Otras alternativas

Dos alternativas que no requieren la inyección insitu del vapor para producir petróleo pesado y bitumen son las operaciones mineras en superficie y la producción fría con pozos horizontales y multilaterales. Esta última también permite que el petróleo pesado se produzca económicamente sin la inyección de vapor in situ. En Venezuela, en la Faja del Orinoco, se han comenzado dos proyectos de este tipo: uno es el de Petrozuata CA, una asociación estratégica entre Conoco Inc. (50,1%) y PDVSA (49,9%) que produce cerca de 93.500 BPD de un crudo de 9o API; su objetivo es alcanzar los 125.000 BPD a finales del 2001. El otro, actualmente en producción, es Cerro Negro (41,67% Exxon Mobil Co., 41,65% PDVSA, y 1,66% Veba Oel AG), que produce 60.000 BPD de crudo diluido y se espera alcanzar una producción de 140.000 BPD en el 20017. Existen, además, otras dos asociaciones: Sincor (47% TotalFina, 38% PDVSA y 15% Statoil), que comenzó a producir a finales del 2000, y Petrolera Ameriven en Hamaca (40% Phillips Petroleum Co., 30% PDVSA, y 30% Texaco Inc.), a partir del 2001. La producción total de estas cuatro asociaciones, una vez que se alcancen sus respectivos objetivos, será de 650.000 BPD de un crudo entre 8-9° API.

Potencial de los procesos EOR - III

En Venezuela el proceso dominante es la inyección cíclica de vapor con una producción cercana a los 200.000 BPD, destacándose las producciones de los Campos La gunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han generado ganancias extraordinarias para el país. En cuanto a China, aunque reporta el mayor número de proyectos químicos, se puede decir que su producción, cercana a los 170.000 BPD, proviene de los proyectos térmicos. 

La operación del Campo Duri en Indonesia permanece todavía como el proyecto más grande de inyección de vapor y México, comenzó en abril del 2000 a operar el proyecto más grande de inyección de nitrógeno. Venezuela también está programando el inicio de proyectos de inyección de N2 en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural. 

La Tabla 9.2, tomada de Moritis, lista las pruebas de campo y pilotos planificadas para ser iniciadas a partir del año 2000. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen laboratorios integrados de campo, los cuales se muestran en las Figuras 9.3 y 9.4.

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

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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,
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5. Craig, F.F., Jr.: The ReservoirEngineering Aspects ofWaterflooding, Monograph Series, SPE,
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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.