Potencial de los procesos EOR - II

Entre los métodos térmicos, la inyección de vapor registra el porcentaje de participación más alto de la producción mundial, observándose su mayor aplicación en Indonesia, Venezuela, China y Estados Unidos. El proyecto de inyección de vapor más grande en el mundo es el del Campo Duri en Indonesia, el cual produce 283.000 BPD.

Tal como se observa en la Figura 9.2, en Canadá el proceso dominante es el desplazamiento miscible. Le sigue la inyección de vapor, cuya aplicación continuará creciendo en importancia a medida que las reservas de crudo pesado se vayan explotando. Se estima que la producción de petróleo pesado en Alberta alcance 1,5 millones de BPD para el 2010. Estas operaciones incluyen minería de superficie, con un costo estimado de 25,4 billones de dólares canadienses. 

Por su parte, en Estados Unidos, el principal método es la inyección de vapor, cuya aplicación está limitada a los crudos pesados de California. Le sigue en orden de importancia la inyección miscible de C02, utilizada en las áreas donde esta fuente es más barata. El uso de los métodos de invasiones con químicas, cuyo objetivo es recuperar el petróleo de los yacimientos agotados de petróleo liviano, ha bajado por las fluctuaciones de los precios del petróleo en la última década

Potencial de los procesos EOR - I

A finales del año 2000, la producción mundial de petróleo por procesos de recuperación mejorada alcanzó los 2 millones de barriles diarios, lo cual representa cerca del 3% de la producción mundial. La Figura 9.1 muestra la distribución de esta producción, en la cual destaca la de Estados Unidos como la más elevada del mundo, con un 39% de la misma, demostrando el interés y la necesidad de este país por tales procesos. La producción EOR es de 748.000 BPD, cerca del 13% de la producción total.

Otros países con producción EOR significativa son: 

• Venezuela con 370.000 BPD (la producción fría de los crudos pesados de la Faja del Orinoco añade otros 250.000 BPD) 

• Indonesia, 283.000 BPD 

• Canadá con 233.000 BPD y se añaden 200.000 BPD de las arenas bituminosas 

• China, 165.000 BPD 

• Alemania, Colombia, los Emiratos Árabes Unidos, India, Libia, Francia, Trinidad y Turquía, engloban un total aproximado de 68.000 BPD.

En la Tabla 9.1 se presenta cuál ha sido la producción adicional y el número de proyectos de los diferentes métodos EOR aplicados en escala mundial. Actualmente, se encuentran activos 344 proyectos EOR, algunos experimentales, y su producción mundial está por encima de los 1,8 MM de BPD, de un total de 74 MM de BPD de producción. Se estima que en el año 2020, EOR representará el 50% de la producción mundial. Como se puede apreciar, el patrón de participación es de un 55% para los proyectos térmicos, 35% para los de inyección de gases y 10% para los químicos.

Métodos de recuperación mejorada de petróleo

Definición 

La recuperación mejorada de petróleo EOR (del inglés: Enhanced Oil Recouery) se refiere a todos los procesos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría por métodos primarios. En su mayoría consisten en inyección de gases o químicos líquidos y/o en el uso de energía térmica. Entre los primeros, los más utilizados son: los hidrocarburos gaseosos, el C02, el nitrógeno y los gases de combustión. Entre los químicos líquidos se incluyen polímeros, surfactantes e hidrocarburos solventes, y, finalmente, los procesos térmicos típicos se refieren al uso de vapor o agua caliente, o bien, a la generación in situ de energía térmica mediante la combustión de petróleo en la roca yacimiento Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural presente en el yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor. 

Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca/fluido, debido, posiblemente, a mecanismos físicos y químicos y a la inyección o producción de energía térmica, a fin de crear condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Tales interacciones pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminución de la tensión interfacial, hinchamiento del petróleo, reducción de su viscosidad, modificación de la humectabilidad o comportamiento favorable de fases.

Los procesos EOR se han usado como una continuación de la recuperación secundaria, por lo que se les ha denominado procesos de recuperación terciaria. Sin embargo, en el caso de petróleos muy viscosos y lutitas petrolíferas, con muy poca o ninguna recuperación primaria ni secundaria, EOR se referirá a las técnicas de recuperación de petróleo empleadas desde el comienzo de la vida productiva del yacimiento, es decir, que no se restringen a una fase particular: primaria, secundaria o terciaria. En otras palabras, el término se utiliza para eliminar la confusión entre el mantenimiento de presión, la recuperación secundaria y la recuperación terciaria. 

El mayor atractivo de estos métodos es que en los yacimientos que se están explotando todavía queda más de la mitad del petróleo original in situ. Sin embargo, su aplicación depende de los precios del petróleo y de las ganancias, debido a que la tecnología EOR es muy compleja y costosa con res pecto a otros procesos. A pesar de lo antes señalado, la utilización de estos métodos se ha incrementado debido a la declinación de las reservas de petróleo

Referencias bibliográficas - Casos históricos

1. Thakur, G.C. y Satter, A.: Integrated Waterfíood Asset Management, Penn Well Publishing Company (1998).

2. Ferrer, J.: El Seguimiento a Proyectos de Inyección de Agua, MARAVEN, Gerencia de Ingeniería de Petróleo, Maracaibo (Julio 1997).

3. Rojas, G.: Curso sobre Actualización en Ingeniería de Yacimientos, Módulo Vi. Recuperación de Petróleo por Inyección de Agua y/o Gas, CEPET, Edo. Anzoátegui (1992).

4. Frick, Th.C. y Taylor, R.W.: Petroleum Production Handbook, Me. Graw Hill Book Company,
Inc. New York, (1962) II.

5. Craig, F.F., Jr.: The ReservoirEngineering Aspects ofWaterflooding, Monograph Series, SPE,
Richardson, TX (1971) 3.

6. Beliveau, D., Payne, DA. y Mundry, M.: Analysis of the Waterfíood Response of a Naturally Fractured Reservoir, trabajo SPE 22946 presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9,1991).

7. Miller, C.C. y Dyes, A.B.: Máximum Reservoir Worth - Proper Well Spacing, Trans., Al ME (1959) 216,334-340.

8. French, R.L., Brimhall, R.M. y Wu, C.H.: A Statlstical and Economic Analysis of Incrernental Waterfíood Infill Drilling Recoveries in West Texas Carbonate Reservoirs, trabajo SPE 22624, presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9, 1991).

9. Hall, H.N.: How to Analize Waterfíood Injectlon Well Performance, World Oil (Oct. 1963) 128.

10. Colina, J.U.: La Recuperación Secundaria y Mejorada en los Yacimientos de Lagoven en el Occidente del País, I Simposio Internacional sobre Recuperación Mejorada de Crudo, Maracaibo (1985).

Casos históricos - II

En un campo de Bahrain se ha inyectado gas por más de 40 años, obteniéndose recobros de 50% POES en zonas invadidas por gas y de 20-25% en zonas inundadas por agua de un acuífero. Shehabi atribuye el mayor recobro obtenido por el gas a las siguientes razones:

Colina señala que la inyección de agua en arreglos de 7 pozos invertidos y en forma selectiva a través de las arenas más continuas, masivas y resistivas del yacimiento LL-03 del Campo Tía Juana fue exitosa; en cambio, la inyección en los flancos del mismo yacimiento y en forma no selectiva no se consideró efectiva. 

En el Campo Midale en Canadá, la formación está naturalmente fracturada con fracturas verticales espaciadas 1-4 pies. En el proyecto se usan 83 arreglos de 9 pozos invertidos de 320 acres/arreglo y se espera un recobro final de 24% del POES.

Huang y asociados" resumen la evaluación de ingenieña así como la planificación, perforación y completación de pozos horizontales de inyección y producción en un proyecto de inyección de agua y demostraron con eso la superioridad del uso de pozos horizontales en comparación con los verticales, ya que aumentó la producción y se mantuvo por más tiempo. Para predecir el comportamiento de los pozos horizontales utilizaron métodos analíticos y simulación. 

Grinestaff y Caffrey presentan un caso de inyección de agua en una zona compleja con múltiples yacimientos en Prudoe-Bay, Alaska, donde realizan un análisis global del comportamiento utilizando simulación numérica. De aquí se deduce que entre las mejores estrategias futuras de explotación para recuperar el petróleo remanente atrapado están el seguimiento de los yacimientos y la perforación masiva de pozos horizontales y verticales.

Casos históricos - I

Ferrer2 presenta varios casos de campo de yacimientos sometidos a inyección de agua donde demuestra que el seguimiento de varios proyectos de inyección de agua ha dado como resultado mejoras de la eficiencia del recobro. Ejemplos de éstos son: el del Campo Guntong en Malasia, el del Campo Ninian en el Mar del Norte y los proyectos de las segregaciones del lago de Maracaibo en Venezuela. Asimismo, Rojas3 describe otros casos a nivel mundial entre los cuales señala los siguientes: 

En yacimientos de carbonatos8 durante varios años se ha realizado perforación interespaciada extensiva en los yacimientos de carbonato del oeste de Texas, como un método para incrementar el área barrida por el agua y mejorar la comunicación entre los pozos. Los resultados de campo han llevado a la conclusión de que este método incrementa económicamente las reservas de los proyectos de inyección de agua en su fase subordinada. En yacimientos clásticos puede quedar petróleo remanente potencialmente recuperable por inyección de agua, a consecuencia de la pobre continuidad de las arenas o grandes contrastes de permeabilidad entre cuerpos de arena vecinos. Estas con- diciones típicamente ocurren en depósitos fluviales o en combinaciones de canal-barra de desembocadura. La experiencia en el Mar del Norte25 muestra que el recobro adicional obtenido por un pozo interespaciado, localizado en una zona pobremente barrida por agua y arena de baja permeabilidad, puede alcanzar un 7% del POES existente entre los pozos iniciales.

En las formaciones calcáreas del Campo Valhall de Noruega, debido a la baja permeabilidad del agua (15 md) se fracturaron moderadamente los yacimientos, in- yectando agua a presiones de 150 Ipc y en fracturas de 150 pies de extensión lateral y con tasas de inyección de 10.000 BPD.

Hasan refiere que un proyecto de inyección de agua en la unidad Curry, con una saturación de gas de 24%, rindió un recobro adicional de 7,5 MMBN con un incremento en la tasa de producción de petróleo de 1.000 a 3.650 BPD. Se observó la creación de un banco de petróleo luego del llene del yacimiento. El Campo Brookhaven, en Mississippi, fue sometido a inyección de agua luego de 20 años de haberse inyectado gas. 

Las expectativas de recobro terciario eran de 5 MMBN cuando se inició el proyecto. En el lago de Maracaibo también se han obtenido excelentes resultados en proyectos de inyección de agua en arenas saturadas de gas. En yacimientos donde Sg =5-10%, se ha observado aumento de la tasa de producción de petróleo, reducción de la relación gas-petróleo, aumento de la presión del yacimiento y resaturación del crudo con gas.

Aspectos económicos

Para que un proyecto de inyección sea económicamente viable debe generar ganancias que satisfagan las metas de la empresa. Por esa razón, la gerencia de los proyectos de inyección de agua o gas requiere la evaluación económica, para lo cual los ingenieros de producción y yacimientos deben trabajar en equipo a fin de fijar los objetivos económicos, formular los escenarios, recopilar los datos de producción, operación y de rentabilidad, efectuar los cálculos y análisis de riesgos, así como seleccionar la estrategia de explotación óptima, usando los conocidos criterios de valor presente neto, tasa interna de retomo, eficiencia de la inversión, entre otros. Thakur y Satter y Willhite presentan un estudio detallado sobre este tópico. 

Las facilidades de superficie, los pozos y sus equipos, las fuentes de gas y agua para inyección son por lo general escasos; por eso es necesario considerar como un valor el fluido de inyección. También es fundamental tener en cuenta el costo del tratamiento del fluido de inyección y el transporte y manejo de los fluidos producidos.