Yacimientos de petróleo pesado
Los productores de petróleo que invierten en la recuperación de petróleo pesado enfrentan retos de producción especiales. Sin embargo, las técnicas innovadoras de perforación, terminación, estimulación y vigilancia rutinaria de pozos contribuyen para que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables.
Fuente:
Carl Curtis
Robert Kopper
Petrozuata
Puerto La Cruz, Anzoátegui, Venezuela
Eric Decoster
Caracas, Venezuela
Angel Guzmán-García
ExxonMobil
Houston, Texas, EUA
Cynthia Huggins
Occidental of Elk Hills, Inc.
Tupman, California, EUA
Larry Knauer
Mike Minner
ChevronTexaco
Bakersfield, California
Nathan Kupsch
Petro-Canada
Calgary, Alberta, Canadá
Luz Marina Linares
Operadora Cerro Negro
Caracas, Venezuela
Howard Rough
Bakersfield, California
Mike Waite
ChevronTexaco Overseas Petroleum
Puerto La Cruz, Anzoátegui, Venezuela
Elaborado por: Leonard Zambrano
El petróleo pesado generalmente se deja de lado como recurso energético debido a las dificultades y costos asociados con su producción. Pero existen más de 6 trillones de barriles [1 trillón de m3] de petróleo en sitio atribuidos a los hidrocarburos más pesados—equivalente al triple de reservas combinadas de petróleo y de gas convencionales del mundo—que merecen una atención más esmerada.
Si bien otros factores tales como la porosidad, la permeabilidad y la presión determinan cómo se comportará un yacimiento, la densidad y la viscosidad del petróleo son las propiedades que dictan el enfoque de producción que tomará una compañía petrolera. Los petróleos densos y viscosos, denominados petróleos pesados, presentan retos de producción especiales pero no insuperables.
Los petróleos crudos naturales exhiben un amplio espectro de densidades y viscosidades. La viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente la medida más importante para un productor de hidrocarburos porque determina cuán fácilmente fluirá el petróleo. La densidad es más importante para el refinador de petróleo porque es un mejor indicador de los derivados de la destilación. Desafortunadamente, no existe una correlación clara entre las dos. Un crudo de mediana, o baja densidad, con alto contenido de parafina en un yacimiento frío y somero puede presentar una viscosidad más alta que un petróleo crudo pesado, libre de parafina, en un yacimiento profundo y con alta temperatura. La viscosidad puede variar en gran medida con la temperatura. La densidad varía poco con la temperatura, y se ha convertido en el parámetro estándar del campo petrolero más comúnmente utilizado para categorizar los petróleos crudos.
La densidad se define usualmente en términos de grados API (Instituto Americano del Petróleo) y está relacionada con la gravedad específica; mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API.1 Las densidades API del hidrocarburo líquido varían desde los 4° para el bitumen rico en brea hasta los 70° para los condensados. El petróleo pesado abarca un vasto rango a lo largo de este espectro que existe entre el petróleo ultrapesado y el petróleo liviano. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica (DOE, por sus
siglas en inglés), define al petróleo pesado como aquél que presenta densidades API de entre 10.0° y 22.3°. Sin embargo, la naturaleza no reconoce tales límites. En algunos yacimientos, el petróleo con una densidad tan baja como 7 u 8°API se considera pesado más que ultrapesado, porque puede ser producido mediante métodos de producción de petróleo pesado. En este artículo, se discuten los yacimientos con petróleos cuyas densidades varían entre 7 y 20°API, los cuales se producen mediante técnicas que son atípicas para los petróleos medianos o livianos. Los depósitos más viscosos de brea, alquitrán o bitumen de densidades API aún más bajas, generalmente requieren métodos típicos de la minería para su explotación económica.
Originalmente, cuando la roca generadora produce petróleo crudo, éste no es pesado. Los expertos en geoquímica generalmente coinciden en que casi todos los petróleos crudos comienzan con densidades de entre 30 y 40°API. El petróleo se vuelve pesado sólo luego de una degradación sustancial ocurrida durante la migración y luego del entrampamiento. La degradación se produce a través de una variedad de procesos biológicos, químicos y físicos. La bacteria transportada por el agua superficial metaboliza los hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos en moléculas más pesadas. Las aguas de formación también remueven hidrocarburos por solución, eliminando los hidrocarburos de menor peso molecular, los cuales son más solubles en agua. El petróleo crudo también se degrada por volatilización cuando un sello de pobre calidad permite que las moléculas más livianas se separen y escapen.
El petróleo pesado se produce típicamente de formaciones geológicamente jóvenes; Pleistoceno, Plioceno y Mioceno. Estos yacimientos tienden a ser someros y poseen sellos menos efectivos, exponiéndolos a condiciones que conducen a la formación de petróleo pesado. La naturaleza somera de la mayoría de las acumulaciones de petróleo pesado se debe a que muchas se descubrieron tan pronto como se establecieron las poblaciones en sus proximidades. La recolección de crudo de chapopoteras (manaderos de petróleo)
y la excavación a mano constituyeron las formas más tempranas de recuperación, seguidas de la perforación de túneles y la minería.
A principios de la década de 1900, estos métodos dieron lugar al avance de técnicas empleadas hoy para producir yacimientos de petróleo pesado. La mayoría de los operadores tratan de producir la mayor cantidad de petróleo posible utilizando métodos de recuperación primaria; etapa denominada de producción en frío y a temperatura de yacimiento. Los factores de recuperación típicos para la producción en frío varían de 1 a 10%. Dependiendo de las propiedades del petróleo, la producción en frío con levantamiento artificial—incluyendo la inyección de un petróleo liviano, o diluyente, para disminuir la viscosidad—puede resultar exitosa. Muchos yacimientos producen más eficientemente con pozos horizontales. En algunos casos, se prefiere un plan de producción fomentando la producción de arena junto con la de petróleo. La elección de la estrategia óptima de producción en frío requiere una comprensión de las propiedades del fluido y del yacimiento, así como de la física de la producción.
Una vez que la producción en frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la recuperación asistida termalmente. Aquí también, se dispone de varios métodos. La técnica de inyección cíclica de vapor consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. La inyección cíclica de vapor puede elevar los factores de recuperación de 20 a 40%. En los yacimientos con inyección de vapor, el vapor bombeado dentro de pozos inyectores calienta el petróleo viscoso, el cual es luego producido por los pozos productores. Los pozos inyectores y productores pueden ser verticales u horizontales. El emplazamiento del pozo y los programas de inyección dependen de las propiedades del fluido y del yacimiento. En algunas operaciones de inyección de vapor de agua, los factores de recuperación pueden alcanzar el 80%.
Para los productores de petróleo dedicados a la recuperación de petróleo pesado, el emprendimiento requiere una inversión de largo plazo. La alta viscosidad del petróleo pesado aumenta las dificultades de transporte y de obtención de productos comerciables, requiere técnicas de refinamiento especiales y por ende más costosas. El valor de la tecnología depende de su habilidad para reducir el costo total. Debido a que la mayoría de los campos de petróleo pesado son someros, los costos de perforación no han constituido el factor dominante, pero el uso creciente de pozos horizontales y multilaterales complejos está introduciendo algunos costos en esta etapa del desarrollo. El costo primario reside típicamente en la energía necesaria para generar e inyectar el vapor requerido para movilizar los petróleos viscosos. En muchos casos, estos costos operativos están proyectados para continuar por 80 años o más.
Cada región posee petróleo con diferentes propiedades físicas y se halla en una etapa diferente del proceso de maduración, de modo que cada una utiliza diferentes técnicas de desarrollo y de producción. Este artículo describe cómo las compañías operadoras en áreas seleccionadas—los EUA, Indonesia, Venezuela y Canadá—están obteniendo lo mejor de sus activos de petróleo pesado.
California, EUA—Produciendopor más de un siglo
A fines de la década de 1800, los pobladores y exploradores descubrieron petróleo en California perforando yacimientos someros de petróleo pesado y de brea cercanos a la superficie. Tres de los seis campos súper gigantes de California son campos de petróleo pesado: Midway-Sunset, Kern River y South Belridge ya han producido más de 160 millones de m3 [mil millones de barriles] de petróleo cada uno.
El Campo Kern River, ubicado cerca de Bakersfield, California, se descubrió en 1899 cuando el pozo descubridor cavado a mano encontró petróleo a 13 m [43 pies] de profundidad. El campo es de unos 10 km de largo por 6.4 km de ancho [6 millas por 4 millas], y produce petróleo pesado de la Formación Kern River, de edad Miocena a Pleistocena. Las areniscas de la Formación Kern River poseían una saturación de petróleo inicial promedio de 50%. La porosidad promedio es de 31%, y la permeabilidad varía entre 1 a 10 darcies. El campo contenía unos 640 millones de m3 [4 mil millones] de barriles de petróleo originalmente en sitio
(POES). Sin embargo, la densidad del petróleo de 10 a 15°API y la viscosidad de 500 a 10,000 cp [0.5 a 10 Pa-s], combinadas con las bajas temperaturas y la presión inicial del yacimiento, dieron como resultado una baja recuperación primaria.
El crecimiento proyectado para la producción del campo requiere muy buen manejo del calor, o la utilización del vapor de la forma más eficiente. La relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) es un factor importante cuando se evalúa la eficiencia de la recuperación. La relación SOR se define como el número de barriles de vapor— en términos de agua fría equivalente, (CWE, por sus siglas en inglés)—requerido para producir un barril de petróleo. La relación SOR y el costo asociado con la generación de vapor afectan directamente la rentabilidad del proyecto. Cuando el precio del gas, el combustible requerido para la generación de vapor, es demasiado alto, y el precio de petróleo pesado es bajo, las operaciones de inyección de vapor se ven restringidas.
Para ChevronTexaco—el operador del Campo Kern River—la vigilancia del yacimiento constituye un elemento crítico en el manejo del calor. Se necesitan descripciones exactas y oportunas de la distribución de calor dentro del yacimiento para calcular la cantidad apropiada de vapor inyectado. La inyección de vapor típica se realiza con un patrón de 5 puntos que cubre un área de 10,120 m2 [2.5 acres], con un pozo productor en cada esquina y un pozo inyector en el centro. Las variaciones de esta configuración incluyen los patrones de 9 puntos y patrones combinados. El vapor inyectado se eleva desde los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) en el pozo inyector hasta que se encuentra con una barrera litológica impermeable. Luego el vapor se extiende lateralmente hasta que irrumpe en un pozo productor. Mientras el petróleo se produce por drenaje gravitacional, la cámara de vapor, o volumen saturado de vapor, crece en dirección descendente. En la realidad, las heterogeneidades geológicas y las complejidades del pozo permiten que el vapor viaje a lo largo de trayectorias no planificadas.
El Campo Kern River posee más de 15,000 pozos inyectores y productores, y una red de 540 pozos de observación. Existe aproximadamente un pozo de observación por cada cinco patrones de inyección. En cada pozo perforado, se han adquirido recientemente resistividades a agujero descubierto, registros de densidad-neutrón y de Propagación Electromagnética EPT. Los registros de pozo entubado obtenidos siguiendo un programa preestablecido en los pozos de observación son útiles para vigilar rutinariamente el progreso del vapor. Éstos incluyen registros de temperatura para observar la variación de la temperatura del yacimiento en función de la profundidad, y registros de la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST para determinar la saturación de petróleo utilizando relaciones carbono-oxígeno (C/O).6 Estos registros se utilizan para crear modelos tridimensionales (3D) de la temperatura, de la saturación de petróleo y de la distribución del vapor. Estos modelos, combinados con un modelo litológico generado a partir de registros de resistividad de agujero descubierto, se utilizan para crear secciones transversales y modelos de visualización que facilitan las estimaciones de los regímenes de inyección de calor. Los registros de temperatura se adquieren cada
tres meses porque la temperatura puede cambiar rápidamente en proyectos de inyección de vapor muy activos y es importante reaccionar rápidamente: la modificación de los regímenes de inyección en el momento correcto puede significar un importante ahorro de costos.
En el Campo Kern River, los geólogos de ChevronTexaco ingresan datos de pozos de observación en las herramientas de visualización 3D para manipular el modelo, realizar cálculos volumétricos y administrar el calor. En este ejemplo, se han utilizado datos de resistividad para modelar la distribución de las capas de limolita y arenisca en un proyecto pequeño del Campo Kern River. La gráfica muestra un solo plano vertical a través del modelo 3D de distribución de la temperatura, integrado con un modelo geológico. Esta combinación es atractiva para una operación de inyección cíclica de vapor en una zona aislada con empacadores. Antes del trabajo, el pozo Acme 14 producía 3 m3/d [20 bppd]. Este valor es mayor que el promedio de 2.2 m3/d [14 bppd] para el campo. Después de inyectar vapor en este intervalo, el pozo Acme 14 respondió con un adicional de 6.4 m3/d [40 bppd]; un aumento de 300%, cayendo así dentro del grupo de pozos que producen el 90% o más del valor del pozo de mayor producción.
Estas herramientas de visualización permiten a los miembros del equipo de activos determinar la distribución de vapor, ajustar los regímenes de inyección de vapor y optimizar los disparos en los proyectos existentes, al igual que en los proyectos futuros.
Algunos operadores de California están evaluando otras formas de controlar el movimiento del vapor. Desde 1996, se han instrumentado varios campos de petróleo pesado con medidores de fibra óptica de la distribución de la temperatura (DTS, por sus siglas en inglés) SENSA. La fibra óptica sirve tanto de medidor como de sistema de transmisión y permite efectuar lecturas de temperatura a intervalos de 1 m [3.3 pies]. El sistema ha sido utilizado en numerosos pozos que producen por bombeo mecánico a temperaturas de hasta 249°C [480°F]. Cuando se despliega en pozos productores, el sistema DTS puede instalarse en un tubo de acero inoxidable de 1⁄4 pulgadas, sujetado en la parte exterior de la tubería de revestimiento o de la tubería de producción. En un caso, el sistema de fibra óptica detectó indicaciones de pérdida de vapor detrás de la tubería de revestimiento; la pérdida fluía hacia la superficie. El pozo se intervino para reparar la pérdida antes de que se produjera una ruptura por alta temperatura en la superficie.
En otro caso, se controló la inyección de vapor en tres areniscas desde un pozo de observación. Cuando comenzó la vigilancia, el vapor había alcanzado dos de las areniscas en la posición del pozo de observación. Luego de 15 meses, el sistema DTS detectó irrupción de vapor en la arenisca superior. Además, se han instalado sistemas de fibra óptica SENSA para controlar el movimiento del vapor en más de 150 pozos, incluyendo proyectos en Indonesia, Venezuela, Canadá y Omán, en pozos verticales de producción y de observación y en pozos horizontales.
ChevronTexaco y otros productores de petróleo pesado en California están probando con levantamientos electromagnéticos (EM, por sus siglas en inglés) transversales como otra forma de confeccionar mapas de la saturación de petróleo residual y determinar los factores que controlan el flujo de vapor y de petróleo. El método de levantamientos EM transversales está diseñado para confeccionar un mapa de la distribución de la conductividad entre los pozos. Un sistema de campo para efectuar levantamientos EM transversales consiste de una herramienta transmisora bajada en un pozo y una herramienta receptora bajada en otro pozo, localizado a 1 km [0.6 millas] de distancia del pozo emisor. Las herramientas se despliegan con equipos estándar para operaciones a cable y se conectan a superficie mediante telemetría convencional. Posicionando las herramientas transmisora y receptora arriba, abajo y dentro de la zona de interés, se pueden obtener datos para la inversión tomográfica, dando como resultado un modelo de conductividad entre los pozos.
ElectroMagmnetic Instruments, Inc. ha conducido levantamientos EM transversales en varios campos petroleros en operación. En un levantamiento ejecutado en el Campo Kern River se registraron datos de inducción EM entre tres pares de pozos, incluyendo los pozos de observación T04 y T05, entubados con fibra de vidrio y un pozo productor, T65, entubado con tubería de acero. Los registros convencionales de inducciónresistividad permiten diferenciar las areniscas (de resistividad más alta, 8 a 50 ohm-m) de las limolitas (de resistividad más baja, 2 a 8 ohm-m), y facilitan la identificación de los principales intervalos del yacimiento bajo inyección de vapor. Debido a la baja salinidad del agua connata, no es posible distinguir las fases acuosas y petrolíferas en los registros de resistividad solos. Sin embargo, los intervalos saturados de vapor se pueden distinguir de los intervalos saturados de agua fría o de petróleo, principalmente porque la alta temperatura reduce la resistividad de la formación en más del 40%. Por ejemplo, los registros de inducción a través de las areniscas G, K y K1 muestran correlación entre los Pozos T05 y T04, pero las resistividades de las areniscas son 30 a 40% más bajas en el Pozo T05. El Pozo T04 se perforó en un inesperado “punto frío;” las temperaturas eran 56°C [100°F] más bajas en el Pozo T04 que en el T05. Por alguna razón, el vapor inyectado había pasado por alto los intervalos productivos en el Pozo T04, dejando una alta saturación de petróleo. Los geólogos del Campo Kern River han identificado varias áreas semejantes, y para ellos es prioritario descubrir la causa del aislamiento en sus intentos por maximizar la producción.
Durante la inversión de los datos del levantamiento EM transversal se toma un modelo inicial de conductividad (recíproca de la resistividad eléctrica) entre pozos, generalmente derivada de los registros de resistividad obtenidos en los dos pozos, luego se ajusta el modelo hasta que los datos observados y calculados coinciden dentro de una determinada tolerancia. El modelo final indica alguna variación estratigráfica y una posible variación estructural en la región entre pozos. El espesor de la capa de limolita de alta conductividad que separa las dos
unidades productoras aumenta sustancialmente, pero en forma discontinua a mitad de camino entre los pozos de observación. Este engrosamiento discontinuo puede corresponder a una falla pequeña que está provocando que el vapor pase por alto los intervalos productivos en el Pozo T04.
La inversión y generación de imágenes tomográficas constituyen nuevas técnicas y áreas de investigación activas. Las inversiones no arrojan resultados exclusivos; esto significa que varios modelos de resistividad pueden satisfacer los datos observados. Los resultados mejoran cuando se utilizan datos adicionales, tales como secciones transversales provenientes de levantamientos sísmicos, para limitar la inversión. A fines de 2002, ElectroMagnetic Instruments condujo nuevos levantamientos EM transversales en esta área del Campo Kern River para ensayar la idea de que las fallas de la formación podrían
estar influenciando la eficiencia de barrido.
Si bien otros factores tales como la porosidad, la permeabilidad y la presión determinan cómo se comportará un yacimiento, la densidad y la viscosidad del petróleo son las propiedades que dictan el enfoque de producción que tomará una compañía petrolera. Los petróleos densos y viscosos, denominados petróleos pesados, presentan retos de producción especiales pero no insuperables.
Los petróleos crudos naturales exhiben un amplio espectro de densidades y viscosidades. La viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente la medida más importante para un productor de hidrocarburos porque determina cuán fácilmente fluirá el petróleo. La densidad es más importante para el refinador de petróleo porque es un mejor indicador de los derivados de la destilación. Desafortunadamente, no existe una correlación clara entre las dos. Un crudo de mediana, o baja densidad, con alto contenido de parafina en un yacimiento frío y somero puede presentar una viscosidad más alta que un petróleo crudo pesado, libre de parafina, en un yacimiento profundo y con alta temperatura. La viscosidad puede variar en gran medida con la temperatura. La densidad varía poco con la temperatura, y se ha convertido en el parámetro estándar del campo petrolero más comúnmente utilizado para categorizar los petróleos crudos.
La densidad se define usualmente en términos de grados API (Instituto Americano del Petróleo) y está relacionada con la gravedad específica; mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API.1 Las densidades API del hidrocarburo líquido varían desde los 4° para el bitumen rico en brea hasta los 70° para los condensados. El petróleo pesado abarca un vasto rango a lo largo de este espectro que existe entre el petróleo ultrapesado y el petróleo liviano. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica (DOE, por sus
siglas en inglés), define al petróleo pesado como aquél que presenta densidades API de entre 10.0° y 22.3°. Sin embargo, la naturaleza no reconoce tales límites. En algunos yacimientos, el petróleo con una densidad tan baja como 7 u 8°API se considera pesado más que ultrapesado, porque puede ser producido mediante métodos de producción de petróleo pesado. En este artículo, se discuten los yacimientos con petróleos cuyas densidades varían entre 7 y 20°API, los cuales se producen mediante técnicas que son atípicas para los petróleos medianos o livianos. Los depósitos más viscosos de brea, alquitrán o bitumen de densidades API aún más bajas, generalmente requieren métodos típicos de la minería para su explotación económica.
Originalmente, cuando la roca generadora produce petróleo crudo, éste no es pesado. Los expertos en geoquímica generalmente coinciden en que casi todos los petróleos crudos comienzan con densidades de entre 30 y 40°API. El petróleo se vuelve pesado sólo luego de una degradación sustancial ocurrida durante la migración y luego del entrampamiento. La degradación se produce a través de una variedad de procesos biológicos, químicos y físicos. La bacteria transportada por el agua superficial metaboliza los hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos en moléculas más pesadas. Las aguas de formación también remueven hidrocarburos por solución, eliminando los hidrocarburos de menor peso molecular, los cuales son más solubles en agua. El petróleo crudo también se degrada por volatilización cuando un sello de pobre calidad permite que las moléculas más livianas se separen y escapen.
El petróleo pesado se produce típicamente de formaciones geológicamente jóvenes; Pleistoceno, Plioceno y Mioceno. Estos yacimientos tienden a ser someros y poseen sellos menos efectivos, exponiéndolos a condiciones que conducen a la formación de petróleo pesado. La naturaleza somera de la mayoría de las acumulaciones de petróleo pesado se debe a que muchas se descubrieron tan pronto como se establecieron las poblaciones en sus proximidades. La recolección de crudo de chapopoteras (manaderos de petróleo)
y la excavación a mano constituyeron las formas más tempranas de recuperación, seguidas de la perforación de túneles y la minería.
A principios de la década de 1900, estos métodos dieron lugar al avance de técnicas empleadas hoy para producir yacimientos de petróleo pesado. La mayoría de los operadores tratan de producir la mayor cantidad de petróleo posible utilizando métodos de recuperación primaria; etapa denominada de producción en frío y a temperatura de yacimiento. Los factores de recuperación típicos para la producción en frío varían de 1 a 10%. Dependiendo de las propiedades del petróleo, la producción en frío con levantamiento artificial—incluyendo la inyección de un petróleo liviano, o diluyente, para disminuir la viscosidad—puede resultar exitosa. Muchos yacimientos producen más eficientemente con pozos horizontales. En algunos casos, se prefiere un plan de producción fomentando la producción de arena junto con la de petróleo. La elección de la estrategia óptima de producción en frío requiere una comprensión de las propiedades del fluido y del yacimiento, así como de la física de la producción.
Una vez que la producción en frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la recuperación asistida termalmente. Aquí también, se dispone de varios métodos. La técnica de inyección cíclica de vapor consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. La inyección cíclica de vapor puede elevar los factores de recuperación de 20 a 40%. En los yacimientos con inyección de vapor, el vapor bombeado dentro de pozos inyectores calienta el petróleo viscoso, el cual es luego producido por los pozos productores. Los pozos inyectores y productores pueden ser verticales u horizontales. El emplazamiento del pozo y los programas de inyección dependen de las propiedades del fluido y del yacimiento. En algunas operaciones de inyección de vapor de agua, los factores de recuperación pueden alcanzar el 80%.
Para los productores de petróleo dedicados a la recuperación de petróleo pesado, el emprendimiento requiere una inversión de largo plazo. La alta viscosidad del petróleo pesado aumenta las dificultades de transporte y de obtención de productos comerciables, requiere técnicas de refinamiento especiales y por ende más costosas. El valor de la tecnología depende de su habilidad para reducir el costo total. Debido a que la mayoría de los campos de petróleo pesado son someros, los costos de perforación no han constituido el factor dominante, pero el uso creciente de pozos horizontales y multilaterales complejos está introduciendo algunos costos en esta etapa del desarrollo. El costo primario reside típicamente en la energía necesaria para generar e inyectar el vapor requerido para movilizar los petróleos viscosos. En muchos casos, estos costos operativos están proyectados para continuar por 80 años o más.
Cada región posee petróleo con diferentes propiedades físicas y se halla en una etapa diferente del proceso de maduración, de modo que cada una utiliza diferentes técnicas de desarrollo y de producción. Este artículo describe cómo las compañías operadoras en áreas seleccionadas—los EUA, Indonesia, Venezuela y Canadá—están obteniendo lo mejor de sus activos de petróleo pesado.
California, EUA—Produciendopor más de un siglo
A fines de la década de 1800, los pobladores y exploradores descubrieron petróleo en California perforando yacimientos someros de petróleo pesado y de brea cercanos a la superficie. Tres de los seis campos súper gigantes de California son campos de petróleo pesado: Midway-Sunset, Kern River y South Belridge ya han producido más de 160 millones de m3 [mil millones de barriles] de petróleo cada uno.
El Campo Kern River, ubicado cerca de Bakersfield, California, se descubrió en 1899 cuando el pozo descubridor cavado a mano encontró petróleo a 13 m [43 pies] de profundidad. El campo es de unos 10 km de largo por 6.4 km de ancho [6 millas por 4 millas], y produce petróleo pesado de la Formación Kern River, de edad Miocena a Pleistocena. Las areniscas de la Formación Kern River poseían una saturación de petróleo inicial promedio de 50%. La porosidad promedio es de 31%, y la permeabilidad varía entre 1 a 10 darcies. El campo contenía unos 640 millones de m3 [4 mil millones] de barriles de petróleo originalmente en sitio
(POES). Sin embargo, la densidad del petróleo de 10 a 15°API y la viscosidad de 500 a 10,000 cp [0.5 a 10 Pa-s], combinadas con las bajas temperaturas y la presión inicial del yacimiento, dieron como resultado una baja recuperación primaria.
La producción del Campo Kern River alcanzó un pico de casi más de 6356 m3/d [40,000 B/D] a principios de la década de 1900 . El pobre comportamiento del yacimiento y la baja demanda de crudo pesado, causaron que la producción declinara a bajos niveles hasta el advenimiento de técnicas de refinamiento más
avanzadas de petróleo pesado, ocurrido a principios de la década de 1950. La llegada de calentadores de fondo de pozo a mediados de la década de 1950 aumentó la producción. La experimentación con inyección de vapor a principios
de la década de 1960 ayudó a comprobar el potencial de los métodos de recuperación termal. El crudo del Campo Kern River responde considerablemente bien al calor: la viscosidad de 12,000 cp [12 Pa-s] a la temperatura de yacimiento de 32°C [90°F], se reduce por un factor de 600, a 20 cp [0.02 Pas-s] a la temperatura de inyección de vapor de agua de 128° C [260°F].5 En 1973, el 75% de la producción del Campo Kern River provenía de proyectos de desplazamiento por vapor de agua.
avanzadas de petróleo pesado, ocurrido a principios de la década de 1950. La llegada de calentadores de fondo de pozo a mediados de la década de 1950 aumentó la producción. La experimentación con inyección de vapor a principios
de la década de 1960 ayudó a comprobar el potencial de los métodos de recuperación termal. El crudo del Campo Kern River responde considerablemente bien al calor: la viscosidad de 12,000 cp [12 Pa-s] a la temperatura de yacimiento de 32°C [90°F], se reduce por un factor de 600, a 20 cp [0.02 Pas-s] a la temperatura de inyección de vapor de agua de 128° C [260°F].5 En 1973, el 75% de la producción del Campo Kern River provenía de proyectos de desplazamiento por vapor de agua.
El crecimiento proyectado para la producción del campo requiere muy buen manejo del calor, o la utilización del vapor de la forma más eficiente. La relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) es un factor importante cuando se evalúa la eficiencia de la recuperación. La relación SOR se define como el número de barriles de vapor— en términos de agua fría equivalente, (CWE, por sus siglas en inglés)—requerido para producir un barril de petróleo. La relación SOR y el costo asociado con la generación de vapor afectan directamente la rentabilidad del proyecto. Cuando el precio del gas, el combustible requerido para la generación de vapor, es demasiado alto, y el precio de petróleo pesado es bajo, las operaciones de inyección de vapor se ven restringidas.
Para ChevronTexaco—el operador del Campo Kern River—la vigilancia del yacimiento constituye un elemento crítico en el manejo del calor. Se necesitan descripciones exactas y oportunas de la distribución de calor dentro del yacimiento para calcular la cantidad apropiada de vapor inyectado. La inyección de vapor típica se realiza con un patrón de 5 puntos que cubre un área de 10,120 m2 [2.5 acres], con un pozo productor en cada esquina y un pozo inyector en el centro. Las variaciones de esta configuración incluyen los patrones de 9 puntos y patrones combinados. El vapor inyectado se eleva desde los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) en el pozo inyector hasta que se encuentra con una barrera litológica impermeable. Luego el vapor se extiende lateralmente hasta que irrumpe en un pozo productor. Mientras el petróleo se produce por drenaje gravitacional, la cámara de vapor, o volumen saturado de vapor, crece en dirección descendente. En la realidad, las heterogeneidades geológicas y las complejidades del pozo permiten que el vapor viaje a lo largo de trayectorias no planificadas.
El Campo Kern River posee más de 15,000 pozos inyectores y productores, y una red de 540 pozos de observación. Existe aproximadamente un pozo de observación por cada cinco patrones de inyección. En cada pozo perforado, se han adquirido recientemente resistividades a agujero descubierto, registros de densidad-neutrón y de Propagación Electromagnética EPT. Los registros de pozo entubado obtenidos siguiendo un programa preestablecido en los pozos de observación son útiles para vigilar rutinariamente el progreso del vapor. Éstos incluyen registros de temperatura para observar la variación de la temperatura del yacimiento en función de la profundidad, y registros de la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST para determinar la saturación de petróleo utilizando relaciones carbono-oxígeno (C/O).6 Estos registros se utilizan para crear modelos tridimensionales (3D) de la temperatura, de la saturación de petróleo y de la distribución del vapor. Estos modelos, combinados con un modelo litológico generado a partir de registros de resistividad de agujero descubierto, se utilizan para crear secciones transversales y modelos de visualización que facilitan las estimaciones de los regímenes de inyección de calor. Los registros de temperatura se adquieren cada
tres meses porque la temperatura puede cambiar rápidamente en proyectos de inyección de vapor muy activos y es importante reaccionar rápidamente: la modificación de los regímenes de inyección en el momento correcto puede significar un importante ahorro de costos.
En el Campo Kern River, los geólogos de ChevronTexaco ingresan datos de pozos de observación en las herramientas de visualización 3D para manipular el modelo, realizar cálculos volumétricos y administrar el calor. En este ejemplo, se han utilizado datos de resistividad para modelar la distribución de las capas de limolita y arenisca en un proyecto pequeño del Campo Kern River. La gráfica muestra un solo plano vertical a través del modelo 3D de distribución de la temperatura, integrado con un modelo geológico. Esta combinación es atractiva para una operación de inyección cíclica de vapor en una zona aislada con empacadores. Antes del trabajo, el pozo Acme 14 producía 3 m3/d [20 bppd]. Este valor es mayor que el promedio de 2.2 m3/d [14 bppd] para el campo. Después de inyectar vapor en este intervalo, el pozo Acme 14 respondió con un adicional de 6.4 m3/d [40 bppd]; un aumento de 300%, cayendo así dentro del grupo de pozos que producen el 90% o más del valor del pozo de mayor producción.
Estas herramientas de visualización permiten a los miembros del equipo de activos determinar la distribución de vapor, ajustar los regímenes de inyección de vapor y optimizar los disparos en los proyectos existentes, al igual que en los proyectos futuros.
Algunos operadores de California están evaluando otras formas de controlar el movimiento del vapor. Desde 1996, se han instrumentado varios campos de petróleo pesado con medidores de fibra óptica de la distribución de la temperatura (DTS, por sus siglas en inglés) SENSA. La fibra óptica sirve tanto de medidor como de sistema de transmisión y permite efectuar lecturas de temperatura a intervalos de 1 m [3.3 pies]. El sistema ha sido utilizado en numerosos pozos que producen por bombeo mecánico a temperaturas de hasta 249°C [480°F]. Cuando se despliega en pozos productores, el sistema DTS puede instalarse en un tubo de acero inoxidable de 1⁄4 pulgadas, sujetado en la parte exterior de la tubería de revestimiento o de la tubería de producción. En un caso, el sistema de fibra óptica detectó indicaciones de pérdida de vapor detrás de la tubería de revestimiento; la pérdida fluía hacia la superficie. El pozo se intervino para reparar la pérdida antes de que se produjera una ruptura por alta temperatura en la superficie.
En otro caso, se controló la inyección de vapor en tres areniscas desde un pozo de observación. Cuando comenzó la vigilancia, el vapor había alcanzado dos de las areniscas en la posición del pozo de observación. Luego de 15 meses, el sistema DTS detectó irrupción de vapor en la arenisca superior. Además, se han instalado sistemas de fibra óptica SENSA para controlar el movimiento del vapor en más de 150 pozos, incluyendo proyectos en Indonesia, Venezuela, Canadá y Omán, en pozos verticales de producción y de observación y en pozos horizontales.
ChevronTexaco y otros productores de petróleo pesado en California están probando con levantamientos electromagnéticos (EM, por sus siglas en inglés) transversales como otra forma de confeccionar mapas de la saturación de petróleo residual y determinar los factores que controlan el flujo de vapor y de petróleo. El método de levantamientos EM transversales está diseñado para confeccionar un mapa de la distribución de la conductividad entre los pozos. Un sistema de campo para efectuar levantamientos EM transversales consiste de una herramienta transmisora bajada en un pozo y una herramienta receptora bajada en otro pozo, localizado a 1 km [0.6 millas] de distancia del pozo emisor. Las herramientas se despliegan con equipos estándar para operaciones a cable y se conectan a superficie mediante telemetría convencional. Posicionando las herramientas transmisora y receptora arriba, abajo y dentro de la zona de interés, se pueden obtener datos para la inversión tomográfica, dando como resultado un modelo de conductividad entre los pozos.
ElectroMagmnetic Instruments, Inc. ha conducido levantamientos EM transversales en varios campos petroleros en operación. En un levantamiento ejecutado en el Campo Kern River se registraron datos de inducción EM entre tres pares de pozos, incluyendo los pozos de observación T04 y T05, entubados con fibra de vidrio y un pozo productor, T65, entubado con tubería de acero. Los registros convencionales de inducciónresistividad permiten diferenciar las areniscas (de resistividad más alta, 8 a 50 ohm-m) de las limolitas (de resistividad más baja, 2 a 8 ohm-m), y facilitan la identificación de los principales intervalos del yacimiento bajo inyección de vapor. Debido a la baja salinidad del agua connata, no es posible distinguir las fases acuosas y petrolíferas en los registros de resistividad solos. Sin embargo, los intervalos saturados de vapor se pueden distinguir de los intervalos saturados de agua fría o de petróleo, principalmente porque la alta temperatura reduce la resistividad de la formación en más del 40%. Por ejemplo, los registros de inducción a través de las areniscas G, K y K1 muestran correlación entre los Pozos T05 y T04, pero las resistividades de las areniscas son 30 a 40% más bajas en el Pozo T05. El Pozo T04 se perforó en un inesperado “punto frío;” las temperaturas eran 56°C [100°F] más bajas en el Pozo T04 que en el T05. Por alguna razón, el vapor inyectado había pasado por alto los intervalos productivos en el Pozo T04, dejando una alta saturación de petróleo. Los geólogos del Campo Kern River han identificado varias áreas semejantes, y para ellos es prioritario descubrir la causa del aislamiento en sus intentos por maximizar la producción.
Durante la inversión de los datos del levantamiento EM transversal se toma un modelo inicial de conductividad (recíproca de la resistividad eléctrica) entre pozos, generalmente derivada de los registros de resistividad obtenidos en los dos pozos, luego se ajusta el modelo hasta que los datos observados y calculados coinciden dentro de una determinada tolerancia. El modelo final indica alguna variación estratigráfica y una posible variación estructural en la región entre pozos. El espesor de la capa de limolita de alta conductividad que separa las dos
unidades productoras aumenta sustancialmente, pero en forma discontinua a mitad de camino entre los pozos de observación. Este engrosamiento discontinuo puede corresponder a una falla pequeña que está provocando que el vapor pase por alto los intervalos productivos en el Pozo T04.
La inversión y generación de imágenes tomográficas constituyen nuevas técnicas y áreas de investigación activas. Las inversiones no arrojan resultados exclusivos; esto significa que varios modelos de resistividad pueden satisfacer los datos observados. Los resultados mejoran cuando se utilizan datos adicionales, tales como secciones transversales provenientes de levantamientos sísmicos, para limitar la inversión. A fines de 2002, ElectroMagnetic Instruments condujo nuevos levantamientos EM transversales en esta área del Campo Kern River para ensayar la idea de que las fallas de la formación podrían
estar influenciando la eficiencia de barrido.
Fuente:
Carl Curtis
Robert Kopper
Petrozuata
Puerto La Cruz, Anzoátegui, Venezuela
Eric Decoster
Caracas, Venezuela
Angel Guzmán-García
ExxonMobil
Houston, Texas, EUA
Cynthia Huggins
Occidental of Elk Hills, Inc.
Tupman, California, EUA
Larry Knauer
Mike Minner
ChevronTexaco
Bakersfield, California
Nathan Kupsch
Petro-Canada
Calgary, Alberta, Canadá
Luz Marina Linares
Operadora Cerro Negro
Caracas, Venezuela
Howard Rough
Bakersfield, California
Mike Waite
ChevronTexaco Overseas Petroleum
Puerto La Cruz, Anzoátegui, Venezuela
Elaborado por: Leonard Zambrano
