Reemplazo de la Inyección de Vapor por un Método de Mejoramiento en los Yacimientos del Petróleo Extrapesado de La Faja (48)

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN): Estimados Compatriotas, muchas veces una excelente idea o un excelente invento que tiene los méritos técnicos, incluso económicos, pero no los políticos, o de otro tipo, impiden su implementación. Un caso en puerta es el de los vehículos eléctricos de transporte y carga. ¿Cuánto tiempo pasó para que fueran económicamente viables?. Sabemos que los primeros "carros" eléctricos se inventaron por allá por el siglo XIX, en los años 1828 y 1830´s. Como vemos, pasaron alredededor de 180 años y se sucedieran fenómenos como el cambio climático, que "obligó" a la aparición del carro eléctrico, del siglo XXI, de la empresa Tesla, cuyo dueño, Ellon Musk, puso a correr a toda la industria automotriz y a la de hidrocarburos. ¿Cómo así?. Bueno, con la demostración técnica y económica que es factible construir un carro eléctrico que compite con los carros de combustión interna. Conocido el éxito del carro eléctrico de Tesla, casi, si no todas, las empresas constructorars de vehículos tienen planes, unas, de eliminar la fabricación de carros con motores de combustión interna en los próximos 10 años y otras de ir progresivamente al reemplazo en las próximas 3 a 5 décadas. De cualquier manera, el carro eléctrico a pesar de haber pasado tanto tiempo desde su invención, viene, creo Yo, definitivamente, a reemplazar al motor de combustión interna.

Ustedes se preguntarán, ¿A que viene todo el cuento del reemplazo, a futuro, del motor de combustión interna por el motor eléctrico? Cómo se trata de reemplazo, hago referencia al título de este artículo "Reemplazo de la Inyección de Vapor por un Método de Mejoramiento en losYacimientos del Petróleo Extrapesado de La Faja ". La tecnología de Inyección Cíclica de Vapor ha sido la Reina de las tecnologías para bajar la viscosidad e incrementar la producción de petróleo pesado (mayor de 10 grados API), desde los años 60´s hasta el presente. Han pasado unos 60 años. Aún cuando en La Faja, en las áreas donde operan las empresas mixtas, no se ha usado la Inyección Cíclica de Vapor, ni ningún otro método térmico, lo que espero que no se haga, más bien lo que se tiene que buscar es una tecnología que, no solo baje la viscosidad del petróleo extrapesado (menos de 10 grados API), sino que, también, lo mejore en 4 a 7 grados API dentro del yacimiento y transformarlo en un petróleo mejorado, al menos, de 16 grados API. Esta tecnológía eliminaría los dos grandes dolores de cabeza de la producción del petróleo extrapesado de La Faja: primero, la eliminación del uso de diluyente para su producción y segundo la no necesidad de construir nuevos mejoradores para hacerlo comercializable. ¿O no?

Les digo que la próxima semana explicaré en detalle cual sería ese método, el cual se encuentra en el artículo que sigue. ¿Por qué no se los digo ahora? Porque les pido, después que lean el escrito, me digan cual, y por qué, es el Proyecto Térmico más recomendado para La Faja. Espero que la mayoría coincida conmigo. ¿Te atreves?

Proyectos Térmicos, en Sitio, de Producción de Petróleo Extrapesado.Un Recuento Histórico (In-situ Thermal Technology – A Historical Overview)

Traducido por Edmundo Salazar

Última actualización: 9 de marzo de 2021

Publicado en: Heavy Oil

Empresa: Vista Project

La tecnología térmica económica in situ se ha buscado durante mucho tiempo en la industria de la extracción de petróleo extrapesado.

Para complementar la producción de petróleo convencional, muchos productores han cambiado su enfoque hacia el petróleo no convencional. Un ejemplo de este recurso es el bitumen presente en las arenas petrolífera de Canadá (Oil Sands), pero Canadá no es el único país rico en bitumen del mundo.

Se sabe que más de 30 países poseen petróleo pesado recuperable, incluidos Venezuela, Arabia Saudita y Estados Unidos.

En Canadá, el 80% del petróleo pesado y bitumen presentes no se pueden extraer mediante métodos regulares de minería a cielo abierto. Debido a su naturaleza altamente viscosa, el petróleo extrapesado y el bitumen no pueden fluir naturalmente hacia los pozos que se perforan sin que sean calentados.

En la búsqueda de estos recursos, se ha realizado una extensa investigación que ha llevado al descubrimiento de muchas tecnologías térmicas innovadoras a lo largo de los años.

Tabla de contenido

Combustión in situ

Variaciones de la tecnología de combustión in situ

» Inyección de aire de punta a talón (THAI)

» Proceso de actualización catalítica in situ (CAPRI)

» Inyección Contínua de vapor

» Inyección alterna de vapor (CSS)

» Drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD)

Variaciones de la tecnología SAGD

» Extracción de petróleo asistida por vapor (VAPEX)

» Drenaje por gravedad asistido por vapor con solvente (SA-SAGD)

» Empuje de vapor y gas (SAGP)

» Calentamiento electromagnético (EM)

3 métodos de calentamiento electromagnético

»Calentadores eléctricos de fondo de pozo

»Calentamiento por radiofrecuencia (RF)

»Calentamiento con resistencia eléctrica

Resumen de Tecnología Térmica In Situ

Las reservas que antes se consideraban inaccesibles ahora están sacando a la superficie miles de barriles de petróleo extrapesado y bitumen todos los días. Desde la inyección contínua de vapor hasta la combustión in situ y el electromagnetismo, una breve mirada a la historia de la tecnología térmica in situ muestra lo lejos que ha llegado la industria.

Combustión in situ

La combustión in situ es la más antigua de todas las tecnologías de recuperación térmica mejorada de petróleo (EOR). Adoptado en la década de 1920, muchos operadores lo han considerado un método inadecuado para la recuperación de petróleo debido al número de operaciones fallidas cuando se probó por primera vez. Los operadores lucharon por controlar en qué dirección se propagaba el frente de combustión. Sin embargo, los avances en esta tecnología térmica in situ indican que se pueden alcanzar tasas de recuperación más altas en ciertas formaciones, con las prácticas adecuadas de ingeniería .

En este proceso, se perforan un pozo de inyección y un pozo de producción. La combustión in situ requiere la inyección de un gas para prender un fuego dentro del yacimiento. El fuego quema aproximadamente el 10% del petróleo in situ a medida que avanza hacia el pozo productor y, para mantener el fuego encendido, se inyecta aire en el yacimiento. El petróleo en combustión también deja un residuo de coque, que aviva aún más el fuego. El petróleo es empujado hacia el pozo productor por los gases quemados y el agua dentro de la formación.

Los dos métodos para la combustión in situ son flujo hacia adelante y flujo inverso. Durante la combustión hacia adelante, el fuego avanza en la dirección del flujo de aire. En combustión inversa, el fuego viaja en la dirección opuesta al flujo de aire. El flujo hacia adelante es el método más popular y puede definirse con más detalle por su proceso "húmedo" o "seco".

Cuando tiene lugar la combustiónen en seco del flujo hacia adelante, solo se inyecta aire en el yacimiento para mantener el fuego encendido. En la combustión húmeda del flujo hacia adelante , tanto el agua como el aire se inyectan en el yacimiento. El agua se convierte en vapor cuando llega al yacimiento, debido a su alta temperatura. El vapor viaja por delante del fuego y reduce la viscosidad del petróleo. Esto aumenta la velocidad del proceso.

Variantes de la Tecnología de Combustión In Situ

Veamos las diversas formas en las que se usa la tecnología de combustión in situ.

Inyección de Aire de "de la Punta del Pie al Talón" (THAI: Toe to Heel Air Injection)

La tecnología THAI fue desarrollada por Malcolm Greaves a fines de la década de 1990. Se probó por primera vez en el campo en Athabasca Whitesands en Canadá entre 2006 y 2011 y sus tasas de recuperación están entre el 70% y el 80%.

Para este método, se perfora un pozo productor horizontal y sotro pozo vertical cercano a la punta de la sección horizontal del pozo productor. Se inyecta vapor en el pozo vertical para calentar el área circundante. Posteriormente, se inyecta aire y se enciende un fuego. La inyección de aire continúa alimentando el fuego y se mueve hacia el talón del pozo horizontal. Mientras el fuego avanza, calienta el petróleo en sitio (poes) y le permite drenarlo al pozo productor horizontal.

Proceso de Mejoramiento del Petróleo con Catalizadores "In Situ"(CAPRI: Catalytic Upgrading Process In-Situ)

El método CAPRI se inventó en 1998. Las tasas de recuperación están entre el 70% y el 80%.

Considerada la extensión del THAI con el uso de catalizadores la tecnología CAPRI utiliza la misma configuración de pozo y métodos de inyección de aire. Sin embargo, la diferencia es que los catalizadores que propician el hidrotratamiento se empacan dentro del "liner" ranurado de la sección horizontal del pozo productor. Esto asegura que el petróleo que pasa por el pozo se mejore in situ. El beneficio de esta técnica es que se requiere menos mejoramiento del petróleo en la superficie, lo que hace que el proceso sea más rentable.

Inyección Contínua de Vapor

La Inyección Contínua de Vapor (Steamflooding) comenzó en 1952, cuando Shell Oil Co. hizo un piloto de inyección a vapor en el campo Yorba Linda de California, Estados Unidos. Para fines de la década de 1970, se había convertido en una tecnología de uso común en California. Las tasas de recuperación suelen oscilar entre el 50% y el 60%.

En una inyección de vapor tradicional, se perforan varios pozos verticales. Algunos de los pozos son inyectores y otros son productores. Se inyecta vapor, generalmente, con una calidad del 80% (80% vapor, 20% líquido) en la formación y calienta el petróleo circundante. A medida que el vapor se aleja de los pozos de inyección, se condensa en agua caliente. El agua caliente ayuda a que el petróleo se expanda y le proporciona una fuerza impulsora. Esto facilita que el petróleo se dirija al pozo productor.

Similar a la inyección de vapor es el método de inyección de agua caliente. En lugar de inyectar vapor en el yacimiento, se inyecta agua caliente. Reduce la viscosidad del petróleo y lo empuja hacia el pozo productor. Este proceso es más rentable, pero es más adecuado para producir petróleo más liviano.

Inyección Alterna de Vapor (CSS: Cyclic Steam Stimulation)

La Inyección Alterna de Vapor (IAV), también llamada "Huff n 'Puff", fue descubierta por accidente en el este de Venezuela en 1959. Se desarrolló durante las décadas de 1960 y 1970 y se convirtió en una tecnología térmica in situ comercialmente viable en 1979. Las tasas de recuperación esperadas son de 10% a 40%.

IAV requiere la perforación de un pozo que inyecta vapor y produce petróleo extrapesado y/o bitumen. El proceso tiene 3 etapas: inyección, remojo y producción. La etapa de inyección implica la inyección de vapor en el yacimiento durante varias semanas. A continuación, se permite que el vapor "penetre" en el yacimiento. El tiempo de remojo puede variar de unos días a varias semanas a medida que el vapor calienta el petróleo para hacerlo menos viscoso.

Finalmente, el petróleo puede fluir hacia el pozo, donde se bombea a la superficie. Este ciclo se repite hasta que ya no es rentable hacerlo.

Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage)

En 1978, Roger Butler, un ingeniero químico que trabajaba con Imperial Oil, tuvo la idea de la tecnología SAGD. En 1987, fue probado bajo tierra por primera vez por la Autoridad de Investigación y Tecnología de las Oil Sands de Alberta (AOSTRA). La tecnología SAGD se comercializó en 2001 por Cenovus Energy en Foster Creek. Con tasas de recuperación de petróleo de hasta un 40-60%, se ha convertido en un competidor agresivo en el campo de la tecnología térmica in situ.

SAGD requiere la perforación de un pozo de inyección horizontal y otro pozo productor horizontal, aproximadamente, a 5 m por debajo del primero. El vapor se inyecta contínuamente en el yacimiento a través del pozo inyector y calienta el petróleo y el bitumen circundantes. A medida que disminuye la viscosidad del petróleo, aumenta su movilidad y fluye hacia abajo hasta el pozo productor. Luego se bombea a la superficie.

Variantes de la Tecnología SAGD

Hay muchas variaciones de SAGD dentro de la tecnología térmica in situ.

Producción de Petróleo Asistida por Vapor (VAPEX)

Esta variación de SAGD fue introducida por Roger Butler en 1991. Las tasas de recuperación para este proceso pueden ser de hasta el 80%.

La tecnología VAPEX es similar a SAGD, excepto que se inyecta un disolvente en forma de vapor en el yacimiento. El disolvente puede ser metano, etano y/o propano. El solvente se disuelve en el petróleo extrapesado o el bitumen y la mezcla drena hacia el pozo productor. Una vez que sale a la superficie, el disolvente se extrae del petróleo y se recicla de nuevo en el pozo inyector.

Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor con un Solvente (SA-SAGD)

Un proyecto piloto SA-SAGD para este método fue realizado por primera vez por Imperial Oil en Cold Lake, Alberta en 2006. En este proceso, se inyecta vapor en el yacimiento, pero se mezcla con 5% a 20% por volumen de solvente de hidrocarburo. Al igual que la tecnología VAPEX, el disolvente se disuelve en el petróleo extrapesado o el bitumen y lo ayuda adirigirse al pozo productor. El uso de solventes reduce la cantidad de vapor requerida.

Empuje por Vapor y Gas (SAGP: Steam And Gas Push)

SAGP fue creado en 1997 por Roger Butler y su grupo de investigación.

El método SAGP implica la inyección de un gas no condensable en el yacimiento, en combinación con vapor. El gas permanece en la parte superior de la cámara de vapor y ayuda a conservar el calor que genera el vapor. Esto reduce la cantidad de vapor requerida y aumenta la eficiencia del sistema.

Calentamiento Electromagnético (EM)

Las primeras pruebas de campo para el calentamiento electromagnético se realizaron en el campo petrolífero de Ishimbayskoye en Rusia en 1969. Al final no tuvieron éxito debido al alto costo y las dificultades tecnológicas, por lo que muchas empresas perdieron interés. Sin embargo, el deseo de reducir el impacto ambiental derivado de la producción de petróleo y los avances en la tecnología han llevado a un renovado interés en el calentamiento electromagnético. Aunque todavía no se considera un método comercialmente viable para operaciones térmicas in situ, parece prometedor para el futuro.

El calentamiento EM se puede utilizar en los yacimientos que de otro modo no serían atractivos para los métodos de inyección de vapor. Esto incluye yacimientos delgados, poco profundos, heterogéneos, fracturados, que tienen una alta saturación de agua y/o no tienen una capa superior sellante. También, se puede utilizar para precalentar el yacimiento antes de inyectar el vapor. Esto aumenta la eficiencia del proceso y reduce la cantidad de vapor requerida.

3 métodos de calentamiento electromagnético

La tecnología térmica in situ incluye tres métodos de calentamiento electromagnético.

Calentadores Eléctricos en el Fondo (sección horizontal) del Pozo

La idea de usar calentadores eléctricos se consideró por primera vez en la década de 1940.

La forma más sencilla de aplicar calor eléctricamente es bajar los calentadores eléctricos en el fondo del pozo. El calentador se coloca en contacto directo con la formación y utiliza conducción térmica para liberar calor. Desafortunadamente, cuando se utilizan calentadores eléctricos, puede llevar mucho tiempo calentar la formación y el calor no se distribuye de manera uniforme. Por tanto, muchas empresas no lo consideran una opción viable en operaciones térmicas in situ.

Calentamiento por Radiofrecuencia (RF)

El concepto de calentamiento por RF in situ se introdujo por primera vez en la década de 1970.

El calentamiento por RF implica colocar una gran antena en el subsuelo, donde emite un campo electromagnético. Luego, el campo se convierte en calor, que se utiliza para reducir la viscosidad del petróleo circundante. Los pozos utilizados para recolectar el petróleo pueden ser verticales u horizontales. Una ventaja de este método es que, a medida que vaporiza el agua que rodea la antena en vapor, el campo electromagnético penetra más en el yacimiento y calienta un área diferente.

Calentamiento con Resistencia Eléctrica

La primera aplicación de calefacción eléctrica resistiva in situ fue en 1981.

En este proceso, se colocan dos electrodos dentro de los pozos que se perforan. Están conectados a una fuente de CA y una corriente pasa a través de ellos. El agua de la formación actúa como conductor y la energía eléctrica se convierte en calor. Este proceso funciona mejor si se perforan muchos pozos, porque el calor generado es más alto alrededor de los pozos y disminuye a medida que aumenta la distancia desde ellos.

Resumen de Tecnología Térmica In Situ

Una mirada a la historia de la tecnología térmica in situ muestra que las compañías petroleras siempre están explorando nuevas formas de acceder a los recursos que de otra manera se consideraban inaccesibles. Estas tecnologías han ayudado a mejorar la eficiencia de los proyectos al tiempo que reducen los costos y aumentan la producción. Incluso con el dramático aumento en las tasas de recuperación desde las primeras tecnologías implementadas hasta donde se encuentra la industria hoy en día, la investigación está en curso y se seguirán realizando mejoras. La industria petrolera no muestra signos de desacelerar su búsqueda de innovación en el corto plazo.

Edmundo.Salazar@Yandex.com

Fuente Original en inglés: Vista Projects (empresa canadiense)



Esta nota ha sido leída aproximadamente 1889 veces.



Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

Visite el perfil de Edmundo Salazar para ver el listado de todos sus artículos en Aporrea.


Noticias Recientes: