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%.

By Petróleo.com