vuelta o por torque, para reducir los tiempos y costos de instalación. Como los tradicionales acoples de tubería Swagelok, las conexiones de extremo emplean un diseño dual que entrega un agarre robusto de tubería, sello a prueba de fugas para gases y resistencia a la vibración. Las conexiones NPT hembra también están a su disposición. Las dimensiones de las conexiones son ¼, 3/8, y ½ pulgada.

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Nuevo cañón de perforación de 7 pulgadas para aguas profundas

Puede trabajar en presiones de hasta 30.000 libras por pulgada cuadrada (psi).
Houston. TX , Estados Unidos, 24 abril 2009

Halliburton anunció una nueva adición a su portafolio de tecnologías de perforación. El cañón de perforación de 7 pulgadas está diseñado para permitir un mejor completamiento de pozo y proveer a los operadores una herramienta que facilite el acceso a los reservorios que están más allá de los límites de la tecnología convencional de alta presión.
La herramienta, un arma con una perforación de 7 pulgadas de diámetro exterior, puede trabajar en presiones de hasta 30.000 libras por pulgada cuadrada (psi).
“Cuando los yacimientos existentes se agotan, los operadores incrementan sus trabajos de perforación en las reservas ubicadas en aguas más profundas con altas presiones. Halliburton continúa trabajando en este sentido para desarrollar equipos con distintas capacidades a altas presiones o temperaturas, que permitan a nuestros clientes reducir sus riesgos de desarrollo y mejorar la producción”, afirmó Jonathan Lewis, vicepresidente de la línea de perforación de la compañía.

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Registrador de presión de referencia

Entrega información acertada en condiciones reales en campoSan Luis Obispo, CA, Estados Unidos , 11 junio 2009

Crystal Engineering Corporation, empresa proveedora de equipos de instrumentación de presión, presentó el nVision, un nuevo tipo de calibrador de presión de campo que se puede configurar para medir y registrar 200.000 lecturas de presión, temperatura, corriente y voltaje. Puede mostrar los datos registrados gráficamente o puede graficar las lecturas a medida que están siendo registradas en su pantalla de alta resolución.
Con nVision no hay necesidad de detener una prueba para descargar la información a un PC para análisis, como es el caso de los calibradores de corriente de campo del mercado. La información almacenada o por registrar, que puede ser mostrada gráficamente, facilita hacer un acercamiento y aumentar eventos específicos, o hacer un alejamiento para tener la idea general de su prueba.
La intrínsecamente segura nVision entrega información acertada en condiciones reales en campo. Las lecturas de presión tienen una exactitud de hasta 0,025%, a lo largo de todo el rango de temperaturas de operación de -20 °C a 50 °C. “Como todos los productos Crystal, el nVision ha sido diseñado para el uso en campo y hemos comprobado con un reporte de presiones de calibración a cinco temperaturas, empezando a -20 °C y terminando a 50 °C. Somos la única compañía acreditada con ISO17025 para hacer esto, e incluimos este reporte de calibración sin ningún cargo extra”, dice Tom Halaczkiewicz, presidente de Crystal Engineering.

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OMV adquiere medidores de flujo de masa Promass

También permite medidas de densidad y velocidad Reinach, Suiza, 11 junio 2009

Para los productos derivados del petróleo de la más alta calidad mineral, OMV depende del medidor de flujo de masa Promass de Coriolis. En Austria, OMV opera estaciones de tanques en Lustenau, Graz, St. Valentin y en el puerto de aceite Lobau, en Viena. La estación de tanques en Lobau, con un área aproximada de 1,08 kilómetros cuadrados, es la más grande de su tipo en Austria. Está conectada con la estación de tanques de St. Valentin por el Product Pipeline West (PLW, por sus siglas en inglés), con una extensión de 172 kilómetros. Aproximadamente 1,4 millones de toneladas de productos minerales derivados del petróleo fluyen anualmente a través del PLW.
Los contenedores en la estación de tanques de Lobau tienen un volumen entre 1000 y 130.000 metros cúbicos (m3), con una capacidad total de más de 1,63 millones de metros cúbicos (m3). La construcción y los equipos adicionales (calefacción de los contendores) deben ser adaptados a 12 o 15 productos minerales derivados del petróleo en los tanques que se mezclan para producir los derivados del petróleo finales. Grandes volúmenes de reservas de emergencia obligatorias de los productos terminados y la materia prima también se almacenan allí. Incluso productos como el biodiesel y el bioetanol requieren de procesos continuos.
Por esta razón OMV escogió los medidores de flujo de masa Promass de Endress+Hauser. El Promass permite lecturas en línea muy acertadas de flujo de masa, densidad y velocidad, así como de viscosidad y temperatura, simultáneamente. Por lo tanto, los componentes necesarios para productos minerales individuales, incluidos productos como el biodiesel o el bioetanol, son llevados automáticamente y con gran precisión, según los requisitos de transferencia de custodia.

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