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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
METODOLOGÍA PARA LA APLICACIÓN DEL MÉTODO TOE-TO-HEEL AIR INJECTION (THAI) EN CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero de Petróleo
Autores:
Bch. González, Vincent
Bch. Jiménez, Fabriana
Tutor Académico:
Ing. Jelvis Chirinos
Cabimas, Marzo de 2012
METODOLOGÍA PARA LA APLICACIÓN DEL MÉTODO TOE-TO-HEEL AIR INJECTION (THAI) EN CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS
Autores:
_______________________ _______________________ Fabriana G. Jiménez A. Vincent H. González H.
C.I: 19.118.775 C.I: 19.748.123 Direc. Hab: Sector Sta. Clara, calle Morles, casa N°
70 Direc. Hab: Sector Nva. Cabimas, calle Unión,
casa Nº17 Telf: 0414-2855081 Telf: 0416-9608047
E-mail: [email protected] E-mail: [email protected]
TUTOR:
_______________________
Ing. Jelvis Chirinos
VEREDICTO
Nosotros, profesores, JELVIS CHIRINOS, JUAN SILVA y GRISBEL GUERRA,
designados como Jurado Examinador del Trabajo Especial de Grado titulado
“METODOLOGÌA PARA LA APLICACIÓN DEL MÈTODO TOE-TO-HEEL AIR
INJECTION (THAI) EN CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS” que presentan los
bachilleres: VINCENT H. GONZÀLEZ H., C.I: V-19.748.123 y FABRIANA G. JIMÈNEZ
A., C.I: V-19.118.775, nos hemos reunido para revisar dicho trabajo y después del
interrogatorio correspondiente, lo hemos aprobado, calificándolo como
______________________________, de acuerdo con las normas vigentes aprobadas
por el Consejo Académico del Núcleo Costa Oriental del Lago de la Universidad del
Zulia para la evaluación del Trabajo Especial de Grado. En fe de lo cual firmamos, en
Cabimas a los Veintiséis días del mes de Marzo del dos mil Doce.
____________________________ ____________________________
PROF. JELVIS CHIRINOS PROF. JUAN SILVA
TUTOR ACADÉMICO JURADO PRINCIPAL
____________________________
PROF. GRISBEL GUERRA
JURADO PRINCIPAL
DEDICATORIA
A mi Dios todo poderoso ya que me da la fuerza que necesito a diario para seguir
adelante, sin Él nada de lo que tengo y no tengo es realidad.
A mis Padres, que ven culminados sus esfuerzos inquebrantables y quienes con su
amor, paciencia y apoyo incondicional me han enseñado los valores más sólidos de una
familia para formarme como ser humano, por eso les dedico este triunfo el cual no es
solamente mío sino también de ustedes.
A mis amigos, que siempre estuvieron allí apoyándome y brindándome sus consejos
para levantarme los ánimos en los momentos de dificultad e inseguridad.
A mi familia en general, que han sido mi sostén en el cual puedo contar cada vez
que necesite de su ayuda.
Vincent H. González H.
DEDICATORIA
Dedico este proyecto de tesis primeramente a Dios porque ha estado conmigo en
cada paso que doy, cuidándome y dándome fortaleza para continuar.
A mis padres Noleida y Edwin por su inmenso amor y comprensión. Quienes me han
enseñado a nadar contra la corriente y quienes a lo largo de mi vida han velado por mi
bienestar y educación, siendo mi apoyo en todo momento. Depositando su entera
confianza en cada reto que se me presentaba sin dudar ni un solo momento de mi
inteligencia y capacidad. Es por ellos que soy lo que soy ahora. Los amo con mi vida.
A mis hermanos Fiorangela, Floryanis y Edwar por ser una de mis motivaciones
principales para salir adelante, los amo.
A mi tía Yeny mi segunda madre, mi ejemplo a seguir, quien ha representado un
pilar fundamental en mi vida, te amo.
A mi familia en general por todo el apoyo brindado durante este largo camino.
Fabriana G. Jiménez A.
AGRADECIMIENTO
Ante todo a ¡Dios! por darme la oportunidad de vivir y guiar mis pasos en el camino
correcto en todo que llevo de vida.
A mis padres Heberto y Mariela, que con sus esfuerzos y sacrificios lucharon para
ayudar alcanzara esta meta de mi vida.
A la Ilustre Universidad del Zulia, Programa de Ingeniería, Subprograma de Petróleo,
por ser mi casa de estudio y permitirme formarme como profesional en ella.
A mi tutor académico profesor Ing. Jelvis Chirinos, por brindarme la colaboración,
apoyo y sus conocimientos académicos que ayudaron a la realización de este trabajo.
A mi amiga y compañera de tesis Fabriana Jiménez, por estar allí siempre a mi lado
luchando por un sueño compartido.
A mis amigos Mercedes D., Rosmary C., David C., Elicer C., Julio G., José S.,
Alejandro T., mis amigos del Taekdo, de la universidad entre otros, por ser aquellos
seres tan especiales para mí, siempre con su sinceridad, lealtad y apoyo en todo
momento. Gracias a ustedes descubrí y conocí el valor de la amistad.
¡Muchas gracias a todos!
Vincent H. González H.
AGRADECIMIENTO
A nuestra casa de estudio La Universidad del Zulia por fórmanos como grandes
profesionales y permitirnos construir un mejor futuro.
A todos los profesores de esta institución, por transmitirnos sus valiosos
conocimientos.
Al profesor Jelvis Chirinos, por su apoyo y dirección.
A Rosmary Chirinos y Mercedes Duarte por su ayuda incondicional.
A mi compañero de tesis Vincent González por estar conmigo hasta el final.
A mi familia que a lo largo de toda mi vida han apoyado y motivado mi formación
académica.
A todas las personas que han creído en mí.
¡Gracias a todos!
Fabriana G. Jiménez A.
ÍNDICE
Pág
FRONTISPICIO 2
VEREDICTO 3
DEDICATORIA 4
AGRADECIMIENTO 6
ÍNDICE 8
ÍNDICE DE FIGURAS 11
ÍNDICE DE TABLAS 13
ÍNDICE DE CUADROS 14
RESUMEN
ABSTRAC
15
16
INTRODUCCIÓN 17
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA
19
Planteamiento del problema 20
Formulación del problema 22
Objetivos de la investigación 22
Objetivo general 22
Objetivos específicos 23
Justificación de la investigación 23
Delimitación de la investigación 25
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 26
Antecedentes de la investigación 27
Bases teóricas 32
Preámbulo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) 32
Ubicación Geográfica 32
Reseña Histórica 33
Aspectos Geológicos 36
Formación de reservas de petróleos pesados y extrapesados 36
Morfología y composición 41
Génesis 41
Producción 42
Mecanismos de producción 43
Producción actual 45
Costos de producción 46
Mejoramiento de crudos 47
Aspectos petrofísicos y de los fluidos 48
Hidrocarburos de la FPO 48
Clasificación del petróleo 49
Condiciones de explotación de un yacimiento de petróleo 50
Recuperación primaria 51
Recuperación secundaria 53
Recuperación terciaria o mejorada 53
Objetivos de la aplicación de los métodos EOR 55
Mejorar la razón de movilidad 55
Aumentar el número capilar 57
Clasificación de los métodos EOR 59
Métodos no convencionales no térmicos 60
Invasiones Químicas 61
Desplazamientos miscibles 61
Empujes con gas 61
Métodos no convencionales térmicos 62
Inyección de agua caliente 63
Inyección continua de vapor 64
Inyección alternada de vapor 66
Drenaje por gravedad asistido con vapor 70
Combustión in situ 71
Combustión convencional o “hacia adelante” 74
Combustión en reverso 80
Combustión húmeda 81
Toe to Heel Air Injection (THAI) 85
Definición de términos básicos 87
Sistema de variables 89
Operacionalización de las variables 90
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
91
Tipo de investigación 92
Diseño de la investigación 97
Población y muestra de estudio 95
Técnicas y métodos para la recolección y procesamiento de datos 96
Técnicas de análisis 97
Procedimiento de la investigación 98
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
101
Identificación de los parámetros de aplicación del método THAI para la
recuperación mejorada de crudos pesados y extrapesados de la Faja
Petrolífera del Orinoco
102
Descripción del proceso de aplicación del método THAI para la recuperación
mejorada de crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del
Orinoco
103
Zona quemada 105
Frente de combustión 105
Zona de coque 106
Zona de petróleo movible 106
Zona de petróleo frío 107
Análisis de la aplicación del método THAI para la recuperación mejorada de
crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco
109
CAPÍTULO V. LA PROPUESTA 114
CONCLUSIONES 140
RECOMENDACIONES 143
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 145
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Pág
1 Ubicación Geográfica del Campo Faja del Orinoco. 32
2 Reservas Energéticas de Venezuela 33
3 Antiguo Mapa de principales áreas de producción de la FPO. 34
4 Mapa Actuales áreas de producción FPO. 35
5 Mapa división de bloques FPO. 36
6 Cuenca sedimentaria del Oeste de Canadá. 37
7 Áreas en Explotación FPO. 39
8 Reservas de Petróleo en Venezuela. 40
9 Mapa Depositación de sedimentos en FPO. 42
10 Sumario de Reservas de petróleo en el Campo Faja del Orinoco. 43
11 Factor de Recobro Vs Tiempo. 45
12 Impacto Tecnológico en Costo de Producción por barril desde año
1991 a 2003.
46
13 Evolución de la productividad de petróleo por pozo desde años
80´s a 2000.
46
14 Estrategia de Mercado para los crudos de la faja. 48
15 Clasificación del Petróleo. 50
16 Relación entre viscosidad y temperatura de los petróleos pesados. 54
17 Efecto de la Razón de Movilidad sobre la recuperación por
inyección de agua.
56
18 Petróleo Residual en función del Número Capilar. 58
19 Métodos EOR. 60
20 Inyección de agua caliente. 63
21 Proceso de inyección continúa de vapor. 65
22 Esquema de la Inyección Alternada de Vapor. 66
23 Esquema de Inyección Cíclica de Vapor. 67
24 Respuesta de producción de la Inyección Cíclica de Vapor. 68
25 Proceso de Gravedad Asistido con Vapor. 70
26 Esquema de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). 71
27 Esquema de la Combustión in situ. 72
28 Esquema de una combustión in situ convencional. 74
29 Zonas formadas en un proceso de combustión in situ. 76
30 Problemas asociados a la combustión convencional. 79
31 Proceso de combustión en reverso. 80
32 Perfiles de Saturación y temperatura en Combustión Húmeda. 82
33 Cambios en el perfil de temperatura en el proceso de combustión
húmeda.
83
34 Esquema del Proceso THAI. 86
35 Procesos de larga y corta distancia. 86
36 Parámetro para la aplicación del método THAI. 102
37 Proceso de aplicación del método THAI. 104
38 Proceso de la aplicación del método THAI. 107
39 Secuencias del proceso aplicado en el método THAI. 108
40 Arreglo de pozos en línea. Cuando el frente llegue a los pozos
horizontales estos pueden ser inyectores de otros más adelante.
109
41 Aplicación del método THAI. 103
42 Reservas mundiales recuperables de petróleo. 122
43 Método Toe-To-Heel Air Injection (THAI). 132
44 Representación conceptual de la técnica THAI. 133
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Pág
1 Inyección Cíclica o Alternada de Vapor. Criterios de Diseño. 69
2 Criterios de diseño para el proceso de combustión in situ. 84
3 Metodología para la recolección de datos del objetivo N° 1. 99
4 Metodología para la recolección de datos del objetivo N° 2. 99
5 Metodología para la recolección de datos del objetivo N° 3. 100
ÍNDICE DE CUADROS
Cuadro Pág
1 Sistema de variables. 89
2 Operacionalización de las variables. 90
GONZÁLEZ H. VINCENT H. y JIMÉNEZ A. FABRIANA G. “METODOLOGÍA PARA LA APLICACIÓN DEL MÉTODO TOE-TO-HEEL AIR INYECTION (THAI) EN CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS” Trabajo Especial de Grado para optar al título de Ingeniero
de Petróleo. La Universidad del Zulia, facultad de Ingeniería, Costa Oriental del Lago, Cabimas, Venezuela, Marzo 2012. 150 p.
RESUMEN
Esta investigación tuvo como finalidad el diseño de una metodología para la
aplicación del método THAI en crudos pesados y extrapesados, formando parte de la vanguardia tecnológica en el ámbito universitario para contribuir al estado venezolano y su industria petrolera al desarrollo de estrategias de explotación, motivando a su extensión y perfeccionamiento, aplicables especialmente a las características no convencionales de los grandes almacenamientos de crudos en la Faja Petrolífera del Orinoco. Dicho trabajo se enmarca en una investigación proyectiva, ya que se fundamenta en el diseño de una metodología que presenta una solución dentro de la industria petrolera que garantice la obtención de excelentes resultados en la producción de petróleo. Por otra parte, el diseño de la investigación es no experimental documental debido a que se observó el fenómeno tal y como se da en su contexto natural, para luego analizarlo y después establecer un plan de acción. Una de las conclusiones más importantes establece que la tecnología THAI produce un crudo mejorado hasta en 10 grados API, con viscosidades desde 50 a 100cp y una disminución apreciable en el contenido de metales, azufre y fracciones pesadas, obteniendo recobros hasta del 80%, lo cual lo hace compatible con el crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco, el cual posee una gravedad que oscila entre 8 y 18 grados API, un contenido de azufre entre 2 y 5% de peso y más de 250 partes por millón de metales, evitando de esta manera los múltiples inconvenientes para procesamientos de este tipo de crudo. Como recomendación más resaltante se tiene que el uso de esta técnica para la producción de crudo pesado proveniente de la Faja del Orinoco es recomendable debido a los grandes beneficios que esta ofrece.
Palabras claves: Método THAI, Crudos pesados, Crudos extrapesados. Correos: [email protected], [email protected]
H. GONZALEZ VINCENT H. and A. JIMENEZ FABRIANA G. "METHODOLOGY TO THE IMPLEMENTATION OF THE METHOD TO-TOE-HEEL AIR INYECTION (THAI) IN HEAVY AND EXTRA-HEAVY OIL” Special Degree for the degree of Petroleum Engineering.
The University of Zulia, Faculty of Engineering, Costa Oriental del Lago, Cabimas, Venezuela, March 2012. 150 p.
ABSTRAC This research aimed to design a methodology for the application of the THAI in heavy and extra-heavy oil, forming part of the technological vanguard in the university to contribute to the Venezuelan’s state and it petroleum industry to development of exploitation strategies, motivating their extension and improvement, especially applicable to the unconventional features of the large stores of oil in the Orinoco Oil Belt. This work is part of a projective research because the design is based on a methodology that provides a solution within the petroleum industry to ensure obtaining excellent results in the production of oil. Moreover, the research design is not experimental documentary because the phenomenon was observed as given in its natural context, then analyzes it and makes a plan of action. One of the most important conclusions establishes that THAI technology produces an upgraded oil up to 10 grades API with viscosities from 50 to 100cp and a significant decrease in metal content, sulfur and heavy fractions, obtaining recoveries up to 80%, making it compatible with the oil from the Orinoco Oil Belt, which has a gravity between 8 and 18 grades API, a sulfur content between 2 and 5weight % and more than 250 parts per million of metal, avoiding in this way the many inconveniences to this type of processing oil. As most important recommendation is the use of this technique for the production of heavy oil from the Orinoco Belt is recommended because of the great benefits it offers. Keywords: THAI Method, Heavy oil, Extra-heavy oil. E-mails: [email protected], [email protected]
INTRODUCCIÓN
En los últimos 30 años, la tecnología petrolera ha evolucionado hacia la extracción
más eficiente de hidrocarburos viscosos y rebeldes, como lo son el crudo pesado y el
bitumen. El crudo pesado tiene una clasificación de 10 a 20 grados API; mientras que el
extrapesado, como el que se encuentra en la Faja del Orinoco en Venezuela, es de 10
grados API o inferior. El bitumen, asfalto en forma natural, también tiene una
clasificación de menos de 10 grados API.
Dentro de esas tecnologías de vanguardia se encuentra el método Toe-to- Heel Air
Injection (THAI), el cual trata de la generación de calor in situ en lugar de inyectarlo
desde la superficie. Dicho método combina una configuración especial de pozo vertical
y horizontal con combustión in situ lo cual garantizan resultados eficientes de
producción.
Por tal razón esta investigación, esta enfocada en el diseño de una metodología para
la aplicación del método Toe-to-Heel Air Injection (THAI) en crudos pesados y
extrapesados de la faja petrolífera del Orinoco siendo este el objetivo general, cuyo
logro se alcanza a través de la identificación de los parámetros de aplicación del
método THAI , de la descripción de su proceso de aplicación, así como del análisis de
la aplicación de dicha técnica, en la recuperación mejorada de crudos pesados y
extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. Igualmente se elaborará una guía que
contengan aspectos relevantes del método THAI como aplicaciones, procedimientos,
conceptos básicos entre otra información complementaria que permita comprender fácil
y eficazmente el tema en cuestión.
En consecuencia este estudio quedara estructurado de la siguiente manera:
Capítulo I, denominado El Problema, en el cual se describir de manera amplia la
situación objeto de estudio, que es la producción de crudos pesados y extrapesados de
18
la faja petrolífera del Orinoco, formulando una interrogante que será respondida, a partir
de ciertos objetivos que serán cumplidos al culminar el estudio; para culminar en esta
sección se justifica la investigación y se las delimitan los instrumentos bibliográficos que
facilitaron a los autores la comprensión del tema.
Posteriormente se presenta el Capítulo II, denominado Marco Teórico de la
investigación o Marco Referencial, el cual puede ser definido como el compendio de
una serie de elementos conceptuales que sirven de base a la indagación por realizar.
Dicho marco teórico, se estructura de la siguiente manera: antecedentes, bases
teóricas, definición de términos básicos y la operacionalización de las variables.
Seguidamente se muestra el Capítulo III, llamado Marco Metodológico, en este
capítulo se presenta la metodología que permitió desarrollar el presente Trabajo
Especial de Grado, resaltando aspectos como el tipo de investigación, las técnicas de
recolección de datos y análisis; así como también los procedimientos que fueron
utilizados para llevar a cabo dicha investigación.
Capítulo IV, denominado Análisis de los Resultados, donde se establecen
conclusiones obtenidas después de la aplicación del instrumento de investigación y así
mismo permite desarrollar recomendaciones, como también referencias bibliográficas.
Y finalmente se presenta el Capítulo V, La Propuesta, la cual contiene la Elaboración
de una Guía técnica referente al método THAI.
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento del problema
La gran demanda mundial de petróleo, sus proyecciones futuras, los altos precios de
este rubro en el mercado internacional, la marcada declinación de la producción en la
mayoría de los yacimientos petrolíferos convencionales, son apenas algunos de los
factores que actualmente y con gran intensidad en el futuro, preocupan al mundo
consumidor, especialmente conllevando a la industria petrolera a buscar soluciones o
alternativas productivas que efectivamente puedan satisfacer este creciente y prometido
requerimiento.
Asimismo, se conoce que la mayor parte de las reservas de petróleo del mundo
corresponde a hidrocarburos viscosos pesados y extrapesados, difíciles y caros de
producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el crudo, menor es
su valor económico, puesto que poseen mayores concentraciones de metales y otros
elementos que exigen mayores esfuerzos y erogaciones para su extracción del
yacimiento y posterior transporte.
Sin embargo, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está
desplazando hacia estas importantes reservas de crudo pesado y extrapesado; las
cuales se definen como petróleo pesado aquellos entre 22.3 y 10 grados API, y aquellos
menores a 10 grados API o mayor densidad se conocen como extrapesados,
ultrapesados o superpesados porque son más densos que el agua.
Por su parte, Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, y ostenta el
más importante depósito de crudo pesado y extrapesado en el mundo. Éste se
encuentra concentrado en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO); una extensa zona rica
en petróleo, ubicada en la margen izquierda del río Orinoco, que tiene
aproximadamente 650 kilómetros de Este a Oeste y unos 70 de Norte a Sur, para un
21
área total de 55.314 kilómetros cuadrados y un área de explotación actual de 11.593
kilómetros cuadrados que alberga unos 297.000 millones de barriles de crudo pesado y
extrapesado.
Entretanto, las experiencias en crudos pesados y extrapesados han demostrado que
la mayoría de los sistemas convencionales de producción y tratamiento son ineficientes.
Asimismo, el almacenaje y transferencia a través de oleoductos de crudos de alta
viscosidad están asociados a problemas técnicos de alta severidad. Estos serios
problemas se traducen en incrementos anuales de los costos de operaciones y
consecuentemente en una reducción significativa en las ganancias de las empresas
productoras. Problemas tales como incremento de paradas de producción, tratamientos
costosos y exceso de mantenimiento son atribuidos a la alta viscosidad de los crudos.
La mayoría de los crudos pesados y extrapesados producidos y tratados a nivel de
campo de producción no reúnen las condiciones mínimas de venta para la
transportación internacional y requieren ajustes costosos en el punto de embarque.
Comúnmente se suelen diluir con otros hidrocarburos más livianos, o se emulsionan
(mezcla con agua) para hacer su transporte vía oleoductos semejante al resto de los
hidrocarburos.
En este sentido, la viscosidad del petróleo resulta imprescindible para evaluar el valor
del recurso y estimar el rendimiento y los costos de refinación. Es la propiedad del fluído
que más afecta su producibilidad y recuperación. Cuanto más viscoso es el petróleo,
más difícil resulta producirlo; lo cual refleja un reto existente y una importante necesidad
de utilizar métodos que permitan obtener las condiciones mínimas de viscosidad de los
crudos en el fondo del pozo, de tal manera que el petróleo pesado y extrapesado de un
pozo pueda ser producido a las condiciones de flujo de un crudo mediano,
incrementando de esta manera la eficiencia de recobro de los yacimientos de la Faja
Petrolífera del Orinoco.
Con referencia a esto, se vislumbra un método ajustado al acondicionamiento de la
viscosidad del fluido, llamado THAI o “Toe-to-Heel Air Injection”, el cual consiste en un
22
proceso integrado de pozos horizontales, que permite la propagación de un frente de
combustión estable a través de la capa de petróleo, mediante una operación altamente
estable del proceso en un modo de oxidación de alta temperatura, alta eficiencia de
barrido y alta recuperación de petróleo, además de un mejoramiento sustancial in-situ
del petróleo, generado por la reducción de la viscosidad del mismo.(Schlumberger -
www.heavyoilinfo.com-, 2011).
De acuerdo a experiencias anteriores, con el uso de este método se obtienen
recuperaciones de aproximadamente 70 a 80 por ciento del bitumen, garantizando el
aumento de los grados API de los crudos por medio de la inyección de aire en un pozo
vertical, y al proceso de combustión en la formación, aumentando considerablemente la
temperatura del yacimiento permitiendo la reducción de la viscosidad del crudo y su
drenaje hacia un pozo horizontal por efecto de la gravedad. Lo cual refleja una gran
cantidad de beneficios al tratar con los parámetros inherentes a un mejor
desplazamiento del petróleo, traduciéndose en una producción más eficiente.
Formulación del Problema
De acuerdo a lo expuesto, resalta la siguiente interrogante:
¿Qué metodología se debe diseñar para la aplicación del método THAI en crudos
pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco?
Objetivos de la investigación
Objetivo General
Diseñar una metodología para la aplicación del método toe-to-heel air injection (THAI)
en crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Objetivos Específicos
23
Identificar parámetros de aplicación del método THAI para la recuperación mejorada
de crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Describir el proceso de aplicación del método THAI para la recuperación mejorada
de crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Analizar la aplicación del método THAI para la recuperación mejorada de crudos
pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Desarrollar una guía del método THAI en la Faja Petrolífera del Orinoco para los
estudiantes de las cátedras de ingeniería de yacimientos.
Justificación de la investigación
Este estudio formaría parte de la vanguardia tecnológica que debe aperturas
ampliamente en el ámbito universitario para contribuir de acuerdo a la exhortación del
estado venezolano y su industria petrolera al desarrollo de estrategias de explotación
sustentables por su eficiencia, de pleno dominio para la ingeniería nacional, que a su
vez motiven a su extensión y perfeccionamiento, aplicables especialmente a las
características no convencionales de los grandes almacenamientos de crudos en la
FPO, contenidos entre las vastas reservas probadas y certificadas de hidrocarburos que
contiene el subsuelo venezolano, las cuales actualmente se perfilan como las mayores
del mundo, puesto se espera lleguen a ser 360.000 millones luego de culminada las
certificaciones de las reservas del campo Junín en 2012.
Aunado a ello, el pesado compromiso de la industria petrolera nacional ante la
demanda y acuerdos internacionales suscritos, y las trazadas metas de incremento de
producción, que para este entonces se denota más inclinado, puesto que deben ir de
los 3 millones de barriles diarios actuales a 7 millones de barriles diarios para el 2015.
24
Así mismo, son muy escasos los trabajos especiales de grado desarrollados en el
estado Zulia, y especialmente en el Municipio Cabimas, acerca de la explotación de
crudos extrapesados. Posiblemente atendido al hecho de la ausencia de importantes
reservas de este tipo de crudo en la región occidental del país. En este sentido, en el
presente momento es muy propicio el desarrollo de investigaciones para los crudos
extrapesados, de acuerdo al desarrollo estratégico nacional orientado hacia la
explotación de las mayores reservas de petróleo del país en la FPO, hacia la cual hoy
por hoy se destinan gran cantidad de los ingenieros de petróleo recién egresados de las
universidades de todo el país.
Por consiguiente, el desarrollo del presente estudio sobre el atractivo método THAI,
ofrecería a los estudiantes implicados y a la comunidad de investigadores y futuros
ingenieros de petróleo, un valor agregado de estratégico interés para la demandante
industria petrolera nacional, generando a su vez como principal producto, un amplio y
detallado panorama acerca de esta tecnología, de la que existen pocas aplicaciones, y
la cual combina un conjunto de procesos de gran pertinencia e interés para el ingeniero
de petróleo.
Sin duda, este documento traduce una iniciativa para el impulso de proyectos de
investigación que asuman el titánico reto de la FPO, como sistemas que requieren de
tratamientos eficientes y lo mas económicos posible; así como también, el mejoramiento
de tecnologías ya existentes en la empresa petrolera nacional y a la diversificación de
sus aplicaciones.
Por otra parte, la investigación busca afianzar el procedimiento suscrito para llevarla
a cabo, además de servir como material de apoyo y consulta para estudiantes,
investigadores y todo aquel que requiera indagar sobre el apasionante tema de la
recuperación mejorada de crudos.
25
Delimitación de la investigación
El desarrollo de esta investigación abarca la metodología de los criterios de
aplicación del método THAI para la recuperación mejorada de crudos pesados y
extrapesados, mediante un detallado estudio de su funcionamiento y compatibilidad de
aplicación para la recuperación mejorada en la FPO.
Así mismo, está delimitado a realizarse en las instalaciones de La Universidad del
Zulia, Núcleo Costa Oriental del Lago, Programa de ingeniería, ubicada en la avenida
universidad de la ciudad de Cabimas, estado Zulia; en un período de tiempo
comprendido de 4 meses que tienen fecha de inicio en el mes de Diciembre de 2011 y
culminará en el mes de Marzo de 2012.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
27
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
El presente capitulo muestra el marco referencial que sustenta el ámbito técnico de la
investigación. En el presente se describen antecedentes investigativos sobre el tópico
de estudio; así como, el análisis de otras fuentes bibliográficas que permiten conocer
teorías, preceptos, definiciones y algunos criterios sobre el tema de estudio, necesarios
para el mejor entendimiento del proyecto y de los resultados obtenidos.
Antecedentes de la investigación
A fin de apoyar la fundamentación teórica de este estudio, se hizo necesaria la
revisión exhaustiva de diversos trabajos de investigación realizados con anterioridad.
Sepúlveda y Montaña (2009), titulado “Evaluación del comportamiento de un
yacimiento de crudo pesado mediante la aplicación de la técnica THAI (Toe to Heel Air
Injection)”, tuvo como objetivo el de analizar la evaluación del comportamiento de un
yacimiento de crudo pesado mediante la técnica THAI por sus siglas en inglés (Toe-To-
Heel Air Injection) mediante la simulación de parámetros intervinientes. La simulación
fue realizada en un simulador termal (Eclipse-Office), teniendo en cuenta que este
proceso es de recuperación térmica, aplicado en crudos pesados y bitumen donde es
necesario involucrar variables termodinámicas, termoquímicas, químicas, fisicoquímicas
y estequiométricas.
Primeramente se analizó la selección de la configuración de pozos más exitosa para
implementar en un piloto. Posteriormente se evaluó y analizó el impacto que tienen
algunas propiedades importantes de los yacimientos de crudos pesados en el recobro,
tales como espesor, porosidad, saturación inicial de aceite, relación de
permeabilidades, permeabilidad horizontal, profundidad y presión de yacimiento.
28
La segunda parte consistió en el estudio de las condiciones operacionales de la
técnica THAI en un yacimiento definido. Como tercera parte se diseñó un yacimiento
con dos capas continuas productoras para analizar el efecto de la heterogeneidad en el
desarrollo de la técnica THAI, donde se analizó el impacto en el recobro y en la
producción de crudo. También se comparó el comportamiento de la producción del
yacimiento de crudo pesado en producción en frio, con el mismo yacimiento aplicándole
la técnica THAI. Por último se diseñó un yacimiento con dos pares de pozos para
analizar el comportamiento de la técnica en un campo.
Entre sus principales resultados destacan, un mejor comportamiento de la
combustión in situ mediante la técnica THAI con la selección en línea de transporte
directo VIHP: un pozo inyector vertical y un pozo productor horizontal; así como, un
efecto no significativo de la heterogeneidad del yacimiento sobre el recobro y el
desarrollo de la técnica THAI.
Este antecedente resulta de gran apoyo puesto que fue diseñada para verificar
resultados expuestos en la literatura técnica petrolera sobre la implementación de
técnicas de recobro de crudo pesado y bitumen, mediante la simulación computarizada,
lo cual proporciona datos de gran valor para determinar los parámetros de aplicación de
la técnica particulares para la FPO.
Henríquez y Mavarez (2009), su trabajo recibió el nombre de “Inyección alternada de
vapor en el proyecto térmico C-7 del Campo Tía Juana y su efecto hacia los pozos
vecinos” el cual se realizó en el Campo Tía Juana Tierra Este, ubicado al norte de la
Unidad de Explotación Tierra Este Pesado, está dividido en 28 proyectos operacionales
de los cuales 21 son proyectos térmicos. Posee acumulaciones de petróleo pesado, por
lo que el método de estimulación aplicable al campo es la Inyección Alternada de
Vapor.
El proyecto Térmico C-7, ubicado al norte del Campo Tía Juana Este, presenta
problemas de productividad que no permite aprovechar el máximo potencial del pozo en
el yacimiento Lagunillas inferior, se observó en los últimos años (2004-2008) que
29
algunos pozos inyectados no aportaron la producción esperada después de la
estimulación con vapor además de incrementos de producción y/o porcentaje de agua
en los pozos vecinos. Se siguió una metodología para evaluar las respuestas de
producción y corte de agua de los pozos sometidos a inyección alternada de vapor y de
sus vecinos y se recopiló, validó e interpretó la información disponible de geología,
petrofísica y de yacimientos.
Los resultados obtenidos indicaron la existencia de zonas con drenaje diferencial y
arenas no contactadas por el vapor. Se determinó además que el área del proyecto es
altamente heterogénea, donde existe continuidad lateral y vertical, por lo que el
incremento del corte de agua y/o producción de los pozos vecinos influenciados se
debe a la conectividad de los mismos con los pozos sometidos a inyección alternada de
vapor. Esto permitió evaluar el comportamiento del esquema de explotación actual y
propone el esquema futuro de explotación del mismo. La valiosa información sobre los
procesos térmicos implementados en la extracción de hidrocarburos, fueron el aporte de
este trabajo a la investigación.
Sánchez y Riera (2006), su trabajo recibe el nombre de “Calentamiento eléctrico para
pozos de crudo pesados o extrapesados” lo cual indica que el calentamiento eléctrico
es un método de recuperación de crudos alternativos en aquellas áreas donde la
inyección de vapor no tiene aplicabilidad como en el caso de pozos someros, algunos
de ellos cercanos a zonas residenciales. Con este estudio se determina el impacto que
tiene la aplicación de calentamiento eléctrico como método de estimulación de crudos
pesados, en pozos ubicados en zonas residenciales donde la aplicación de la inyección
de vapor no es adecuada.
La metodología aplicada a esta investigación es de tipo explicativa. Para la
recolección de datos se emplearon las técnicas de documentación bibliográficas,
entrevistas tipo informal y recolección de datos técnicos. El aporte que este antecedente
ofreció a la investigación fue la información referente a los crudos pesados y
estrapesados, siendo de gran ayuda para la elaboración de los objetivos específicos.
30
Quintero y Salazar (2006), su trabajo de investigación recibe el nombre de “Inyección
alternada de vapor a pozos de ciclos maduros en el campo Tía Juana” el cual tuvo
como objetivo general el de evaluar la factibilidad de inyección de vapor a pozos de
ciclos maduros ubicados en el radio de alcance de la planta generadora de vapor H-7
en el campo Tía Juana. Los resultados de la investigación contribuyeron a evaluar que
tan factible es seguir inyectando los pozos en estudio, a la toma de decisiones
oportunas para convertir calderas fijas en portátiles y de esta manera cubrir con la
demanda de vapor de zonas en desarrollo.
En cuanto al tipo de investigación, tomando en cuenta características y propósitos
planteados, se clasifico como Aplicada y Descriptiva ya que se orienta a recolectar y
analizar sistemáticamente la información sobre las características de las variables
estudiadas, solo se describió lo que se midió, sin realizar interferencia o verificar
hipótesis, lo que se persiguió es obtener información para la toma de decisiones. A su
vez, de acuerdo a los datos recolectados, el estudio se enmarcó en un diseño
combinado de Campo y Bibliográfico ya que los datos del objeto en estudio fueron
tomados directamente de la realidad y fue necesaria la revisión de reportes de campo,
textos, manuales, trabajos de grado, publicaciones e informaciones digitalizadas.
Así mismo, la población y muestra del estudio fueron los 192 pozos inyectados con el
vapor exportado de la planta generadora H-7 en el periodo comprendido entre Enero
1997 hasta Julio 2005, en el campo Tía Juana de la Unidad de Explotación Tierra Este
Pesado, de los cuales se analizaron 141, descartando para este estudio los pozos que
se encontraban en estado no operativo.
Entre las conclusiones más importantes se tienen que, el comportamiento de
producción de los pozos en estudio presentaron una declinación pronunciada (2-4
meses) con respecto a lo esperado según el pozo modelo, esto se debe a una baja
calidad del vapor inyectado, lo que produce una zona estimulada mucho menor debido
a que el calor transmitido a la formación es bajo. A su vez, de acuerdo a la factibilidad
técnico-económica realizada a los pozos candidatos, la aplicación de próximos ciclos de
31
inyección no era rentable en aquellos pozos con altas tasas de producción en frío, ya
que el ganancial esperado no tiene retorno de inversión.
Por otra parte, una de las recomendaciones planteadas fue la realización de un
estudio para determinar el grado de deterioro que presenta el sistema de distribución de
vapor del campo Tía Juana, a fin de cuantificar la cantidad de energía perdida al
momento de la inyección. También se recomendó realizar la mudanza de una o varias
calderas de la planta H-7 hacia el bloque K-8. Ubicándolas al lado de la estación de flujo
K-8 carretera K con Av. 82 izquierda, la cual posee las facilidades de superficie
necesarias como alimentación de agua, suministro de gas y electricidad. Reforzando el
vapor requerido en el área, reduciendo la distancia planta pozo minimizando la cantidad
de calor que se pierde en las líneas de superficie. Este antecedente fue de gran ayuda
ya que permitió conocer más a fondo los métodos de recuperación mejorada donde se
implementó vapor para la extracción del crudo.
Piñero y Ohanian (2005), realizaron una investigación denominada “Inyección de
vapor del campo Bachaquero”, se llevo a cabo en la Unidad de Explotación Tierra Este
Pesado, específicamente en el campo Bachaquero Tierra, la cual tuvo como propósito
evaluar el proceso de inyección alternada de vapor, con la finalidad d detectar las
diferentes fallas que afectan dicho proceso y por consiguiente la producción del campo.
Con el fin de detectar fallas en el proceso de inyección alternada de vapor en el
campo Bachaquero, se evaluaron parámetros del proceso, encontrando desviaciones
en la calidad del vapor inyectado y alta alcalinidad de la fase liquida, lo cual trae como
consecuencia que una gran parte del sistema de líneas de vapor presenten deterioro y
causen gran pérdida de calor en la estimulación térmica y por consiguiente esto afecta
directamente el recobro optimo de la producción del campo. Este antecedente aporto
conocimientos de inyección de vapor para la recuperación mejorada de hidrocarburos.
32
Bases teóricas
A continuación se describen las bases teóricas que dan sustento a la investigación
por medio de descripciones de procesos, definiciones, imágenes, entre otros, para así
cumplir con los objetivos planteados.
Preámbulo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO)
Ubicación Geográfica
Según Martínez (2008), la Faja Petrolífera del Orinoco o Campo Faja del Orinoco es
la mayor acumulación de hidrocarburos del mundo y se ubica en la Cuenca de Maturín.
La misma se extiende al oeste del meridiano de Puerto Ordaz, al norte del río Orinoco y
del escudo de Guayana, por 480 kilómetros; cubre 13.600 kilómetros cuadrados como
puede ser observado en la figura 1.
Figura 1. Ubicación Geográfica del Campo Faja del Orinoco. Fuente: González, D., (2006).
33
Figura 2. Reservas Energéticas de Venezuela Fuente: Disponible en: www.noticias24.com, (2011).
Reseña Histórica
Según Martínez (2008), la acumulación de petróleo en el tercio sur de la cuenca
sedimentaria de Maturín, inmediatamente al norte del río Orinoco, que llamamos
familiarmente La Faja, fue descubierta en 1938, se llamó inicialmente "Faja bituminosa"
("tar belt"); comenzó a ser delineado sistemáticamente en 1967. La denominación
precisa es Campo Faja del Orinoco, pues se trata de un depósito ininterrumpido, con
una línea única envolvente de todos los yacimientos en el subsuelo.
La Faja mide 460 kilómetros de este a oeste y hasta 40 kilómetros de norte a sur. El
campo tiene seis áreas principales de producción, definidas en base a los volúmenes de
hidrocarburos en el sitio y a la productividad, en las cuales está concentrado el 80% del
petróleo-inicialmente-en-el sitio. De este a oeste, las áreas principales de producción se
denominan Cerro Negro, Hamaca, Pao, San Diego, Zuata y Machete. La superficie del
campo es 13.600 kilómetros cuadrados (ver figura 3).
34
Figura 3. Antiguo Mapa de principales áreas de producción de la FPO. Fuente: Martínez, (2008).
Al comienzo de su desarrollo, la dimensión extraordinaria de La Faja produjo debates
y apreciaciones diversas, más dudas y recelos, que satisfacción plena. El trabajo
geológico original de 1967, por los geólogos José Antonio Galavís y Hugo Velarde, es
un estudio clásico preliminar de sus reservas y recursos. La controversia que se suscitó
de inmediato fue enconada y a veces desconsiderada.
El mes de abril del año 1971, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos decide cambiar
el nombre que se usaba, faja bituminosa, al de Faja Petrolífera del Orinoco, de manera
que referirse hoy a “faja bituminosa” es un retroceso de 35 años. El reconocimiento en
grande del campo comenzó con el trabajo conjunto del Ministerio y la compañía estatal
Corporación Venezolana del Petróleo.
A Petróleos de Venezuela se le asignó el año 1977 la tarea de la evaluación de la
Faja. Se dibujó un área aleatoria de 55.314 kilómetros cuadrados, la cual fue repartida
entre las cuatro filiales operadoras, Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven. El
esfuerzo, que se cumplió en siete años, acumuló 2.500 años/hombre. En total, entre
otras cosas, se terminaron 662 pozos, se tomaron 5 millones de metros de registros de
pozos, se hicieron 373 análisis de petróleo crudo, 129 de gas natural y 206 de agua
connata, se levantaron 120.000 kilómetros de líneas sísmicas y se cortaron más de
35
3.200 metros de núcleos de los mantos perlíferos. La cifra de petróleo-inicialmente-en-el
sitio, anunciada el 1ro de marzo de 1984, fue 187,8 millardos de metros cúbicos.
El ensayo introductorio sirvió de “presentación” al campo Faja del Orinoco,
convirtiéndose desde entonces en una referencia técnica obligada. Quedó claro que se
trataba de una realidad para el futuro, si se resolvían los problemas de la explotación y
utilización, en base a ser un reto inmenso de investigación y grandeza por ganar. La
magnitud medida por Petróleos fue la base para mostrar mi estimación de los
volúmenes correspondientes a cada clase de hidrocarburos y de las reservas y los
recursos, por área principal de producción.
El Ministerio de Energía y Petróleo reinstituyó el año 2005, sin cambio alguno, el área
de evaluación marcada fortuitamente 30 años atrás en el año 1977 para PDVSA. Los
segmentos idénticos entregados a las filiales Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven
fueron renombrados Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá (ver figura 4).
Figura 4. Mapa Actuales áreas de producción FPO. Fuente: Hernández, (2008).
Dentro del área se marcaron 27 bloques con una superficie total de 18.220
kilómetros cuadrados. La forma del contorno correlaciona bien con el de las áreas
principales de producción que presenté en 1987. Es un error referirse a cada segmento
con el apelativo “campo” (ejemplo: “campo” Carabobo). El área principal de producción
36
Cerro Negro contiene los bloques Carabobo 1 a 4 y Ayacucho 6 y 7, así como las áreas
operativas de la asociación estratégica Cerro Negro y de Bitor, para la producción del
bitumen natural para orimulsión (ver figura 5).
Figura 5. Mapa división de bloques FPO. Fuente: Hernández, (2008).
Aspectos Geológicos
Formación de reservas de petróleos pesados y extrapesados
De los 6 a 9 trillones de barriles (0.9 a 1.4 trillones de m3) de petróleo pesado,
petróleo extrapesado y bitumen que existen en el mundo, las acumulaciones más
grandes están presentes en ambientes geológicos similares. Se trata de depósitos
someros súper gigantes, entrampados en los flancos de las cuencas de antepaís. Las
cuencas de antepaís son depresiones enormes, formadas a raíz del hundimiento de la
corteza terrestre durante la orogénesis. Los sedimentos marinos de la cuenca se
convierten en la roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos que migran echado
arriba constituyendo sedimentos erosionados desde las montañas recién formadas.
La siguiente figura muestra el ambiente geológico de uno de los depósitos de
petróleo pesado más grandes del mundo. Durante los episodios de orogénesis se
forman las cuencas de antepaís frente a la cadena de montañas por hundimiento de la
37
corteza terrestre. Los sedimentos marinos de la cuenca (púrpura) se convierten en la
roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos (marrón oscuro) que migran echado
arriba, constituyendo los sedimentos (naranja) erosionados desde las montañas recién
formadas. Los microbios presentes en estos sedimentos relativamente fríos
biodegradan el petróleo, formando petróleo pesado y bitumen. Donde la sobrecubierta
tiene menos de 50 m (164 pies), el bitumen puede ser explotado a cielo abierto (ver
figura 6).
Figura 6. Cuenca sedimentaria del Oeste de Canadá. Fuente: Alboudwarej y Col., (2006).
Los nuevos sedimentos a menudo carecen de rocas de cubierta que actúan como
sello. En estos sedimentos fríos y someros, el hidrocarburo se biodegrada. La
biodegradación es la causa principal de la formación del petróleo pesado. A lo largo de
las escalas de tiempo geológico, los microorganismos degradan los hidrocarburos
livianos e intermedios, produciendo metano e hidrocarburos pesados enriquecidos. La
biodegradación produce la oxidación del petróleo, reduciendo la relación gas/petróleo
(GOR) e incrementando la densidad, la acidez, la viscosidad y el contenido de azufre y
de otros metales.
38
A través de la biodegradación, los petróleos pierden además una importante fracción
de su masa original. Otros mecanismos, tales como el lavado con agua y el
fraccionamiento de fases, contribuyen a la formación de petróleo pesado, separando las
fracciones livianas del petróleo pesado por medios físicos más que biológicos. Las
condiciones óptimas para la degradación microbiana de los hidrocarburos se dan en los
yacimientos de petróleo, a temperaturas inferiores a 80°C (176°F); el proceso se limita
por lo tanto a los yacimientos someros, situados a una profundidad de
aproximadamente 4 kilómetros (2.5 millas).
La acumulación de petróleo individual más grande que se conoce es la faja de
petróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, con 190,000 millones de m3 de petróleo
extrapesado de 6 a 12°API. Las acumulaciones combinadas de petróleo extrapesado
de la cuenca del oeste de Canadá, en Alberta, totalizan 270,000 millones de metros
cúbicos.
Las fuentes de estos petróleos no se conocen totalmente pero existe acuerdo, en
ambos casos, en cuanto a que provienen de petróleos marinos severamente
biodegradados. Los 842,000 millones de metros cúbicos de todos los depósitos del
oeste de Canadá y del este de Venezuela representan los restos degradados de los que
alguna vez fueron probablemente 2.9 trillones de metros cúbicos de petróleos más
livianos. En cualquier ambiente depositacional, la combinación correcta de agua,
temperatura y microbios, puede producir la degradación y la formación del petróleo
pesado.
Las acumulaciones de brea existen en muchos yacimientos, cerca del contacto agua-
petróleo, donde las condiciones conducen a la actividad microbiana. El ambiente
depositacional, la composición del petróleo original, el grado en que ha sido
biodegradado, el influjo o la carga de petróleos más livianos y las condiciones de
presión y temperatura finales hacen que cada yacimiento de petróleo pesado sea único,
por lo que todos requieren métodos de recuperación diferentes. (Alboudwarej y Col.,
2006).
39
Tan significativo como las reservas recuperables, es el petróleo original en sitio
(POES). En el caso de la Faja, el POES se ha estimado entre 914 (Aníbal R. Martínez)
y 1.360 (PDVSA, Plan 2006-2012) millardos de barriles (MMMB). Para dar el sentido de
estas cifras, valga recordar que desde 1917, cuando comenzó a registrarse la
producción de Venezuela hasta 2003, ochenta y seis años de explotación con pico de
3,7 MMBD en 1970, la producción acumulada de petróleo y bitúmenes había alcanzado
la cifra de 56,6 MMMB, cifra que representa solo el 6,2 % del POES conservador de la
Faja – 914 MMMB (ver figura 7). (González, D., 2006).
Figura 7. Áreas en Explotación FPO. Fuente: Martínez, (2004).
Actualmente, según el informe anual de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP), certifica que las reservas probadas de crudo de Venezuela han
alcanzado los 296.500 millones de barriles hasta el 31 de diciembre de 2010, por lo que
pasan a ocupar oficialmente el primer lugar en cuanto a reservas certificadas en el
mundo.
La cifra se logra luego de la incorporación de 86.411 millones de barriles de nuevas
reservas, provenientes tanto de áreas tradicionales de la nación en las jurisdicciones de
Barcelona, Maracaibo, Maturín, Barinas y Cumaná; así como el condensado existente
en Costa Afuera, área Cardón IV, y Campo Perla, en el estado Falcón.
40
También incluye la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) en los bloques Boyacá 3,
Boyacá 4, Boyacá 6, Boyacá 7 y Boyacá 8; Parque Aguaro-Guariquito, Ayacucho 1 y
Ayacucho 8, Junín 6, Junín 7, Junín 8 y Junín 9; las empresas mixtas
Petroindependencia, Petrocarabobo, Petrocedeño, Petropiar y Sinovensa; así como el
bloque operado por Pdvsa (antiguo Bitor).
En resumen la contribución de las Áreas Tradicionales y Costa Afuera es de 242.413
MBN; y la de las áreas de la Faja: 86.168.776 MBN. La cuantificación y certificación de
reservas forma parte del Proyecto Socialista Orinoco Magna Reserva, el cual
comprende la cuantificación del petróleo original en sitio, proceso en el que participa la
empresa estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa) junto a empresas de varios
países. (MPPCI, 2011).
Figura 8. Reservas de Petróleo en Venezuela. Fuente: Disponible en: www.noticias24.com, (2011).
41
Morfología y composición
Las cuatro quintas partes de los hidrocarburos de la FPO saturan las arenas bien
desarrolladas, gruesas, que fueron depositadas en los deltas de los caudalosos ríos de
curso al norte, que drenaban el escudo guayanés hace treinta millones de años. La
sección es el Miembro Morichal de la Formación Oficina, de edad Mioceno temprano a
medio. Las arenas se van montando sobre la penillanura cámbrica, de manera que
tienen una alineación general este-oeste, interrumpida en el área principal de
producción Machete por el prominente arco de El Baúl, que se desplaza del noroeste
hacia el sureste.
En las áreas de producción Hamaca y Pao a Zuata es notable la segregación de
petróleo crudo extrapesado y de bitumen natural en la dirección sur, contra el borde del
escudo. La proporción de bitumen natural a petróleo crudo es más alta en el área de
producción Cerro Negro, mientras que por causa de una génesis distinta, en el área de
producción Machete, la viscosidad dinámica aumenta, existen algunos bolsones de gas
natural y algunas saturaciones de petróleo crudo de peso específico medio. La relación
petróleo crudo/gas natural es muy baja. El contenido de vanadio es muy alto,
característica de la FPO. El valor promedio es de 400 partes por millón peso, pero en
algún sitio del área de producción Machete llega a 1.500 ppm. Otro metal común es
níquel. El contenido de azufre generalmente está entre 2,5% y 3,5%.
Una vez identificado el método más apropiado y adecuado para perforar los pozos de
campo Faja del Orinoco, se determinó la verdadera capacidad de producción de las
arenas y el efecto extraordinario de la inyección de vapor en el rendimiento, tanto del
petróleo crudo extrapesado como del bitumen natural. (Martínez, 2000).
Génesis
La génesis de los hidrocarburos de la FPO es motivo de controversia desde el
conocimiento inicial del inmenso depósito atípico. La hipótesis más común es que el
petróleo es el resultado de procesos de degradación, biodegradación y oxidación de
42
tipos más livianos, como los que se encuentran en los campos al norte. Otra teoría es
que hemos encontrado los hidrocarburos en un cierto momento de su evolución, en el
camino hacia la conformación de tipos diferentes con cantidades más apreciables de
oxígeno en sus estructuras moleculares.
El fenómeno de "estratificación" de los pesos específicos es interesante, pero sin
duda hay reservorios en La Faja que se deslizan por debajo de acumulaciones más
"livianas". La acción del gas natural y del agua de percolación en cuanto agente de
"meteorización" son elementos que no se pueden dejar de considerar. (Martínez, 2000).
Figura 9. Mapa Depositación de sedimentos en FPO. Fuente: Martínez, (2000).
Producción
Según Martínez (2000), la producción de los hidrocarburos del campo Faja del
Orinoco hasta 1999 es exigua, como es de esperar, pero está creciendo a buen ritmo y,
con la puesta en marcha de las asociaciones estratégicas, logrará nivel significativo el
año 2002.
43
La producción de petróleo crudo comenzó en el campo Faja del Orinoco el año 1961,
desde los yacimientos inferiores "Faja" en la Formación Oficina de los campos Morichal
y Jobo; el crudo, mezclado con el del área principal de producción Cerro Negro se
exportó vía oleoducto de 70 kilómetros por el terminal de Punta Cuchillo, en la margen
derecha del río Orinoco. La producción del año 1999 fue 950 000 toneladas métricas,
en tanto la acumulación al 31.12.1999 fue 50 millones de metros cúbicos.
La producción de bitumen natural comenzó el año 1990, con el inicio de la
exportación a escala comercial para las plantas de orimulsión en Inglaterra y Canadá.
La producción del año 1999 fue 5 millones de toneladas métricas, en tanto la
producción acumulada para esa fecha fue 27 millones de toneladas métricas. Los
recursos y reservas de hidrocarburos en el campo Faja del Orinoco al 31 de Diciembre
de 1999 se muestran en el siguiente sumario, en el cual se incluyen las cifras de
reservas en las principales áreas de producción.
Figura 10. Sumario de Reservas de petróleo en el Campo Faja del Orinoco. Fuente: Martínez, (2000).
Mecanismos de producción
Según González (2006), conocido los valores del POES, el “factor de recobro - FR”
es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecer
éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los
yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en
primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento
44
regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo,
pero sí agua-petróleo.
Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los
yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir,
son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitumen.
Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por
ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo.
En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica
que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro
final.
Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación,
una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo
(anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los
bitúmenes para Bitor, a través de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50
activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15%
en los pozos desviados y 10% en los horizontales). La presión inicial era de 1126 libras
por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos parámetros confiables para la
evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la
presión y corte de agua, se utilizaron los siguientes: Producción de abandono 50
barriles por día por pozo y corte de agua 95%.
Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre
6,1% y 11,8 % del POES (Figura 10). Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa
en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción.
El Plan de Negocios 2006-2012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más
conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no
han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en 2004 (Figura 11),
escenarios de factores de recobro de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar
producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a
los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.
45
Figura 11. Factor de Recobro Vs Tiempo. Fuente: González, (2006).
Producción actual
Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro
sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para
tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo
para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el
MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y
bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de
642 barriles diarios por pozo.
El Ministro de Energía y Petróleo informa el otorgamiento de 27 bloques de la Faja
con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno, siguiendo lo establecido en el
Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). Considerando la extensión total
de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo
tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que
hará obligatorio la firma de Convenios de Unificación de los yacimientos en explotación,
según lo establecido en el Artículo 42 de la LOH.
Al aplicar los Convenios de Unificación de los yacimientos, los operadores de cada
bloque deberán compartir con sus vecinos todas las inversiones, los gastos y la
producción, y por supuesto las ganancias, en función de una serie de parámetros,
46
donde resaltarán las reservas de petróleo que diga tener cada uno, los límites de los
yacimientos, así como la ubicación geográfica de cada bloque.
Costos de producción
Los costos de producción aguas arriba se han reducido drásticamente, al descender
de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 US$/Bbl en 2003, al pasar de la producción en frío a los
pozos horizontales y las bombas electrosumergibles (Ver Figuras 12 y 13) presentadas
por PDVSA), lo que multiplicó la producción de los pozos. Los costos de mejoramiento
están entre 2 y 3 US$/Bbl, los financieros entre 4 y 5 US$/Bbl, para un costo total entre
7 y 9 US$/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias para las asociaciones los costos
totales se estimaron alrededor de 12 US$/Bbl.
Figura 12. Impacto Tecnológico en Costo de Producción por barril desde año 1991 a 2003.
Fuente: González, (2006).
Figura 13. Evolución de la productividad de petróleo por pozo desde años 80´s a 2000. Fuente: González, (2006).
47
Mejoramiento de crudos
El proceso de mejoramiento comprende dos etapas. Un mejoramiento muy sencillo,
acua conversión, que produce un crudo de 16 grados API. Otro, el mejoramiento
parcial más avanzado donde resulta en un producto mayor a 26 grados API y luego
un producto llamado sintético de alta calidad que puede ir a cualquier mercado. Hay
otra corriente similar ente 16 y 22 grados API que va a procesos subsecuentes de
refinación. Los productos de Petrozuata van a Paraguaná y Lake Charles, y los de
Cerro Negro van a Chalmette. Los crudos mejorados de alta calidad de Sincor y
Hamaca (Ameriven) van al mercado abierto. Estos dos últimos tienen gravedades de 32
y 26 grados API, respectivamente (Ver Figura 14.).
Los primeros subproductos del mejoramiento son el gas asociado, el crudo
“sintético”, los gases mejorados, el coque y los gases puros. De estos resultan el GLP,
los productos tradicionales de refinería, las olefinas (etano, propano, butanos), nafta,
kerosén y diesel. El coque va a generación eléctrica y de los gases puros se produce
gas de síntesis y GTL (gas to liquid, que es un diesel puro).
En Cerro Negro se tienen 2 trenes de deshidratación y tratamiento, un sistema de
compresión de gas para ser usado como combustible y ventas, y un sistema de
disposición de agua salada. Los detalles del mejorador son los siguientes: Destilación
atmosférica (157 kbd), coquificación retardada (48 kbd / 2200 TPD de Coque),
purificación de hidrógeno e hidrotratador de nafta, tratamiento de aminas, 2 plantas de
azufre súper Clauss y una planta de tratamiento de aguas agrias y efluentes. En el
mediano plazo, las Asociaciones tienen las siguientes propuestas:
Petrozuata instalará un desalador adicional, un grupo de bombas de residuo corto en
las unidades de vacío y modificarán los equipos menores de la unidad HTN. Por su
parte, Sincor modificará su fraccionador y otros equipos menores de las unidades de
coquificación, HTN y sistemas de alivio. Cerro Negro y Hamaca solo realizarán
modificaciones menores en algunos equipos. Hay propuestas para producir y mejorar el
48
crudo de Machete y construir plantas de mejoramiento en Guiria. Falta por plantearse la
construcción en el mismo sitio de plantas de mejoramiento y refinerías.
Figura 14. Estrategia de Mercado para los crudos de la faja. Fuente: González, (2006).
Aspectos petrofísicos y de los fluidos
Hidrocarburos de la FPO
La caracterización de los hidrocarburos del campo Faja del Orinoco debe hacerse
conforme a las directivas de clasificación del petróleo del Grupo de Estudios de los
Congresos Mundiales del Petróleo y a las definiciones conjuntas para uso universal de
la nomenclatura de reservas y recursos de petróleo adoptados por la Sociedad de
Ingenieros de Petróleo, los Congresos Mundiales del Petróleo y la Asociación
Norteamericana de Geólogos Petroleros.
Las definiciones aplicables a La Faja son:
Hidrocarburos: sustancias químicas compuestas exclusivamente de hidrógeno y
carbono.
49
Petróleo: mezclas predominantemente de hidrocarburos que existen en la naturaleza.
Petróleo crudo: porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o menor a
10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, libre de gas.
Bitumen natural: porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o mayor a
10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, libre de gas.
Milipascales.segundo (mPa.s): es una de las unidades derivadas del Sistema
Internacional para la viscosidad dinámica, de dimensión gramos por centímetro por
segundo; es idéntica al centipoise (cP), la unidad CGS de medida de uso general en la
industria petrolera; el centistoke (cSt) es la unidad CGS de viscosidad cinemática ,
expresada en centímetros cuadrados por segundo.
La caracterización del petróleo, es decir, lo que fija su esencia de hidrocarburo según
las definiciones, se hace aplicando el criterio de la viscosidad dinámica, el único que
puede situar la sustancia en la porción petróleo crudo o en la porción bitumen natural, y
de ninguna manera por la dificultad de la operación de recobro o conforme a un
determinado peso específico.
Una vez definido que se trata de petróleo crudo, su clasificación entonces sí se
determina sobre la base del peso específico: si éste es mayor de 1.000 kilogramos por
metro cúbico el petróleo crudo es extrapesado; el rango aceptable recomendado para el
petróleo crudo pesado es de 920 a 1.000 kilogramos por metro cúbico. (Martínez,
2000).
Clasificación del petróleo
El criterio de 10.000 milipascales para diferenciar un petróleo crudo del bitumen
natural debería ser objeto de cuidadoso análisis. De todas maneras, fue adoptado por el
Instituto para el Entrenamiento y las Investigaciones de las Naciones Unidas UNITAR
(Martínez, 1984). La experiencia de la explotación del bitumen de la Faja del Orinoco
50
demuestra que 7.000 milipascales podría ser más conveniente para la caracterización y
conformarse mejor a la condición del bitumen natural.
Figura 15. Clasificación del Petróleo. Fuente: Martínez, (2000).
Los hidrocarburos en la FPO se caracterizan como bitumen natural y petróleo crudo
de peso específico extrapesado. En el área específica de producción de Cerro Negro, el
petróleo crudo llega a tener peso específico de 979 kilogramos por metro cúbico (13
grados API) y en el área de producción Machete el bitumen natural alcanza un peso
específico de 1.050 kilogramos por metro cúbico. La movilidad del petróleo a
condiciones del yacimiento es tan alta como para permitir el flujo natural cuando la
terminación ha sido conducida con mínimo daño a las formaciones. (Martínez, 2000).
Condiciones de explotación de un yacimiento de petróleo
La producción de petróleo involucra dos aspectos. El primero es la producción
última posible en función de las técnicas empleadas, y el segundo es el ritmo de
producción de acuerdo con el comportamiento de los pozos y de los diferentes
métodos de estimulación aplicables (fracturación, acidificación, inyección de vapor).
Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la explotación de
un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación secundaria. Desde el aumento
51
del precio del petróleo al principio de los años 70, se considera además una eventual
recuperación terciaria, y/o una recuperación (secundaria) mejorada. (Salager, 2005).
No obstante a lo expresado por Salager, las condiciones y características del crudo
de petróleo que yace en la Faja Petrolífera del Orinoco (petróleo pesado y extrapesado)
son distintas a las condiciones tradicionales del resto de los yacimientos del país,
puesto que al referirse a esta se trata de petróleos de alta viscosidad y densidad con un
mínimo factor volumétrico; lo cual apenas podría aproximarse a las condiciones de un
yacimiento tradicional en sus últimas fases de explotación. Esto implica movilidades
muy reducidas del crudo que requieren ser modificadas mediante la aplicación de
técnicas de recuperación mejoradas.
Por tanto, el esquema tradicional de explotación de petróleo basado en los dos
periodos (recuperación primaria y secundaria) queda prácticamente exento para la
producción en la FPO, ya que en esta se requiere la aplicación de técnicas de
recuperación de petróleo mejoradas, tradicionalmente llamada “Recuperación
Terciaria”. Sin embargo, solo para un mejor entendimiento del contexto al cual se refiere
el presente estudio, se muestra en antelación al tema de recuperación mejorada de
petróleo, una breve explicación sobre las tradicionales recuperaciones primaria y
secundaria.
Recuperación primaria
Según Salager (2005), en las condiciones tradicionales de explotación, durante este
período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente
de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. En muchos
yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática, lo que hace que
el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del yacimiento. A medida
que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión tiende a bajar en forma más o
menos rápida según los mecanismos involucrados.
52
En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que reduzca
notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la compactación de
sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de una
bolsa de gas.
Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un
aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo. O bien se
bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento
con gas; este consiste en inyectar gas en fondo de pozo de tal forma que el fluido
producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja para
llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento.
El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se
lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento
del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la planificación de la
explotación ulterior.
La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha
bajado demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado
importantes de otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria
del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15% pero puede
ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en
yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero
activo.
Antaño se explotaba el yacimiento en recuperación primaria hasta que los gastos de
explotación se vuelvan prohibitivos, en cuyo momento se pasaba a los métodos de
recuperación secundaria. Hoy en día se inician las operaciones de recuperación
secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia del método de
explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de
optimización.
53
Recuperación secundaria
Según Salager (2005), los métodos de recuperación secundarios consisten en
inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para
mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos
(inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos
(productores).
Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos
fluidos suceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el
gas natural. El drenaje por agua permite elevar la recuperación del petróleo
originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta
40% según los casos.
Recuperación terciaria o mejorada
Bajo el esquema tradicional de explotación, después de las recuperaciones primaria
y secundaria, el yacimiento pude contener todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo
originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación
primaria y secundaria está limitada por dos factores:
A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente
baja para encontrarse en forma de glóbulos discontínuos, atrapados por las fuerzas
capilares.
A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado
durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas
zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación
de los pozos no es favorable.
Los métodos de recuperación de petróleo pesado se dividen en dos tipos principales,
según la temperatura. Esto se debe a que la propiedad clave del fluido, es decir la
54
viscosidad, depende significativamente de la temperatura; cuando se calientan, los
petróleos pesados se vuelven menos viscosos (Ver Figura 16). Los métodos de
producción en frio (aquellos que no requieren el agregado de calor) pueden ser
utilizados cuando la viscosidad del petróleo pesado en condiciones de yacimiento es lo
suficientemente baja como para permitir que el petróleo fluya a regímenes económicos.
(Alboudwarej y Col., 2006).
Figura 16. Relación entre viscosidad y temperatura de los petróleos pesados. Fuente: Alboudwarej y Col., (2006).
Según Paris (2006), la recuperación mejorada de petróleo EOR (del inglés:
Enhanced Oil Recovery) 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 Dióxido de
Carbono, el nitrógeno y los gases de combustión. Los procesos térmicos típicos se
refieren al uso de vapor o agua caliente, o bien, a la generación en sitio 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,
55
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 de 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 termino se utiliza para eliminar la confusión entre el
mantenimiento de presión, la recuperación secundaria y 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 en sitio. 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 respecto a otros procesos. A pesar de lo antes señalado, la
utilización de estos métodos ha incrementado debido a la declinación de las reservas de
petróleo.
Objetivos de la aplicación de los métodos EOR
Mejorar la razón de movilidad
La razón de movilidad, M, generalmente se define como la movilidad de la fase
desplazante, λD, dividida entre la movilidad del fluido desplazado, λd. Este factor influye
en la eficiencia de desplazamiento del petróleo dentro de los poros. En efecto, si M > 1,
el fluido desplazante, por ejemplo agua, en una inyección de agua, se mueve más fácil
56
que el fluido desplazado, petróleo. Esto no es deseado, por el fluido desplazante fluirá,
sobrepasando el fluido desplazado y, como consecuencia, producirá un desplazamiento
ineficiente, fenómeno conocido como canalización viscosa.
Para que ocurra un desplazamiento optimo, debe darse M < 1, relación definida
generalmente como razón de movilidad favorable. Si M > 1, significa que se debe
inyectar más fluido para alcanzar una saturación de petróleo residual en los poros.
Como por ejemplo para el caso simple de una inyección de agua, la recuperación de
petróleo se puede representar en función de la razón de movilidad y los volúmenes de
fluido inyectado, tal como se presenta en la figura 17.
Igual que la eficiencia de desplazamiento, tanto la eficiencia de barrido areal como la
de conformación o eficiencia de barrido vertical, decrecen a medida que la razón de
movilidad aumenta. En otras palabras, si el fluido desplazante fluye más rápidamente
que el petróleo, el desplazamiento es ineficiente también desde el punto de vista
macroscópico.
Figura 17. Efecto de la Razón de Movilidad sobre la recuperación por inyección de agua.
Fuente: Paris, (2006).
57
La definición de M se vuelve complicada y arbitraria en el caso de los métodos de
EOR, los cuales son más complejos que una inyección de agua, aunque los conceptos
básicos se mantienen válidos. Nótese que, aun en el caso de una inyección de agua,
existen tres formas de definir M, dependiendo de cómo sea definida la permeabilidad de
la fase desplazante.
La razón de movilidad se puede mejorar bajando la viscosidad del petróleo,
aumentando la viscosidad de la fase desplazante, aumentando la permeabilidad
efectiva al petróleo y disminuyendo la permeabilidad efectiva de la fase desplazante.
Por esa razón, es más conveniente hablar en término de movilidades. Los diferentes
métodos de EOR ayudan a lograr uno o más de estos efectos.
Aumentar el número capilar
El número capilar, Nc, se define como µ*v / σ, el cual es similar a k * ∆p / σ * L, donde:
µ : viscosidad del fluido desplazado
v: velocidad de los fluidos en los poros.
σ: tensión interfacial (TIF) entre el fluido desplazado y el fluido desplazante.
k: permeabilidad efectiva del fluido desplazado.
∆p / L: gradiente de presión.
En 1969, Taber J, (citado por Paris, 2006), señala todas las implicaciones del numero
capilar sobre la disminución del petróleo residual. Después, otros autores han
presentado correlaciones entre estas dos variables, tal como muestra la figura 18. Se
observa que a medida que aumenta el número capilar, disminuye la saturación de
petróleo residual; esto se logra reduciendo la viscosidad del petróleo o aumentando el
gradiente de presión, y, más aun, disminuyendo la tensión interfacial.
58
En sus primeros trabajos, Reed, (citado por: Paris, 2006), mostro que la saturación
de petróleo residual se disminuye significativamente solo cuando se alcanzan tensiones
interfaciales muy bajas, en el orden de 10-2 dinas/cm. Taber también noto que un valor
critico de ∆p / σL tiene que ser excedido para causar una reducción de la saturación de
petróleo residual, concluyendo que la tensión interfacial debe reducirse por un factor
alrededor de 1.000 para asegurar una ganancia significativa en la recuperación de
petróleo. Esto es factible en condiciones de laboratorio, pero es extremadamente difícil
en condiciones de campo.
Figura 18. Petróleo Residual en función del Número Capilar. Fuente: Paris, (2006).
Nótese también que si la tensión interfacial es cero, el número capilar se vuelve
infinito, y la interface entre el fluido desplazante y el fluido desplazado desaparece. En
otras palabras, el petróleo se desplaza misciblemente y en estas condiciones la
eficiencia de desplazamiento será 100% en aquellos poros donde el fluido desplazante
contacte el petróleo.
Según Paris (2006), se ha observado que la recuperación de petróleo está dominada
por la razón de movilidad y el numero capilar; así mismo, que un cambio en la tensión
interfacial podría afectar la presión capilar y, por lo tanto, las permeabilidades efectivas
y finalmente, a M y Nc. En realidad, la situación es mucho más compleja debido a las
emulsiones, las interacciones roca – fluido y otros factores difíciles de cuantificar (flujo
59
de finos, efecto de temperatura, compactación y otros) que están involucrados en la
mayoría de los procesos de EOR. También, la humectabilidad juega un papel muy
importante.
Clasificación de los métodos EOR
Según Paris (2006), existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que
permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no.
Una posible clasificación de estos métodos de alta tecnología se muestra en la figura
19, donde los dos grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los primeros se usan
con preferencia para los crudos pesados. Los no térmicos se utilizan para crudos
livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco
éxito en las aplicaciones de campo. La geología de los yacimientos y las propiedades
de los fluidos determinan cual método se debe usar, aun cuando los conocimientos
fundamentales puedan descartarlos.
Se han propuesto también los métodos de EOR que no aparecen en la figura 19, los
cuales son, a menudo, combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina
con surfactantes y polímeros. Igualmente, se han sugerido y probado en los laboratorios
muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.
A continuación se discuten los métodos EOR más prácticos, con algunos
comentarios relacionados con su aplicabilidad. Es importante notar que se han
publicado muchos parámetros de selección que ayudan a definir el método más
apropiado para un yacimiento dado. No obstante, tales guías deben utilizarse con
precaución, no olvidando que la experiencia y el conocimiento son el insumo mas
importante en el diseño de los proyectos EOR. Por otra parte, hay que tener en cuenta
que la mineralogía y la geología de la formación son factores relevantes en la
determinación del éxito en el campo.
60
Figura 19. Métodos EOR. Fuente: Paris, (2006).
Métodos no convencionales no térmicos
Según Paris (2006), los métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los
miscibles. Los primeros incluyen los polímeros, surfactantes, cáusticos, las invasiones
micelar/polímero y combinaciones. Los métodos miscibles incluyen los empujes
miscibles a alta presión, usando un gas hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono,
así como el desplazamiento de hidrocarburos líquidos. Muchas variaciones son posibles
en la aplicación de estos procesos: una importante ha sido la inyección alternada de
agua y gas mejor conocida como proceso WAG (del inglés Water Alternating Gas).
Otros métodos, que no caen estrictamente en las categorías de miscibles o químicos,
incluyen empujes de gas inmiscible por dióxido de carbono, gases inertes y otros.
61
Invasiones Químicas
La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que
usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran los
polímeros, surfactantes, emulsiones y combinaciones de ellos. Algunos, menos
conocidos, utilizan amonio líquido, alcoholes y un amplio rango de surfactantes y álcalis.
Aun cuando las invasiones químicas han tenido un éxito limitado, se consideran
promisorias para el futuro.
Desplazamientos miscibles
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible
con el petróleo existente. Como resultado la tensión interfacial entre los dos se reduce a
cero (no existe una interfase), el numero capilar se hace infinito y el desplazamiento de
petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente
desplazante, si la razón de movilidad es favorable. En condiciones ideales, el fluido
desplazante y el petróleo se mesclan en una banda estrecha (denominada zona de
mezcla o zona de transición) que se expande a medida que se mueve en el medio
poroso, y se desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.
Empujes con gas
La inyección continua de gas se destaca como uno de los métodos más
prometedores para recobrar el petróleo residual que queda en las zonas barridas y no
barridas de los yacimientos después de la inyección de agua. Debido a la disminución
de la tensión interfacial y a las mejoras de la movilidad del crudo, los desplazamientos
miscibles e inmiscibles pueden lograr altas tasas de barrido.
En 1941 se propuso la utilización del dióxido de carbono a altas presiones y,
posteriormente, se ha planteado usarlo junto con agua, con el objetivo de reducir la
viscosidad del petróleo y provocar su hinchamiento. También, en los procesos de
62
desplazamientos miscibles se emplea el dióxido de carbono como un tapón controlador
de empuje.
Métodos no convencionales térmicos
Según Paris (2006), los métodos de recuperación térmica, particularmente la
inyección cíclica y continua de vapor, han demostrado ser los procesos de recuperación
mejorada de mayor éxito en los últimos años. Aproximadamente, el 60% de la
producción diaria de EOR en Estados Unidos, Canadá y Venezuela proviene
principalmente de procesos de inyección de vapor. El objetivo básico en la aplicación de
tales métodos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar
su movilidad, por lo cual son especialmente adecuados para petróleos viscosos (5-15°
API), aunque también se usan en petróleos hasta de 45° API.
Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos son: la reducción de la
saturación de petróleo residual a consecuencia de la expansión térmica, el aumento de
la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razón de movilidad, destilación con
vapor, craqueo térmico, y otros. En general, se clasifican en dos tipos: los que implican
la inyección de fluidos en la formación, como la inyección de agua caliente y la
inyección de vapor, en sus dos modalidades, cíclica y continua; y los que utilizan la
generación del calor en el propio yacimiento. A estos últimos se les conoce como
procesos in situ, destacándose entre ellos la combustión in situ.
Entre algunas de las consideraciones que se debe tomar en cuenta para implementar
este tipo de procesos, se pueden destacar los siguientes factores:
Geología y heterogeneidad del yacimiento (Barreras lutíticas, densidad de fracturas,
estratificaciones de la permeabilidad).
Energía de empuje del yacimiento.
Composición mineralógica y propiedades químicas del crudo de la formación.
63
Presión del yacimiento y saturación de crudo.
Seguidamente se presenta una breve descripción de los distintos métodos de
recuperación térmica. (Xia y Col, 2002).
Inyección de agua caliente
La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación
más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser
económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se
desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Durante el
proceso, la zona vecina al pozo inyector se va calentando y, a su vez, parte del calor
inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes.
El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible
y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se mueve alejándose
del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento,
se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de
inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo
inyector.
Figura 20. Inyección de agua caliente. Fuente: Paris, (2006).
64
El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será
menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor
rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento,
por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la
del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será
menor que la correspondiente a una inyección de agua convencional, lo cual provoca
una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce aún mejor
desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del recobro final, aun en las
zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de
temperatura.
Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son:
Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad.
Reducción del petróleo residual por altas temperaturas.
Expansión térmica de petróleo.
La principal ventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de
vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del
vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las
pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de
arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente.
Exceptuando los efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se
aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios
elementos comunes con la inyección convencional de agua. (Paris, 2006).
Inyección continua de vapor
En principio, como la inyección de agua, éste es un método de empuje en arreglos,
con pozos de inyección y producción. En este caso, el comportamiento depende
65
básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas
adyacentes pueden consumir gran proporción de calor inyectado. Como se observa en
la siguiente figura, el vapor se inyecta continuamente en el pozo inyector, lo cual genera
en la formación una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente.
Figura 21. Proceso de inyección continúa de vapor. Fuente: Paris, (2006).
A fin de reducir las pérdidas de calor, cuando ocurre la ruptura del vapor se debe
reducir la tasa de inyección del vapor hasta un valor conveniente. Otras medidas
pueden incluir intervalos de cierre de la producción del vapor, la recompletación de
pozos y, aun, perforar productores interespaciados. Un poco más tarde se descontinúa
el vapor y se inyecta agua caliente o fría, o los inyectores se cierran, mientras que los
productores se mantienen abiertos. Existen otras opciones para manejar las
inyecciones continuas de vapor en etapas maduras.
La posibilidad de aplicar la inyección continua de vapor depende de varias
condiciones que se describen en la siguiente tabla. El recobro de petróleo por inyección
continua de vapor puede ser alto, por encima del 50% en muchos casos, pero la
relación petróleo – vapor es más baja que la de la inyección cíclica de vapor debido a
que las pérdidas de calor son mayores. (Paris, 2006).
66
Inyección alternada de vapor
La inyección alternada de vapor fue descubierta accidentalmente en Venezuela en el
año 1957, cuando la empresa Shell Oil Company desarrollaba una prueba de inyección
continua de vapor en el campo Mene Grande. Luego fue empleada en California en el
año 1960 y actualmente ha pasado a ser una técnica económicamente confiable.
Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo, un volumen
preestablecido de vapor por un periodo que va de una tres emanas. Después de la
inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días, con el propósito
de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente
alrededor del pozo. Luego se abre nuevamente el pozo a producción hasta que el
proceso deje de ser económicamente rentable. La siguiente figura muestra un esquema
del proceso.
Figura 22. Esquema de la Inyección Alternada de Vapor. Fuente: Paris, (2006).
En la figura 23 se puede observar una estimulación cíclica por vapor (CSS) en un
pozo que aplica en etapas. Primero, se inyecta vapor (izquierda). Luego, el vapor y el
67
agua condensada calientan el petróleo viscoso (centro). Por último, el petróleo y el agua
calentados son bombeados a la superficie (derecha). Luego, el proceso se repite.
Figura 23. Esquema de Inyección Cíclica de Vapor. Fuente: Alboudwarej y Col., (2006).
El nombre del método se debe a la alternabilidad que existe entre las etapas de
inyección de vapor y de producción de petróleo en un mismo pozo. Las fases de
inyección, remojo y producción, y el tiempo que duran constituyen un “ciclo” en el
proceso, por lo que también se le denomina Inyección Cíclica de Vapor o Remojo cono
Vapor (Figura 23). El ciclo, también conocido como “huff and puff”, puede repetirse
hasta que la respuesta resulte marginal, debido a la declinación de la presión del
yacimiento y al aumento de la producción de agua.
68
Figura 24. Respuesta de producción de la Inyección Cíclica de Vapor. Fuente: Paris, (2006).
Según Paris (2006), este método EOR se aplica en yacimientos de crudos pesados
para aumentar el recobro durante la fase de producción primaria. Durante este tiempo
se ayuda a la energía natural del yacimiento porque el vapor reduce la viscosidad del
petróleo, facilitando su movimiento a través de la formación y aumentando la producción
de los pozos.
Después que el pozo se abre a producción y que se bombea, la tasa de petróleo
aumenta y se mantiene así por un periodo largo (70 BPD en promedio durante seis
meses) hasta que el rendimiento se vuelve antieconómico o hasta que el petróleo se
torna demasiado frio (viscoso) para ser bombeado. Luego se repite el proceso muchas
veces, debido a que es económico y conveniente. Este método se utiliza en yacimientos
poco profundos, con pozos perforados en espacios cortos.
Generalmente, después de este proceso se inicia una inyección continua de vapor
por dos razones: para continuar el calentamiento y la mejora de las condiciones del
petróleo y para contrarrestar la declinación de la presión del yacimiento, de tal forma
que pueda continuar la producción. Cuando comienza la inyección continua, algunos de
los pozos originalmente inyectores se convierten en productores.
La inyección cíclica de vapor tiene su mejor aplicación en crudos altamente viscosos,
con un buen empuje del yacimiento. Generalmente el comportamiento (esto es, la razón
69
petróleo – vapor: pie cúbico de petróleo producido por pie cúbico de vapor inyectado)
declina a medida que se aumentan los ciclos, lo cual no se realiza si ocurren fracturas.
La recuperación de petróleo frecuentemente es baja, ya que solo se afecta una parte
del yacimiento.
Mundialmente, la inyección cíclica de vapor se ha aplicado a miles de pozos en
yacimientos con características variables y petróleos viscosos. Las mayorías de las
evaluaciones publicadas presentan buenos índices económicos y factibilidad técnica de
aplicación en gran escala.
La siguiente tabla presenta los criterios de diseño para este proceso.
Tabla 1. Inyección Cíclica o Alternada de Vapor. Criterios de Diseño.
Viscosidad > 400 cp en condiciones de yacimiento
Gravedad
Espesor
Profundidad
Porosidad
Petróleo in situ
Transmisibilidad
Permeabilidad
Temperatura
Presión de yacimiento adecuado en arenas mas finas
Formación homogéneo
Fuerte empuje de agua
Capa de gas
Fracción de arena total baja
Factores desfavorables
< 16º°API
> 50 pies
< 3000 pies
> 25%
> 1000 Bbls (acre-pie)
> 100 md-pies/cp
> 100 md
No es critica
Contenido de arcillas bajo
Las propiedades des agua connata no son criticas. El agua del generador de vapor
deberá ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxigeno, de sólidos, de
petróleo, de H2S y hierro disuelto.
Disponibilidad de agua, que sea barata y ligeramente alcalina, libre de H2S, petroleo,
hierro disuelto y turbidez
Yacimiento
Petróleo
Agua
Litología
Factores favorablesPozos existentes adaptables a la inyección de vapor
Disponibilidad de combustible para suplir a los generadores de vapor
Fuente: Paris, (2006). Adaptado por: González y Jiménez, (2012).
70
Drenaje por gravedad asistido con vapor
Este proceso fue desarrollado específicamente para la recuperación in situ del
bitumen de las arenas lutíticas petrolíferas. El proceso se aprovecha de la segregación
vertical del vapor a través de un par de pozos horizontales, con el pozo productor
horizontal localizado en el mismo plano vertical, tal como se muestra en la siguiente
figura. El pozo superior es el inyector y el pozo más profundo, el productor.
Figura 25. Proceso de Gravedad Asistido con Vapor. Fuente: Paris, (2006).
El objetivo es introducir el vapor continuamente y remover el vapor condensado que
se va formando junto con el petróleo que se va calentando. La figura 25, muestra el
proceso: el vapor se introduce cerca del fondo del yacimiento y tiende a elevarse,
mientras que el petróleo calentado tiende a caer hacia el fondo. La cámara de vapor
que se va formando encima del productor, se mantienen a una presión constante
durante todo el proceso y está rodeada por la arena petrolífera fría a través de la cual
fluye el vapor hacia la interfase y se condesa; esto permite que el petróleo drene por
gravedad hasta el pozo productor.
Se conoce que el proceso SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) ó (Segregación
Gravitacional Asistida con Vapor), ha resultado altamente exitoso en una serie de
pruebas en Canadá, donde la producción del yacimiento se ha mantenido por encima
71
de 2000 BPD. También señalan una variación interesante no térmica del SAGD, y el
proceso VAPEX (Vapour Extraction) ó (Extracción con Vapor), en el cual se inyecta un
gas liviano, como el etano, en lugar del vapor. Este proceso aún no ha sido probado en
el campo. En Venezuela se han iniciado con éxito aplicaciones de este proceso en los
campos de Costa Bolívar. (Paris, 2006).
En la figura 26 se observa el método de drenaje gravitacional asistido por vapor
(SAGD), en la cual se perfora un par de pozos horizontales paralelos, uno por encima
del otro. Se inyecta vapor en el pozo superior para calentar el petróleo pesado,
reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo fluya hacia abajo, en
dirección hacia el pozo productor.
Figura 26. Esquema de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Fuente: Alboudwarej y Col., (2006).
Combustión in situ
Éste método de recuperación mejorada también llamado “invasión con fuego” (Figura
27), involucra la inyección de un oxidante (aire) dentro de la formación para quemar una
72
fracción del petróleo (cerca del 10%) que se encuentra en el sitio, lo cual agrega al
yacimiento la energía desplazante, genera calor y dióxido de carbono (CO2), con la
finalidad de producir la fracción del petróleo que no se quema. (Xia y Col., 2002).
Figura 27. Esquema de la Combustión in situ. Fuente: Rivera J., (2004).
La historia de éste método para la recuperación de crudos pesados se remonta a
inicios del siglo XX en los Estados Unidos. Debido a las fuertes reacciones de oxidación
exotérmicas entre los hidrocarburos y el oxígeno, éste último es consumido generando
conductos de gas y al mismo tiempo la temperatura del estrato productor aumenta en
un rango de 500 a 700 °C, la cual es mucho más alta que la temperatura obtenida
inyectando vapor (150 a 250 °C); siendo particularmente favorable para yacimientos de
crudos pesados porque el aumento en la temperatura no solo disminuye la viscosidad
del crudo en gran magnitud sino que a esas temperaturas ocurre un craqueo térmico y
las partes pesadas se dividen en componentes livianos.
73
La combustión In Situ tiene muchas ventajas sobre otros procesos de recuperación
mejorada de crudo en lo que a la generación térmica en el yacimiento se refiere, así
como también una alta eficiencia en términos de utilización de calor, alta eficiencia de
desplazamiento, mecanismo de manejo y menos impacto ambiental. El aire como un
fluido inyectado, es abundante y barato. La inyección del mismo es la manera más
común de inyectar oxígeno al yacimiento.
Como el aire inyectado está generalmente frío solo es necesario diseñar las tuberías
de superficie basándose en las normas que conforman la práctica prudente de las
operaciones. El entubamiento cerca de la zona productora o de hecho, cualquier parte
del pozo inyector que pueda estar en contacto con el oxígeno libre y crudo, debe ser
diseñado para resistir altos esfuerzos térmicos. Para el diseño de pozos inyectores
deben tomarse precauciones contra cualquier posibilidad de combustión en el hoyo. En
cuanto a los pozos productores se puede esperar que sean acosados en varios grados
de severidad por la corrosión, la erosión y la alta temperatura desde el intervalo
productor hasta el cabezal, siendo las condiciones más severas en el intervalo de
producción. (Xia y Col., 2002).
Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento. El primero se
denomina Combustión Convencional o “hacia adelante”, debido a que la zona de
combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; en el segundo,
denominado Combustión en Reverso o en “contracorriente”, la zona de combustión se
mueve en dirección opuesta a la del flujo de los fluidos.
Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas,
limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la combustión húmeda, mejor
conocida como proceso COFCAW (Combination of forward combustion and
waterflooding), ó (Combinación de combustión hacia adelante y de inyección de agua),
en el cual se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que
contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos del aire. (Paris,
2006).
74
Desde el punto de vista del ingeniero de producción solo hay dos categorías,
aquellas que requieren adición de calor y aquellas que requieren autoignición. La
habilidad de un yacimiento para la autoignición es determinada por las características
del petróleo, la temperatura y la presión del yacimiento. Esos criterios y la calidad del
combustible residual del frente de combustión determinan si la combustión puede ser
mantenida. (Rivera, 2004).
El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o
quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del
pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que
se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa
la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión. (Paris, 2001).
Combustión convencional o “hacia adelante”
Este proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe una
inyección de agua con el aire. Tal como se muestra en la siguiente figura, la combustión
es hacia adelante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de
combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor.
Figura 28. Esquema de una combustión in situ convencional. Fuente: Paris, (2006).
75
El aire (aire enriquecido con oxígeno, o aun oxígeno puro) se inyecta para oxidar el
petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases
residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo,
abrasión, erosión, y otros; además, se crea más restricción al flujo de petróleo en el
yacimiento debido a la alta saturación de gas.
A medida que el proceso de combustión avanza, se genera calor dentro de una zona
de combustión muy estrecha, hasta una temperatura muy elevada (alrededor de
1200°F). Inmediatamente delante de la zona de combustión, ocurre el craqueo del
petróleo, que origina el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se
queman para mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente
como un pistón, y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante ante su
avance.
Está claro que el petróleo localizado cerca de los pozos productores se encuentra a
la temperatura original del yacimiento por un periodo largo, y así se va haciendo móvil y
puede ser producido. Generalmente existe una segregación por gravedad severa en la
zona de combustión y, como resultado, la misma es más horizontal que vertical. Una
vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan
excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa.
En contrapartida, la viscosidad del petróleo se reduce notablemente, de manera que
la tasa de producción de petróleo alcanza un máximo. El enfriamiento de los
productores puede ser necesario y la corrosión, un problema inherente a la combustión
in situ, se vuelve cada vez más severa. Cuando se usa oxigeno enriquecido, la ruptura
prematura del oxígeno también es un problema. Las diferentes interacciones que
ocurren durante el proceso se muestran en la figura 29, donde se observan las
siguientes zonas:
76
Bomba de agua
Compresor de aire
Pozo de producción
Pozo de Inyección
Agua
Combustión fría de gases
Petróleo, agua y gases
Banco de Petróleo con temperatura cerca de la inicial
Zona de condensación o agua caliente (50°-200°F > T inicial ) Zona de vapor
( Aprox . 400°F)
Región de coquificación
Zona de inyección de aire y agua
Zona de aire y agua vaporizada
Zona de Frente de quemado y combustión
(600°-1200°F)
Figura 29. Zonas formadas en un proceso de combustión in situ. Fuente: Paris, (2006).
1. Zona de aire inyectado y zona de agua: esta zona se extingue a medida que el frente
de combustión avanza.
2. Zona de aire y agua vaporizada: el agua inyectada o formada se convertirá en vapor
en esta zona debido al calor residual. Este vapor fluye hacia la zona no quemada de
la formación ayudando a calentarla.
3. Zona de combustión: esta zona avanza a través de la formación hacia los pozos
productores. La velocidad con que se mueve esta zona depende de la cantidad de
petróleo quemado y de la tasa de inyección de aire. Se desarrollan temperaturas que
van desde los 600°F hasta los 1200°F.
4. Zona de craqueo: las altas temperaturas que se forman delante de la zona de
combustión causan que las fracciones más livianas del petróleo se vaporicen,
dejando un carbón residual formado por las fracciones más pesadas, también
denominado “coque”, que actúa como combustible para mantener el avance del
frente de combustión.
77
5. Zona de vapor o vaporización: aproximadamente a los 400°F se desarrolla una zona
de vaporización que contiene productos de la combustión, hidrocarburos livianos
vaporizados y vapor.
6. Zona de condensación o de agua caliente: en esta zona, debido a su distancia del
frente de combustión, el enfriamiento causa que los hidrocarburos livianos se
condesen y que el vapor la convierta en una zona de agua caliente (50 a 200°F). esta
acción desplaza el petróleo miscible, el vapor condensado lo adelgaza, y los gases
de combustión ayudan a que se desplace hacia pozos productores.
7. Banco de petróleo: en esta zona, se desarrolla un banco de petróleo que contiene
petróleo, agua y gases de combustión (cerca de la temperatura inicial).
8. Gases fríos de combustión: el banco de petróleo se enfriara a medida que se mueve
hacia los pozos productores y la temperatura caerá hasta un valor muy cercano a la
temperatura inicial del yacimiento. El dióxido de carbono contenido en los gases de
combustión es beneficioso debido a su disolución en el crudo, lo cual produce el
hinchamiento y la reducción de su viscosidad.
Según Paris (2006), una ventaja del proceso de combustión convencional es que la
parte quemada del crudo en la forma de coque es menor, dejando la arena limpia detrás
del frente de combustión. Sin embargo, tiene dos limitaciones: primero, el petróleo
producido debe pasar a través de una región fría y si este es altamente viscoso, ocurrirá
un bloqueo de los líquidos, lo cual puede ocasionar la finalización del proceso; segundo,
el calor almacenado fuera de la zona quemada no es utilizado eficientemente debido a
que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante.
Este proceso finaliza cuando se detiene la inyección de aire, porque la zona
quemada se haya extinguido o porque el frente de combustión alcance los pozos de
producción. En la figura anterior (Ver Figura 29), también se observa que los vapores
livianos y gases de combustión tienden a ocupar la porción superior de la zona de
producción, lo que disminuye la efectividad de este método.
78
Esta tecnología ha sido ampliamente estudiada tanto en laboratorio como en
yacimientos en los últimos 50 años. En este proceso se utiliza un arreglo de pozos
inyector vertical e inyector horizontal o arreglo VIVP (Vertical injector Vertical Producer).
Este arreglo de pozos convencional ha creado muchos problemas para el proceso
excepto en aquellas pruebas donde las condiciones del yacimiento eran óptimas, pero
en líneas generales, los procesos de combustión In Situ convencionales no han logrado
una aceptación global debido a la gran cantidad aparente de fracasos, debido
principalmente con aquellos que tienen que ver con la inapropiada aplicación en el
yacimiento y un bajo control del proceso, además de las pocas pruebas de campo que
han arrojado resultados económicos favorables.
Este proceso es complicado debido a la interacción de las reacciones químicas y el
flujo multifásico en el medio poroso. Los problemas operacionales más significativos
que afectan a los procesos de recuperación de crudo bajo el esquema de combustión In
Situ usando un arreglo de pozos Vertical-Vertical son:
La segregación de Gravedad o cabalgamiento de gas debido a las diferencias de
densidades entre el gas y el petróleo.
Conificación debido a la heterogeneidad del estrato.
Relación Gas-Petróleo desfavorable.
Dificultad de volver a un modo de alta temperatura de combustión una vez que se ha
entrado al modo de baja temperatura de oxidación debido al insuficiente flujo de
oxígeno.
En la combustión In Situ convencional la zona de petróleo movible delante del frente
de combustión es amontonada hacia la zona de petróleo frío en la región aguas abajo
del yacimiento antes de que este sea desplazado al pozo productor. La distancia entre
la zona de petróleo movible y el pozo productor es mucha, con un rango que depende
del espaciamiento requerido por la zona, además la alta viscosidad que tiene el crudo
79
en la zona de petróleo frío en la región aguas abajo es una limitante para la inyectividad
del aire.
Figura 30. Problemas asociados a la combustión convencional. Fuente: Xia y Col., (2002).
Según Xia y Col. (2002), la combinación entre la larga distancia entre pozos y la alta
viscosidad del crudo pesado son las principales causas de las dificultades encontradas
en un proceso de combustión convencional. El desarrollo de tecnologías es de gran
necesidad más si estas permiten que el petróleo entrampado en toda la extensión del
yacimiento sea económicamente producible. Pruebas realizadas muestran factores de
recobro del 50% utilizando SAGD.
La superioridad del SAGD comparada con otros mecanismos de recuperación
mejorada se manifiesta principalmente en su mecanismo de drenaje por gravedad, lo
cual permite que crezca una cámara de vapor estable que forma una zona de petróleo
movible alrededor de ella para posteriormente drenarlo al pozo productor horizontal.
Este petróleo solo fluye una pequeña distancia (solo pocos metros) antes de entrar al
pozo productor.
Muchos de los fracasos claros que se han obtenido utilizando la combustión in situ se
deben principalmente a la mala selección de los yacimientos pilotos y por otra parte el
80
problema que representa controlar el frente de combustión. Para comprender el gran
potencial que representan los recursos al producir crudos pesados se requiere
desarrollar técnicas más avanzadas que tengan una eficiencia térmica más alta
acoplada con un mayor factor de recobro y también la capacidad de realizar un
mejoramiento significativo del crudo In situ.
Combustión en reverso
Otra variación de la combustión in situ que recibió mucha atención en el periodo de
1955 – 1965 es la combustión en reverso. En este caso, como en el anterior, existe un
pozo inyector de aire y un pozo productor. Pero esta vez la formación se enciende en
los productores, no en los inyectores como ocurre en la combustión hacia adelante. La
siguiente figura muestra lo que sucede en el proceso de una combustión en reverso.
Figura 31. Proceso de combustión en reverso. Fuente: Paris, (2006).
La zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, en la dirección
hacia donde aumenta la concentración de oxígeno. Los fluidos producidos deben fluir a
través de las zonas de alta temperaturas (en el rango de 500 – 700 °F) hacia los
productores, dando como resultado un mejoramiento del petróleo producido debido a
que la viscosidad del petróleo se reduce por un factor de 10.000 o más. Dicha reducción
81
hace que el petróleo fluya más fácilmente hacia los productores. El proceso tiene, por lo
tanto, una mejor aplicación en petróleos muy viscosos.
Según Paris (2006), la combustión en reverso no es tan eficiente como la
convencional, debido a que una fracción deseable del petróleo se quema como
combustible mientras que la fracción no deseable permanece en la región detrás del
frente de combustión. Además, requiere el doble de la cantidad de aire que una
convencional.
Otra desventaja de este proceso es la fuerte tendencia a la combustión espontánea:
dependiendo de la naturaleza del petróleo, cuando se expone al aire a temperatura
ambiente por 10 o 100 días, el crudo se oxidara y si no existen perdidas del calor, la
temperatura aumentara y se producirá la combustión espontánea, aun en crudos poco
reactivos. Un crudo a 150°F puede producir la ignición espontáneamente en 5 a 40 días
y si la temperatura aumenta por encima de los 200°F, puede ocurrir en menos de 10
días. Si ocurre cerca del pozo inyector, se iniciara un proceso de combustión
convencional que utilizara el oxígeno de la combustión en reverso y, por lo tanto, el
proceso se detendrá.
Combustión húmeda
La combustión húmeda, también conocida como proceso COFCAW (Combinations
Of Forward Combustion And Waterflooding) ó (combinación de combustión
convencional más inyección de agua), constituye una solución para la segunda
limitación del proceso convencional, es decir, la utilización ineficiente del calor
almacenado detrás del frente de combustión.
En la combustión seca convencional, más de la mitad del calor generado se
encuentra entre el pozo inyector de aire y el frente de combustión. Se han realizado
muchos intentos para transferir este calor delante de la zona quemada. El agua, debido
a su capacidad calorífica y a su calor latente de vaporización, puede utilizarse
ventajosamente con este propósito.
82
Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión
convencional, ya sea alternada o simultáneamente con el aire, se logra la recuperación
del calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de
combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente.
Con el objeto de presentar la idea del proceso en su forma más simple, considérese
el flujo unidimensional sin pérdidas de calor lateralmente y sin conducción de calor en la
dirección de flujo, tal como se presenta en la siguiente figura, la cual puede compararse
con los diagramas similares mostrados para una combustión convencional.
Figura 32. Perfiles de Saturación y temperatura en Combustión Húmeda. Fuente: Paris, (2006).
Muchos factores favorables que en varios casos reduce la relación aire – petróleo se
alcanzan con la combustión húmeda, ya que al reducirse la viscosidad del petróleo frio
se extiende la zona del vapor o zona caliente a una distancia mayor delante del frente
83
de combustión, lo que permite que el petróleo se mueva y se opere a menos presión y
con menos combustible. La velocidad con que se mueve la zona de combustión
depende de la cantidad de petróleo quemado y de la tasa de inyección del aire. El
empuje con vapor, seguido de un fuerte empuje por gas, es el principal mecanismo que
actúa en el recobro del petróleo
La siguiente figura (Figura 33) muestra las cambios en perfiles de temperatura en el
yacimiento a medida que la relación aire – agua (RAA) varia. El perfil para una RAA = 0
corresponde a la combustión convencional seca. Para un valor moderado de RAA, en el
orden de 4 PC/MPCN, la temperatura de la zona de combustión permanece alta, pero la
temperatura de la zona detrás del frente de combustión se reduce significativamente: el
calor ha sido transferido hacia adelante y se ha utilizado eficientemente en el
desplazamiento del petróleo. Con valores grandes de RAA, en el orden de 7 PC/MPCN,
se dará la modalidad de combustión parcialmente apagada; para valores mayores, se
tendrá la combustión totalmente apagada y la frustración del propósito original.
Figura 33. Cambios en el perfil de temperatura en el proceso de combustión húmeda. Fuente: Paris, (2006).
Existen más de 100 yacimientos sometidos a la combustión in situ, con poca claridad
de éxitos. El petróleo recobrado se encuentra en el orden del 50% y la relación aire –
petróleo, definida como los pies3 normales de aire necesario para producir un pie3
84
normal de petróleo, se encuentra en el rango de 1000 – 3000, que representa los
valores bajos más típicos de la combustión húmeda.
La siguiente tabla (Ver Tabla 2) presenta los criterios de diseño para el proceso de
combustión in situ:
Tabla 2. Criterios de diseño para el proceso de combustión in situ.
Viscosidad 100 cp (rango normal 100-5000 cp)
Gravedad
Composición Componentes asfaltàticos
Espesor > 10 pies
Profundidad > 500 pies
Saturación de petróleo > 500 Bbls/(acre-pie)
Transmisibilidad kh/µ > 20 md-pies/c
Temperatura > 150°F
Fluidos producidos altamente contrastantes
Empuje fuerte de agua
Capa grande de gas
Fracturas extensivas
Problemas serios con las emulsiones pre-existentes
Contenido de arcillas bajo
Factores favorables
Factores desfavorables
< 40°API
Temperatura del yacimiento alta
Buzamiento alto
Espesor neto alto en relación con el total
Permeabilidad vertical baja
Alto øh
Las propiedades des agua connata no son criticas.
Petróleo
Yacimiento
Agua
Litología
Fuente: Paris, (2006). Adaptado por: González y Jiménez, (2012).
Recientemente, se ha planteado el método denominado THAI, parecido al SAGD,
pero a diferencia de éste usa combustión in situ, combinando pozos verticales y
horizontales. Con dicho método se logra producir petróleo mejorado in situ, lo que
puede resultar económico en el futuro.
85
Además de los métodos señalados anteriormente, se han propuesto muchos otros
para el recobro adicional de petróleo; algunos, no térmicos, se han utilizado para
petróleos pesados. Muy pocas pruebas de campo han resultado exitosas por las
razones señaladas anteriormente; pero, se puede concluir que la invasión inmiscible de
dióxido de carbono se mantiene como uno de los métodos más promisorios para
recuperar el petróleo de yacimientos que contienen crudos moderadamente pesados.
Un importante avance en la tecnología de producción de petróleo es el rápido
incremento en el uso de pozos horizontales para la inyección y producción de fluidos.
Cierta cantidad de procesos EOR (como el SAGD) y proyectos de campo utilizan en
forma inteligente los pozos horizontales para recuperar petróleo en condiciones
aparentemente adversas.
Lamentablemente se han perforado muchos pozos horizontales sin pensar,
previamente, como pueden utilizarse en procesos EOR. Sin embargo, no hay duda de
que en el futuro los procesos EOR se desarrollaran para utilizar los pozos horizontales y
los verticales existentes, así como las condiciones de yacimiento en muchos de estos
campos. (Paris, 2006).
Toe to Heel Air Injection (THAI)
La tecnología “Toe to Heel Air Injection” (THAI), traducido “Inyección de Aire de
Punta a Talón”, es un nuevo método de extracción de petróleo para yacimientos de
crudo pesado, el cual puede tener significativas ventajas sobre los métodos existentes.
El mismo fue desarrollado por Malcon Greavest de la University of Bath y patentado por
la compañía Petrobank Energy and Resources Ltd. (The Oil Drum Canada, 2007).
La característica principal del proceso THAI es que este utiliza un pozo productor
horizontal en vez de un pozo productor vertical (que sería el caso de la combustión
convencional), por lo tanto el frente de combustión se propaga a lo largo del pozo
productor horizontal, desde el Toe (punta) hasta el Heel (talón) del pozo. (Xia T. y Col.
2002). El concepto de THAI es representado en las siguientes figuras:
86
Figura 34. Esquema del Proceso THAI. Fuente: Xia, (2002).
Todas estas características son muy deseables, no solo para recuperar el petróleo
sino que también trae beneficios para su transportación y refinamiento aguas abajo.
El mecanismo de recobro de crudo que representa el proceso THAI es un
mecanismo de Desplazamiento de Corta Distancia, así como el SAGD donde el
petróleo movible en vez de atravesar la zona de petróleo frío, toma el camino más corto
hacia el pozo horizontal productor como se muestra en la figura 35.
( a)
Desplazamiento de Larga Distancia . Recuperación Convencional ( VIVP ).
(b)
Desplazamiento de corta distancia. SAGD , COSH y VAPEX
t 1 t 2 t 3
Desplazamiento de Corta distancia „ Toe - to - Hell‟ , THAI
(c)
Inyector Productor
Figura 35. Procesos de larga y corta distancia. Fuente: Xia y Col., (2002).
87
Esta característica del concepto de desplazamiento a corta distancia que representa
el THAI significa que la comunicación o conductividad entre pozo y pozo es fácilmente
establecida y se mantiene, logrando además una temprana producción de crudo.
Todas las experiencias previas al realizar combustión in situ convencional (VIVP)
ahora clasificado como HTO-IAF (Alta temperatura de Oxidación – Flujo de Aire
Inmiscible), fueron dominadas por la incapacidad de controlar satisfactoriamente el
cabalgamiento de gas. Sin embargo, el proceso THAI es totalmente diferente en ese
aspecto, ya que controla o elimina el cabalgamiento de gas.
Esta simple ventaja traduce el potencial que obtiene el tener HTO-IAF en yacimientos
de crudos pesados y medianos, en un rango de interés, pero problemático para un
proceso que es potencialmente el más eficiente térmicamente y altamente deseable,
debido a la facilidad de su control, es decir, el proceso THAI agrupa la facilidad de
controlar el cabalgamiento de gas y la posibilidad de obtener altas temperaturas de
oxidación que quizás es una de las variables más importantes a la hora de evaluar los
procesos de combustión In Situ.
Definición de términos básicos
Antepaís Continental: Término general con que se designa la parte de la corteza
continental estable inmediatamente adyacente a una zona tectónica activa, tal como
una zona de subducción o una zona de colisión. (UCV, 2011).
Bitumen natural: Porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o mayor a
10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, libre de
gas. (Martínez, 2000).
Craqueo térmico del petróleo: Es un proceso que consiste en la ruptura de las
cadenas carbonatadas más pesadas y con más alto punto de ebullición en el
petróleo, por acción del calor a temperaturas entre 400 y 650°C, obteniéndose
fracciones como parafinas cortas, olefinas, naftalenos o aromáticos; así como,
88
grandes cantidades de coque, no deseados, y una significativa disminución de la
viscosidad en crudos pesados. (Set Lab., 2011).
Eficiencia de barrido areal: Se define como la fracción del área horizontal del
yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria.
Grado API: Clasificación para petróleo con propósitos particulares en función de su
densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula: [141.5 / Grav. Espec. A
16° C] – 131.5.
Hidrocarburos: Sustancias químicas compuestas exclusivamente de hidrógeno y
carbono. (Martínez, 2000).
Mejoramiento de petróleo: Se entiende por mejoramiento la hidrogenación de los
crudos pesados mediante el agregado de hidrogeno. El producto del mejoramiento
es el crudo sintético. (Alboudwarej y Col., 2006).
Petróleo pesado: Cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad. Se le
denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a la
del petróleo crudo ligero. Crudo pesado se ha definido como cualquier licuado de
petróleo con un índice API inferior a 20 grados.
Petróleo: Mezclas predominantemente de hidrocarburos que existen en la naturaleza.
Razón de movilidad: Es el cociente de la movilidad del fluido desplazante y la
movilidad del fluido desplazado.
Tensión Interfacial: Se llama tensión interfacial a la energía libre existente en la zona
de contacto de dos líquidos inmiscibles. Esta energía es consecuencia de las
tensiones superficiales de los dos líquidos, y evita que se emulsiones
espontáneamente.
89
Viscosidad: Es la propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo cuando se
le aplica una fuerza. Los fluidos de alta viscosidad presentan una cierta resistencia a
fluir; los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad. Su unidad de medición es el
centipoise (cP).
Yacimiento: Depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de
hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca
almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son
retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad.
Sistema de variables
Cuadro 1. Sistema de variables.
Sistema de Variables
Definición Nominal Definición Conceptual Definición Operacional
Método THAI (Toe to Heel Air Injection, traducido "Inyección de Aire de
Punta a Talón").
Es un método de extracción de petróleo para yacimientos de crudo pesado basado en un proceso de
combustión in situ, que combina un pozo vertical de inyección de aire
con un pozo horizontal de producción. (Petrobank Energy,
2011).
Proceso de combustión dentro del yacimiento en el cual por la
inyección de un fluido oxigenante, se crea un frente de
combustión donde parte del petróleo es quemado,
generando calor, con el cual se reduce la viscosidad del
petróleo, seguido del flujo hacia un pozo horizontal por acción de la gravedad. (Petrobank Energy,
2011).
Faja Petrolífera del Orinoco.
Es un depósito ininterrumpido, con una línea única envolvente de
todos los yacimientos en el subsuelo, ubicado en el tercio sur
de la cuenca sedimentaria de Maturín, inmediatamente al norte del Rio Orinoco, considerada la mayor acumulación de petróleo
pesado y extrapesado del mundo. (Martínez, 2008).
Es la mayor acumulación de petróleo del mundo, con
gravedad API de 6 a 12 grados, temperaturas de 100 a 140 °F,
presiones iniciales de 630 a 900 lpc, viscosidades de 1 a 20
darcys y porosidades de 30 a 35%. (Rodríguez, 2006).
Elaborado por: González y Jiménez, (2012).
90
Operacionalización de las variables
Cuadro 2. Operacionalización de las variables.
Operacionalización de las Variables
Objetivo General: Diseñar una metodología para la aplicación del método Toe-to-Heel Air Injection (THAI) en crudos pesados y extrapesados de la faja petrolífera del Orinoco.
Objetivos Específicos Variable Dimensión Indicadores
Identificar parámetros de
aplicación del método
THAI para la
recuperación mejorada
de crudos pesados y
extrapesados de la Faja
Petrolífera del Orinoco.
Faja
Petrolífera del Orinoco
Parámetros de aplicación del método THAI para la FPO
Aspectos Geológicos
Producción.
Mecanismos de Producción
Mejoramiento de Crudos.
Aspectos Petrofísicos y de los fluidos
Describir el proceso de aplicación del método
THAI para la recuperación mejorada de crudos pesados y
extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco
Mé
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AI)
Proceso de
Aplicación del método THAI
Pozo Productor.
Pozo Inyector. Zonas Creadas. Métodos EOR. Objetivos de los métodos
EOR.
Analizar la aplicación del método THAI para la
recuperación mejorada de crudos pesados y
extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Aplicación del Método THAI
Aspectos Geológicos de la FPO.
Combustión In Situ.
Tecnología THAI. Factor de Recobro.
Desarrollar una guía del método THAI en la Faja Petrolífera del Orinoco para los estudiantes de
las cátedras de ingeniería de yacimientos.
Suministro de conocimiento
sobre los tipos de daños.
Revisión bibliográfica. Guía técnica sobre tipos
de daño.
Elaborado por: González y Jiménez, (2012).
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
El presente capítulo describe los procedimientos de la investigación, el cual refleja
las técnicas, métodos e instrumentos para la recolección y análisis de datos. De igual
manera, detalla los procedimientos llevados a cabo a lo largo de la investigación.
De acuerdo con Sabino (2007), la metodología vienen a ser aquella en la cual se
abarca la justificación y discusión, además del análisis de los diversos procedimientos
concretos que se emplean en las investigaciones. Es decir, que el marco metodológico
de una investigación engloba los procedimientos utilizados para realizar la investigación
y desarrollar cada una de las actividades para las cuales se idea la misma.
Según Tamayo (2007), La metodología, es de gran importancia en la investigación,
pues el planteamiento de una metodología adecuada garantiza que las relaciones que
se establecen y los resultados o nuevos conocimientos obtenidos tengan el máximo
grado de exactitud y confiabilidad. Ese procedimiento ordenado que se sigue para
establecer lo significativo de los hechos y fenómenos hacia los cuales está encaminado
el interés de la investigación es lo que constituye la metodología.
Tipo de investigación
Los objetivos planteados en este trabajo conllevan a una investigación de tipo
proyectiva.
Investigación proyectiva
También conocida como proyecto factible, consiste en la elaboración de una
propuesta o modelo para solucionar un problema. Intenta responder preguntas sobre
sucesos hipotéticos del futuro (de allí su nombre) o del pasado a partir de datos
actuales. Se ubican las investigaciones para inventos, programas, diseños.
93
En base a lo anterior planteado esta investigación es proyectiva, ya que la misma se
fundamenta en el diseño de una metodología para la aplicación del método toe-to-heel
air injection (THAI) en crudos pesados y extrapesados, proporcionando de esta manera
una solución dentro de la industria petrolera al presentar una propuesta tecnológica que
garantiza la obtención de excelentes resultados en la producción de petróleo.
Según Tamayo (2007), la investigación proyectiva consiste en la elaboración de una
propuesta o de un modelo, para solucionar problemas o necesidades de tipo práctico,
ya sea de un grupo social, institución, una área en particular del conocimiento, partiendo
de un diagnóstico preciso de las necesidades del momento, los procesos explicativos o
generadores involucrados y las tendencias futuras.
En este sentido Hurtado (2010), argumenta que las investigaciones proyectivas
proponen soluciones a una situación determinada a partir de un proceso de indagación.
Implica explorar, describir, explicar y proponer alternativas de cambio, mas no
necesariamente ejecutar la propuesta. En la investigación proyectiva se trabajan
relaciones de causa efecto, pues para diseñar una propuesta que permita modificar la
situación es necesario primero explicar por qué y cómo ocurre tal situación; de otra manera
la propuesta no resultaría efectiva. Este tipo de investigación conduce a inventos,
programas, diseños o a creaciones dirigidas a cubrir una necesidad, y basada en
conocimientos anteriores.
Diseño de la investigación
Según Sabino, (2007) considera que el diseño de la investigación tiene como objeto
proporcionar un modelo de verificación que permita constatar hechos con teorías, por lo
cual, el mismo es una estrategia o plan general que determina las operaciones
necesarias para hacerlo.
Este trabajo especial de grado se enmarcó dentro de un diseño no experimental
documental.
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Investigación no experimental
El presente estudio se considera no experimental; ya que se observó el fenómeno
tal y como se da en su contexto natural, para luego analizarlo y después establecer un
plan de acción, por lo tanto, resulta imposible manipular variable o asignar
aleatoriamente a los sujetos o a las condiciones, es decir, son observadas en su
ambiente natural. La investigación no experimental es también conocida como
investigación Ex Post Facto, término que proviene del latín y significa después de
ocurridos los hechos.
Investigación documental
La investigación documental depende fundamentalmente de la información que se
recoge o consulta en documentos, entendiéndose este término, en sentido amplio,
como todo material de índole permanente, es decir, al que se puede acudir como fuente
o referencia en cualquier momento o lugar, sin que se altere su naturaleza o sentido,
para que aporte información o rinda cuentas de una realidad o acontecimiento.
Dentro de las fuentes documental se encuentran, las fuentes impresas incluyen:
libros enciclopedias, revistas, periódicos, diccionarios, monografías, tesis y otros
documentos. Igualmente las fuente electrónicas, por su parte, son de mucha utilidad,
entre ellos están: correos electrónicos, CD Roms, base de datos, revistas y
periódicos en línea y páginas Web. Finalmente, se encuentran los documentos
audiovisuales, entre los cuales cabe mencionar: mapas, fotografías, ilustraciones,
videos, programas de radio y de televisión, canciones, y otros tipos de
grabaciones.
De acuerdo a lo anterior planteado, el presente estudio adopta como estrategia para
la obtención de los datos requeridos, según los objetivos planteados, a la investigación
documental, ya que se basó en la revisión exhaustiva de todo tipo de documentación
tanto física como electrónica.
95
Para la realización de esta metodología se necesitó de la búsqueda y recopilación de
información sobre el proceso de la aplicación del método THAI, así como los beneficios
que aporta esta técnica para su aplicación en la Faja Petrolífero del Orinoco. También
se recopiló todo tipo de información que condujera al entendimiento de dicho método;
así como brindar información confiable.
Población y muestra de estudio
López (2006), define la Población como: "el conjunto de elementos cuyas
características se tratan de estudiar, y acerca de la cual se desea información”.
Por su parte, Sabino (2007), señala que la población debe ser identificada, ya sea en
finita o infinita. Donde la finita es aquella cuyos elementos en su totalidad son
identificables por el investigador desde el punto de vista de su cantidad total. Es decir,
el investigador puede obtener datos precisos de los elementos que la conforman en
casos menores a cien mil (100.000) individuos.
Asimismo Tamayo (2007), define la población como: la totalidad de un fenómeno de
estudio, incluye la totalidad de unidades de análisis o entidades de población que
integran dicho fenómeno y que debe cuantificarse para un determinado estudio
integrando un conjunto N de entidades que participan de una determinada
característica, y se le denomina población por constituir la totalidad del fenómeno
adscrito a un estudio o investigación.
En cuanto a la muestra, Sabino (2007) la define como un subconjunto representativo
que se extrae de la población, la cual debe ser seleccionada de acuerdo con las
necesidades.
Para este tipo de investigación, la muestra y la población son las mismas ya que se
encentran conformadas por las datos provenientes de libros, manuales, pruebas
experimentales ya realizadas, información bibliográfica, entre otros.
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Técnicas y métodos para la recolección y procesamiento de datos
Sabino (2007), considera que un instrumento de recolección de datos es cualquier
recurso de que se vale el investigador para acercarse a los fenómenos y extraer de
ellos información. Es decir que mediante estos es posible obtener información
adecuada a las necesidades de la investigación.
En el mismo sentido, Hernández y Col. (2006), “Un instrumento de medición es el
recurso que utiliza el investigador para registrar información o datos sobre las variables
que tiene en mente”.
Por su parte Tamayo (2007), argumenta que el investigador cuenta con fuentes
primarias y secundarias. De las fuentes primarias el investigador obtiene las mejores
pruebas disponibles: testimonio de testigos oculares de los hechos pasados y objetos
reales que se usaron en el pasado y que se pueden examinar ahora. Estas fuentes
constituyen elementos básicos de la investigación.
En el caso de la presente investigación las técnicas empleadas fueron las siguientes:
Datos primarios
Son aquellos que el investigador obtiene directamente de la realidad, recolectándolos
con sus propios recursos. En otras palabras, son los que el investigador o
sus auxiliares recogen por sí mismos, en contacto con los hechos que se investigan.
Entre ellos se emplearon las siguientes técnicas:
Entrevista no estructurada
Según Sabino, (2007) la entrevista no estructurada es aquella donde el observador
obtiene información de primera mano de los individuos que se encuentran directamente
relacionados con las actividades de interés para él. En estas existe un margen regular
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de libertad para formular las preguntas y respuestas, por lo que no se guía por
cuestionarios o modelos.
En consecuencia, la entrevista realizada para esta investigación fue informal, ya que
la misma se reduce, a una conversación sobre el tema de estudio, que surgieron a lo
largo del desarrollo del presente trabajo de investigación. Esto permitió a los
investigadores obtener un panorama de los principales problemas y características de
las actividades a realizar y sus posibles soluciones.
Datos secundarios
Se refiere a registros escritos que proceden de un contacto con la práctica, pero que
ya han sido recogidos y procesados por otros investigadores. En este caso, se recurrió
además a las bibliotecas para obtener los datos secundarios que se necesitaron, en
conjunto con información proveniente de fuentes de Internet, a partir de las páginas
Web relacionadas con el tema, ya fuese para obtener imágenes, información,
definiciones o aclarar dudas respecto a un determinado punto.
Para ambos las técnicas de recolección son diferentes, ya que los primeros se
recolectan los datos, mediante experiencias del investigador, en tanto que los
segundos se obtienen a partir de libros de texto, folletos, registros, entre otros.
Técnicas de análisis
La técnica de análisis de datos representa la forma de como será procesada la
información recolectada, esta se puede procesar de dos maneras cualitativa o
cuantitativa.
Según Arias (2005), las técnicas de análisis de datos describen las distintas
operaciones a las que serán sometidos los datos. Una vez obtenida la información fue
necesario analizarla, para ello se procedió a organizar los datos, permitiendo extraer las
conclusiones y recomendaciones.
98
Para el estudio de los datos se realizó una tabulación descriptiva de variables a
través del uso del Diagrama causa efecto.
Diagrama de Causa-Efecto
El Diagrama de Ishikawa, también llamado diagrama de causa-efecto es una técnica
grafica ampliamente utilizada que nos permitirá apreciar, con claridad las relaciones
entre un tema o problema y las posibles causas que pueden estar contribuyendo para
que ocurra.
Dicho diagrama, por su estructura ha venido a llamarse también: diagrama de espina
de pez, que consiste en una representación gráfica sencilla en la que puede verse de
manera relacional una especie de espina central, que es una línea en el plano
horizontal, representando el problema a analizar, que se escribe a su derecha. Es una
de las diversas herramientas surgidas a lo largo del siglo XX en ámbitos de la industria
y posteriormente en el de los servicios, para facilitar el análisis de problemas y sus
soluciones en esferas como lo son; calidad de los procesos, los productos y servicios.
Fue concebido por el licenciado en química japonés Dr.Kaoru Ishikawa en el año1943.
El Diagrama Causa-Efecto es una forma de organizar y representar cada objetivo
específico de esta investigación sobre las causas que originan dichas interrogantes.
Está compuesto por un recuadro (cabeza), una línea principal (columna vertebral), y 4 o
más líneas que apuntan a la línea principal formando un ángulo aproximado de 70º
(espinas principales). Estas últimas poseen a su vez dos o tres líneas inclinadas
(espinas), y así sucesivamente (espinas menores), según sea necesario.
Procedimiento de la investigación
A continuación, se describirán las operaciones a las que fueron sometidos los datos
que se obtuvieron, recurriendo a un sistema de tabulación presentando de forma
organizada las actividades a ejecutar para garantizar de una forma óptima el logro de
los objetivos:
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Metodología para Identificar parámetros de aplicación del método THAI para la
recuperación mejorada de crudos pesados y extrapesados de la FPO.
Recolección de datos
Tabla 3. Metodología para la recolección de datos del objetivo N° 1.
Técnica Método o medio Instrumento Modo de Presentación
Observación Revisión documental
o bibliográfica
Cuaderno de notas. Procesador de texto
y figuras. Texto y figuras.
Fuente: González y Jiménez, (2012).
Procesamiento de datos y procedimiento
Se identificó los principios, parámetros y dimensiones intervinientes, así como
cualquier otra especificación técnica que implican la aplicación del método THAI
en un yacimiento petrolífero.
Se clasificó la información obtenida y se plasmó textualmente en el marco
teórico del informe general.
Metodología para describir el proceso de aplicación del método THA para la
recuperación mejorada de crudos pesados y extrapesados de la FPO.
Recolección de datos
Tabla 4. Metodología para la recolección de datos del objetivo N° 2.
Técnica Método o medio Instrumento Modo de Presentación
Observación Revisión documental
o bibliográfica
Cuaderno de notas. Procesador de texto
y figuras. Texto y figuras.
Conversaciones Entrevista Mesa de trabajo Oral
Fuente: González y Jiménez, (2012).
100
Procesamiento de datos y procedimiento
Se describió el proceder general y secuencial de la aplicación del método THAI
en un yacimiento petrolífero.
Se ordenó la información recolectada y se plasmó textualmente en el marco
teórico del informe general.
Metodología para el análisis de la aplicación del método THAI en la FPO.
Recolección de Datos
Tabla 5. Metodología para la recolección de datos del objetivo N° 3.
Técnica Método o medio Instrumento Modo de Presentación
Observación Revisión documental
o bibliográfica
Cuaderno de notas. Procesador de texto
y figuras. Texto y tabla.
Conversaciones Entrevista Mesa de trabajo Oral
Fuente: González y Jiménez, (2012).
Procesamiento de Datos y Procedimiento.
Se identificaron las principales características de la faja petrolífera del Orinoco.
Se elaboró el análisis de la aplicación del método THAI en la faja petrolífera del
Orinoco, haciendo énfasis en los principales beneficio que ofrece esta técnica.
Se ordenó la información recolectada y se plasmó textualmente en el marco
teórico del informe general.
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
102
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
El siguiente capítulo contiene los resultados obtenidos y sus discusiones pertinentes
de acuerdo al compendio generado como producto de la investigación y al cumplimiento
de los objetivos trazados.
Identificación de los parámetros de aplicación del método THAI para la recuperación
mejorada de crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco
Figura 36. Parámetro para la aplicación del método THAI. Fuente: González y Jiménez (2012).
Como se puede evidenciar en el anterior diagrama (figura 36), existen varios
parámetros que determinan el éxito de la aplicación de la técnica, cada uno de ellos
deben de ser considerados para obtener resultados satisfactorios en cuanto a la
recuperación mejorada de crudos pesados y extrapesados. Entre esos factores se
encuentran los siguientes:
103
Petróleo: Dentro de este parámetro la viscosidad debe de ser 100cp (rango normal
100-500cp), debe de presentar una gravedad menor a 40 grados API además de
presentar componentes Asfalticos.
Yacimiento: La profundidad que se debe de manejar será mayor a 500 pies, con un
espesor mayor a los 10 pies, saturación de petróleo mayor a 500 Bbls/(acres.pies),
transmisibilidad Kh/µ mayor a 20 md. Pies/cp y una temperatura que supere los 150
ºF.
Agua: El agua connata no es crítica.
Litología: Para este parámetro, el contenido de arcilla debe de ser bajo.
Factores favorables: Entre los factores favorables se tiene que la temperatura y
buzamiento del yacimiento deben de ser altos, con un espesor neto alto en relación
con el total, permeabilidad vertical baja y un alto Фh.
Factores desfavorables: Se encuentran fracturas extensivas, capa grande de gas,
empuje fuerte de agua, la producción de fluidos son altamente constantes y por
último, problemas serios con emulsiones pre-existentes.
Descripción del proceso de aplicación del método THAI para la recuperación
mejorada de crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco
El Método THAI o “Toe-to-Heel Air Injection”, combina un pozo vertical de inyección
de aire con un pozo horizontal de producción. El pozo de inyección vertical se coloca
buzamiento arriba en el yacimiento y el horizontal está relativamente buzamiento abajo.
Es una tecnología para el recobro de crudo pesado y bitumen. Durante el proceso, se
crea un frente de combustión que consume parte del crudo presente originalmente en el
yacimiento, generando calor y reduciendo con ello la viscosidad del crudo desplazado e
induciendo a que éste fluya por gravedad hacia el pozo productor horizontal. El alto
104
potencial de THAI está en el desarrollo de un frente de combustión estable, en el que
las fuerzas gravitacionales, viscosas y cinéticas se combinan para generar un frente de
combustión cuasi-vertical, sin el “overriding” del gas inyectado (sobreposición de gases
y vapores en la parte más alta de la formación) y mejor aún, con cero ruptura del
oxígeno inyectado, beneficiando la operación general, la eficiencia térmica y la
eficiencia del barrido del proceso.
En el proceso THAI, se pueden distinguir diferentes zonas como se muestra en la
figura 37 .Dentro de esas zonas se encuentran:
1. Zona quemada.
2. Frente de combustión.
3. Zona de coque.
4. Zona de petróleo movible.
5. Zona de petróleo frío.
Figura 37. Proceso de aplicación del método THAI.
Fuente: Gonzalez y Jimenez (2012).
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Zona Quemada:
El proceso del Método THAI o “Toe-to-Heel Air Injection se lleva a cabo entre un
pozo inyector vertical y un productor horizontal como se hizo mención anteriormente. El
pozo inyector es completado cerca al centro vertical del yacimiento, mientras el pozo
productor es completado cerca a la base de la arena.
El proceso de aplicación de este método inicia en el pozo vertical con el calor
tremendo que se genera en el yacimiento con temperatura entre 400 y 700ºC, se
distribuye a lo largo del mismo por un bombeo constante de aire desde la superficie
hasta el fondo del pozo, la cámara de combustión se expande e invade al yacimiento a
medida que esto sucede se forma el frente de combustión.
En otras palabras en esta etapa se inicia el fuego que se alimenta de la compresión
de aire, se bombea hacia el fondo del pozo vertical de inyección que en cuyo extremo
se encuentra el “toe” del pozo horizontal de 1000 metros.
Zona de Combustión (Frente de Combustión):
En el frente de combustión donde parte del petróleo es quemado, generando calor,
los gases calientes (principalmente nitrógeno, dióxido de carbono y vapor de agua)
pasan a la zona de crudo frío delante de la zona de combustión a temperaturas entre
400 y 700 ° C, lo que reduce la viscosidad del petróleo, seguido del flujo hacia el pozo
horizontal por acción de la gravedad. El frente de combustión barre el petróleo desde la
punta hasta el talón del pozo horizontal de producción, obteniéndose recobros de
aproximadamente 80 por ciento del petróleo original en sitio, mientras que mejora
parcialmente el petróleo crudo en el yacimiento. La cámara de combustión se expande
a medida que se bombea aire, y esto provoca muchísimo calor dentro del reservorio.
El crudo, inicialmente frío, es calentado debido al calor generado por la cámara de
combustión. Esto provoca la disminución de la viscosidad del crudo, haciendo más fácil
el flujo de fluidos hacia el pozo horizontal de producción. En vez de propagarse en
106
cualquier dirección, el frente de combustión se mueve hacia el principio del pozo
horizontal (heel), hacia sitios de menor presión.
Teóricamente, el frente de combustión se mueve forzosamente hacia el principio, o
“talón” (heel), del pozo horizontal, en vez de moverse descontroladamente en cualquier
dirección. Esto sucede porque el frente sigue la fosa de baja presión del pozo
horizontal. La presión es menor en este pozo de producción, el crudo fluye hacia éste
con lo que prácticamente succiona la cámara de combustión tras sí.
Zona de Coque:
La zona de coque provee el combustible para el proceso de combustión en sitio. Se
forma inmediatamente después del frente de combustión como un resultado de los
procesos precursores que llevan al desplazamiento del petróleo: incluyendo
vaporización y craqueo termal. Durante el período de operación estabilizado, todos los
fluidos producidos (gas, vapor, petróleo) pasan por la zona de petróleo movible, y por
ende son arrastrados abajo bajo un flujo forzado a la sección expuesta del pozo
productor horizontal. Cerca del borde de drenaje de la zona de petróleo movible, en el
límite con la región de petróleo frio, el petróleo drena principalmente por gravedad.
Zona de petróleo movible:
La característica más importante del proceso es la creación de una zona de petróleo
movible delante del frente de combustión. La creación de esta zona, permite que el
proceso THAI pueda ser operado de una manera eficiente y segura. La sensibilidad
global que tiene el proceso a los efectos de la heterogeneidad del yacimiento también
es reducida significativamente, ya que la combustión y el proceso de desplazamiento de
petróleo toman lugar en una pequeña fracción del yacimiento.
107
Zona de Petróleo Frio:
En un yacimiento de crudo pesado, debido a la alta viscosidad del crudo en la zona
de petróleo frío, el crudo tiene una movilidad muy baja por lo que el petróleo frío provee
un sello natural a lo largo del pozo horizontal lo que previene cualquier desvío de gas,
adicionalmente crea una barrera viscosa lo que previene que el gas se desplace dentro
de la zona de petróleo frío aguas abajo (que es exactamente lo opuesto al proceso de
combustión In Situ convencional) logrando mantener las saturaciones de agua y
petróleo constantes aguas abajo. Manteniendo las saturaciones constantes a lo largo de
todo el proceso se logran mantener las condiciones del proceso estables tanto en la
zona de petróleo frío como en el frente de combustión.
En la práctica, todos los fluidos (gas, vapor, agua y petróleo) que se encuentran
delante del frente de combustión son arrastrados hacia abajo, donde se encuentra la
sección expuesta del pozo horizontal (ver figura 37).
A continuación se presenta un diagrama de ishikawa para el proceso de aplicación
del método THAI:
Figura 38. Proceso de la aplicación del método THAI. Fuente: González y Jiménez (2012).
108
Figura 39. Secuencias del proceso aplicado en el método THAI. Fuente: Palma, (2010).
109
En la figura 39, se puede apreciar que el frente de combustión se desplaza como una
ventana movible. Por lo tanto el pozo productor horizontal está en un arreglo lineal en el
yacimiento y el aire es inyectado a través del pozo inyector horizontal (HIHP) o a través
de un pozo inyector vertical (VIHP). Esta configuración de pozos puede ser extendida a
lo largo del yacimiento en varias etapas de pozos en línea empleando pozos
horizontales adicionales como se muestra en la figura 40, una vez que el frente llegue a
la primera línea de pozos horizontales estos pueden ser convertidos como inyectores de
otra línea de pozos productores horizontales aguas abajo. Para efecto de campo los
pozos verticales son preferencialmente utilizados como inyectores por razones de
seguridad.
Figura 40. Arreglo de pozos en línea. Cuando el frente llegue a los pozos horizontales estos pueden ser inyectores de otros más adelante.
Fuente: Xia, (2002).
Análisis de la aplicación del método THAI para la recuperación mejorada de crudos
pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco
De acuerdo con pruebas de producción realizadas, levantamientos sísmicos,
programas exploratorios, entre otros, se puede concluir que los crudos típicos de la faja
tienen una gravedad que oscila entre 8 y 18 grados API., un contenido de azufre entre 2
110
y 5 por ciento de peso, mas de 250 partes por millón de metales, principalmente
vanadio y níquel, produciéndose a su vez una tasa que varia entre 50 y 500 barriles de
petróleo por día / pozo. Estas características conllevan a múltiples inconvenientes para
procesamientos.
Un crudo entre 8 y 18 grados API, no fluye a temperatura ambiente (entre 30 y 40
grados), por lo que se hace difícil su transporte, siendo necesario el uso de técnicas
costosas. Además esta característica de no fluidez tiene implícita una indicación, al
menos cualitativa de la composición de estos crudos. Un crudo de 8 grados API, rinde
en refinación pocas cantidades de productos blancos (naftas, gasolina, keroseno, entre
otros), y de diesel. Por tanto su cualidad esta, todavía más abajo que la del combustible
residual de alto azufre.
También se deben explicar las implicaciones negativas que conllevan los altos
contenidos de azufre y metales pesados. El azufre es el principal responsable de la
corrosión de los equipos de refinación convencionales, es decir refinerías no
construidas o equipadas para tratar crudos de alto contenido de azufre. Por otro lado,
los metales vanadio y níquel, presentes en el crudo, impiden los procesos catalíticos de
refinación, ya que atacan a los catalizadores usados en dichos procesos, haciendo
costosa y complicada la refinación de los crudos de la faja.
Estas características del crudo de la faja hacen que su explotación vaya mas allá del
simple proceso de extracción, refinación y su posterior mercadeo, ya que estos
contaminantes antes nombrados traen necesariamente otra serie de procesos para su
eliminación, complicando y agravando las consecuencias que conllevan la explotación
de petróleo al medio ambiente y haciendo a su vez que los costos de producción del
crudo de la faja, de calidad competitiva, se eleven considerablemente.
En este sentido el método THAI produce un crudo mejorado hasta en 10 grados API,
con viscosidades de 50 a 100cp y una disminución apreciable en el contenido de
metales, azufre y fracciones pesadas, haciéndolo compatible con un amplio rango de
refinerías, consecuencia del incremento en el contenido de saturados y fracciones
111
livianas. A nivel de laboratorio se han alcanzado recobros del 85%, a partir de un crudo
de 10.95 grados API y viscosidad de 100000 cp, el cual fue mejorado hasta alcanzar los
20 grados API y 50cp de viscosidad.
Adicionalmente, THAI es hasta 3 veces más eficiente energéticamente que la
inyección de vapor, al entregar el calor directamente al yacimiento; tiene un factor de
recobro más alto, costos de capital y de producción más bajos, uso mínimo de gas
natural y agua fresca, un crudo parcialmente mejorado en cabeza de pozo,
requerimientos más bajos de diluyente para el transporte y menores emisiones de
gases invernadero y posibilidad de producción auto-suficiente.
La técnica THAI (Toe-To-Heel Air Injection), es una técnica de recobro térmico que
cumple con el principio de entregar calor al crudo para reducir su viscosidad y aumentar
la movilidad como también con el principio operacional de desplazamiento corto que
permite al crudo móvil ser producido inmediatamente, evitando que viaje a través de la
zona de aceite frio lo cual es una de las causas principales del fracaso de técnicas de
recobro térmico existentes.
Entre los beneficios que proporcionará a la Faja Petrolífera del Orinoco se
encuentran:
Alto factor de recobro de 80% según cálculos computarizados.
Se disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento.
Se puede mejorar la gravedad API de 11 hasta 26 grados. El Mejoramiento del
crudo es de aproximadamente 8 grados API, es decir crudos de 11 grados API
pueden ser mejorados en un solo paso a 19 grados API (mejoramiento del crudo en
sitio).
112
No deteriora el medio ambiente. Altos beneficios ambientales debido a la remoción In
Situ del Sulfuro y metales pesados.
En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía
para generar vapor.
Mayor aumento de la gravedad API del crudo y Petrobank estima una reducción del
22% de emisión de dióxido de carbono porque no se quema gas natural en superficie
para generar vapor al compararse con el Drenaje por Gravedad asistida con Vapor.
Cuando se lleva a cabo la combustión, se generan productos beneficiosos como
gases, calor y agua. Gases como el nitrógeno, que llegan a superficie junto con el
petróleo, que se pueden comercializar. Se genera calor que aporta energía al
yacimiento para su producción y el agua producida se destila con calidad industrial.
El cabalgamiento de gas es controlado desde la parte superior del frente de
combustión.
Estable y constante tasa de producción.
Temprana reacción de producción.
Ahorro aproximado de 2 millones de dólares, que sería el costo aproximado del
mejoramiento en superficie de 200.000 Bbl/día. Por otra parte como el barril es más
liviano es más caro.
Alta eficiencia de barrido (> 50 @ 60%), relacionada con la ausencia de cualquier
posibilidad de conificación del gas (channelling) en el pozo productor.
Debido al mecanismo de drenaje se reduce la sensibilidad a la heterogeneidad del
yacimiento obteniendo de esta manera un frente de combustión estable,
principalmente en el caso de yacimientos de crudos extra pesados.
113
La inyectividad del aire se incrementa debido a la alta permeabilidad en la zona
quemada.
Debido al mecanismo de drenaje del proceso desde el toe hasta el heel, el frente de
combustión es estable.
No se hace necesario el extensivo calentamiento de vapor previo en el estrato
productor para establecer la comunicación entre el pozo inyector y el productor.
En un arreglo de pozos comercial, el número de pozos se reduce casi a la mitad
debido a que los pozos productores pueden ser luego inyectores.
A continuación se presenta un diagrama de ishikawa el análisis de la aplicación del
método THAI:
Figura 41. Aplicación del método THAI. Fuente: González y Jiménez (2012).
CAPÍTULO V: LA PROPUESTA
GUÍA DIDÁCTICA SOBRE LA APLICACIÓN DEL
MÉTODO TOE-TO-HEEL AIR INJECTION (THAI) EN
CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
GUÍA DIDÁCTICA SOBRE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO TOE-TO-HEEL AIR
INJECTION (THAI) EN CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS
Autores:
Bch. Gonzalez Vincent
Bch. Jimenez Fabriana
Tutor Académico:
Ing. Jelvis Chirinos
Cabimas, Marzo 2012
117
ÌNDICE GENERAL
INTRODUCCIÒN
OBJETIVOS
Primeros Comienzo del THAI.
¿En qué consiste Thai/Capri?
Beneficios THAI versus SAGD.
Aplicabilidad en Venezuela.
Formación de reservas de petróleos pesados y extrapesados.
Toe to Heel Air Injection.
Técnica THAI.
Ventajas del THAI.
Aspectos negativos del proceso.
LECTURA COMPLEMENTARIA
“Tecnología actual para crudos pesados.”
AUTOEVALUACIÓN
118
INTRODUCCIÓN
La mayor parte de petróleo consumido en décadas ha sido convencional, debido a
que la extracción del crudo pesado y del bitumen exige alta tecnología que, inclusive
hoy en día, no se tiene. Sin embargo, las múltiples investigaciones y adelantos
científicos de compañías petroleras para obtener nuevas tecnologías, ha permitido que
el petróleo pesado, e inclusive el bitumen, puedan extraerse de tal manera que
sometiéndose a un proceso térmico se logre bajar la viscosidad y así la producción de
petróleo sea “fácil” y rentable.
Las reservas mundiales de crudo están en un 70% para crudo pesado, extrapesado y
arenas bituminosas y el 30% restante es de crudo convencional (Schlumberger, 2008),
y sumado a esto la enorme demanda de energía, obliga a las compañías petroleras a
encontrar nuevas maneras de obtener energía alternativa, y a desarrollar tecnologías
capaces de extraer y producir rentablemente las enormes reservas de petróleo pesado.
La energía alternativa ha dado pasos gigantescos pero aun se presentan muchos
problemas y limitaciones; la energía fósil sigue siendo la principal fuente abastecedora
de energía, por esto, es necesario implementar técnicas para el recobro exitoso de
crudo pesado y bitumen.
THAI produce un crudo mejorado hasta en 10 ºAPI, con viscosidades de 50 a 100 cp
y una disminución apreciable en el contenido de metales, azufre y fracciones pesadas,
haciéndolo compatible con un amplio rango de refinerías, consecuencia del incremento
en el contenido de saturados y fracciones livianas. A nivel de laboratorio se han
alcanzado recobros del 85%, a partir de un crudo de 10.95 ºAPI y viscosidad de 100000
cp, el cual fue mejorado hasta alcanzar los 20 ºAPI y 50cp de viscosidad.
Adicionalmente, THAI es hasta 3 veces más eficiente energéticamente que la
inyección de vapor, al entregar el calor directamente al yacimiento; tiene un factor de
recobro más alto, costos de capital y de producción más bajos, uso mínimo de gas
119
natural y agua fresca, un crudo parcialmente mejorado en cabeza de pozo,
requerimientos más bajos de diluyente para el transporte y menores emisiones de
gases invernadero y posibilidad de producción auto-suficiente.
Por tal motivo, Como resultado del estudio de la metodología y la aplicación de la
técnica del THAI, se elaboro esta guía didáctica, que es una representación
esquematizada de la información mas relevante, la cual dará a conocer a la población
estudiantil de ingeniera los cambios y nuevas modalidades que se están implementando
en el campo petrolero para el recobro de las reservas que constituyen la economía de
nuestro país, Es así como se plasmo detalladamente parte de la información.
La guía es un instrumento importante que suministrara información teórica a la
población estudiantil de la Universidad del Zulia, Núcleo Costa Oriental del Lago (LUZ-
COL); fortaleciendo conocimientos y sirviendo de apoyo de acuerdo a las necesidades
de los estudiantes al momento de comprender de forma eficaz el tema en cuestión.
En la elaboración de esta guía, para lograr suministrar de manera efectiva la
información necesaria a la población estudiantil cursantes de la unidad curricular,
ingeniería de Yacimientos II y III, de la Universidad del Zulia, Núcleo Costa oriental del
Lago sobre la técnica del THAI, se plantearon los siguientes objetivos,
120
Objetivo General:
Desarrollar una guía del método THAI en la Faja Petrolífera del Orinoco para los
estudiantes de las cátedras de ingeniería de yacimientos.
Objetivos Específicos
Conocer las primeras aplicaciones de la técnica THAI en el mundo.
Identificar la ubicación de las principales reservas de crudo pesado y extrapesados
en Venezuela.
Describir las principales técnicas de recuperación terciaria aplicadas en crudos
pesados y extrapesados.
Suministrar las principales ventajas y desventajas de la aplicación del método THAI.
Primeros Comienzo del THAI
A partir de enero de 2004 el mundo del petróleo comenzó a prestar mayor atención a
lo que se está cocinando en los campos del norte de Alberta, en Canadá. Allí, en las
vastas arenas bituminosas cerca del lago Cristina, Petrobank Energy and Resources
Limited espera encender un fuego subterráneo, calentar el bitumen y transformarlo en
crudo fluido de alta calidad.
Este experimento de Petrobank con una nueva tecnología bien podría redefinir la
industria de los crudos pesados. De tener éxito, con el proceso se obtendría más del
doble del volumen de crudo que actualmente están produciendo los yacimientos de
bitumen y crudo pesado e incluso los campos viejos, ya agotados. La tecnología,
conocida como Toe-to- Heel Air Injection (THAI), genera calor in situ en lugar de
inyectarlo desde la superficie.
“Estamos hablando de una tecnología que dejará atrás la tecnología con vapor y
probablemente elimine el uso de vapor en estos yacimientos”, señala Barry Blacklock,
representante de Petrobank en Venezuela.
121
Blacklock Explica que Petrobank iniciará el proyecto, con un valor de $30 millones,
en la época más cruda del invierno. “En esa parte del mundo, el único momento en el
que realmente se pueden perforar pozos petroleros es cuando todo está congelado”,
indica. De lo contrario, la tierra está demasiado suave. Blacklock expresa que el equipo
de Petrobank espera estar produciendo crudo para cuando todo empiece a calentarse
la próxima primavera.
Entonces, se sentarán a observar la producción por otros seis a doce meses. “Si los
resultados son positivos, se espera que inmediatamente después lancen una fase
comercial”, señala Blacklock, quien agrega que “inmediatamente después de eso,
empezarán con proyectos pilotos en otras partes del mundo, incluyendo Venezuela”.
El proyecto piloto de Petrobank no pudo venir en un momento más oportuno para
Canadá. En 2003, las reservas estimadas de crudo de Canadá saltaron a 180.000
millones de barriles después que Oil & Gas Journal considerara que el bitumen, un
asfalto que se produce en forma natural, de hecho es crudo recuperable tradicional.
Con esta noticia, Canadá se ubica ahora en el segundo lugar, después de Arabia
Saudita, en cuanto a reservas recuperables de crudo y por encima de grandes
productores como Irak y Venezuela. Hace 30 años esto habría sido inimaginable,
debido al costo exorbitante de producir crudo a partir de bitumen y otros crudos
pesados.
Sin embargo, hoy en día esos costos han caído. Así, si ya es factible recuperar crudo
de las arenas bituminosas de Canadá y del crudo extrapesado de la Faja del Orinoco en
Venezuela ¿qué podría suceder si apareciera una tecnología que redujera los costos de
producción y aumentara aún más la recuperación? ¿Podría entonces Estados Unidos,
el traga gasolina, depender más de sus vecinos del sur y del norte para el suministro de
crudo? Desde un punto de vista realista, todavía faltan años para llegar a ese
escenario.
THAI, por ejemplo, tardó al menos 10 años en llegar apenas a la etapa de prueba de
campo y probablemente hagan falta otros cuatro años para que esté plenamente
122
comercializada. Sin embargo, si la tecnología resulta exitosa, las implicaciones son de
largo alcance, especialmente para Venezuela. Si bien Canadá ahora se jacta de tener
las mayores reservas de bitumen del mundo (1,69 billones de barriles, incluyendo
irrecuperables), Venezuela ostenta una cifra igualmente impresionante de 1,2 billones
de barriles de reservas de crudo pesado, gran parte del cual es irrecuperable.
En los campos tradicionales de Venezuela, los operadores recuperan 30% de un
estimado de 75.000 millones de barriles. En la Faja del Orinoco, de crudo extrapesado,
están recuperando apenas 6% de su cifra estimada de 200.000 millones de barriles.
THAI promete de 70 a 80% de recuperación. Por esa razón, lo mejor es que el
Ministerio de Energía y Minas venezolano y PDVSA no pierdan de vista la tecnología
THAI, señala Benito Luongo, gerente de relaciones técnicas de Sincor. “Es una cosa
que nosotros deberíamos ver con mucho, mucho cuidado y con mucho interés porque
puede ser un breakthrough para todo la economía nuestra”, agrega.
Figura 42. Reservas mundiales recuperables de petróleo. Fuente: Veneconomia, (2003).
¿En qué consiste THAI/Capri?
THAI en realidad combina una configuración especial de pozo vertical y horizontal
con combustión in situ. CAPRI es simplemente THAI más un catalizador que se agrega
al relleno de grava alrededor del pozo de producción. La idea que sustenta a Thai/Capri
123
consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesado y, al
mismo tiempo, mejorar el crudo antes de que salga del suelo. Malcolm Greaves,
ingeniero químico de la Universidad de Bath en Inglaterra, fue quien desarrolló por
primera vez la tecnología a principios de los 90. Desde entonces, Thai/Capri se ha
seguido desarrollando y fue patentada en Canadá, Estados Unidos, Inglaterra y
Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad intelectual y sigue trabajando con
Greaves y otros expertos para adelantar la tecnología.
La combustión in situ no es un proceso nuevo para los campos petroleros, donde ha
sido aplicada por décadas con resultados no uniformes. Los métodos anteriores, que
usaban pozos verticales, siempre han tenido resultados marginales (30% de
recuperación máxima) y otros problemas. Uno de los principales fue que los operadores
no podían controlar el movimiento del frente de combustión. Por ejemplo, el fuego se
iniciaba en el yacimiento, pero luego podía propagarse en cualquier dirección,
dependiendo de los patrones de fractura de la estructura geológica. Según Blacklock,
Thai/Capri elimina este problema. “La razón”, explica, “es que finalmente podemos
controlar el movimiento de la cámara de combustión”. Thai/Capri lo logra usando un
pozo de inyección vertical combinado con un pozo de producción horizontal, en lugar de
únicamente pozos verticales.
En primer lugar, los operadores encienden un fuego que se alimenta junto con aire
que se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el fondo del pozo vertical se
encuentra el extremo, o “punta” (toe) de un pozo horizontal de 1.000 metros. Al
bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un calor tremendo dentro
del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo pesado, frío, cuya gravedad
entonces hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. El gas producido a
partir de la combustión hace subir el crudo hasta la superficie.
Teóricamente, el frente de combustión se mueve forzosamente hacia el principio, o
“talón” (heel), del pozo horizontal, en vez de moverse descontroladamente en cualquier
dirección. Esto sucede porque el frente sigue la fosa de baja presión del pozo
horizontal, explica Blacklock. “La presión es menor en este pozo de producción, el crudo
124
fluye hacia éste con lo que prácticamente succiona la cámara de combustión tras sí”,
indica. Simulaciones computarizadas de este proceso predicen que la recuperación de
crudo será hasta de 80%, algo nunca visto en la industria de los crudos pesados. No
sólo eso: al agregar CAPRI, el proceso mejorará el crudo ya en el subsuelo.
CAPRI agrega un catalizador – similar a los que se usan en refinerías en todo el
mundo – al relleno de grava que recubre el pozo horizontal. Cuando el crudo caliente
drena a través del catalizador hasta el pozo, ocurre la reacción química. Los productos
no deseados como azufre, asfaltenos y metales pesados se separan del crudo. “Ahora
estás produciendo un crudo espectacularmente mejorado”, señala Blacklock. “Y es
mejorado in situ”.
Thai/Capri podría eliminar la necesidad de mejoradores como los del complejo de
José en el estado Anzoátegui. Resultados de laboratorio demuestran que sólo usando
THAI se transforma crudo de 11° API en crudo de 19° API. Al agregar CAPRI se puede
disparar este valor hasta 26° API. “Lo que se está produciendo aquí es un crudo de muy
alta calidad”, expresa Blacklock, quien señala que ni la inyección de vapor ni el Drenaje
por Gravedad asistido con Vapor (SAGD) cambian la calidad API.
Thai/Capri posee otras ventajas teóricas, entre ellas, que no deteriora el medio
ambiente. Por una parte, en comparación con la inyección tradicional de vapor, el
proceso requiere menos energía en la superficie para hacer que fluyan el bitumen o el
crudo pesado. “No te preocupa toda la energía que se requiere para generar vapor”,
explica Blacklock, “Simplemente estás comprimiendo aire y haciéndolo entrar en el
yacimiento”.
Al no quemar gas natural en la superficie para generar vapor, como con SAGD,
Petrobank estima que pueden reducir en 22% las emisiones de dióxido de carbono. Al
eliminar los mejoradores en la superficie, también se reducirán los gases de
invernadero, una consideración importante para países como Canadá que ha ratificado
el Protocolo de Kyoto.
125
Thai/Capri también quema el coque no deseado en el subsuelo. (Normalmente, los
mejoradores en la superficie eliminan el coque). Los remanentes de coque quemado
sellan el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión. Como resultado, el
aire no puede ir directamente hasta el pozo horizontal ni pasar por encima del
yacimiento de crudo, lo que dificulta la producción.
Además, la combustión genera productos derivados beneficiosos, por ejemplo,
gases, calor y agua. Los gases arrastrados, como el nitrógeno, suben junto con el crudo
hasta la superficie, donde son separados del crudo y comercializados. Se puede liberar
calor para generar energía. Es más, el agua producida será destilada, con calidad
industrial, y como tal, requerirá un tratamiento mínimo para poder ser usada, por
ejemplo, para irrigación.
Otras industrias podrían desarrollarse a lo largo del área de producción. “Tal vez ésta
será la primera tecnología de producción de crudo verdaderamente diversificada”,
agrega un optimista Blacklock. Él insiste en que cada componente de Thai/Capri –
desde la inyección de aire en los pozos verticales hasta la alimentación de la cámara de
combustión para recuperar el crudo de los pozos horizontales – corresponde a una
tecnología probada. “Sabemos que todo funciona. Aun cuando esta tecnología es
patentada y distinta, se basa en una serie de otras tecnologías y un conjunto de
reacciones bien conocidas. Lo que se tiene que probar en el campo son características
operacionales de la tecnología más que características físicas”, agrega Blacklock.
Beneficios THAI versus SAGD
Ambientales
Mínima cantidad de agua en uso.
Mínimo de consumo de gas natural.
85% menos agua producida, calidad industrial.
Recuperación de calor para generar electricidad.
Petróleo mejorado elimina la necesidad de diluyentes.
126
34% menos de CO2 versus SAGD
Alta recuperación de recursos: 70-80% para THAI, 40-60% para SAGD.
Mejoramiento económico
Reformulación de la calidad de petróleo ~$3,20(Asume un mejoramiento de 8o
API a un costo de C$0,40 per grado API)
Ahorros en el costo del gas combustible ~$6,00(Asume C$6,00/mcf precio en
cabezal de pozo y ningún crédito por generación de electricidad (~ valor
C$2,00/bbl))
Ahorro en el costo de los diluentes ~$3,60, (Asume WTI US$25/bbl)
Aplicabilidad en Venezuela
Si la prueba de campo de Thai/Capri en la región norte de Alberta tiene éxito el
próximo año, Blacklock informa que Petrobank está preparada para financiar un
proyecto similar en Venezuela. En 2001, él y sus colegas se acercaron a la industria
petrolera venezolana para hablar sobre esta posibilidad, pero desde el paro de las
personas de Intevep y PDVSA que al principio expresaron algún interés ya se han ido.
Así pues, Petrobank se está preparando y nuevamente tiene planificado ofrecer una
serie de presentaciones para PDVSA, el Ministerio de Energía y Minas y otros
operadores privados en Caracas.
Algunos profesionales locales en el área de campos petroleros, quienes ya están
familiarizados con Thai/Capri, lucen entusiastas sobre sus perspectivas. “Yo
personalmente pienso que esta tecnología va a tener una grandísima aplicación y que
tiene un futuro extraordinario”, declara Luongo, de Sincor.
Igualmente confirma que Thai/Capri podría superar los problemas que enfrentaron
los operadores con anteriores experimentos in situ, por ejemplo, no poder controlar el
frente de fuego cuando pasa por los yacimientos de crudo. James McGee, asesor de
ingeniería de yacimientos para Intevep, concuerda. “La combustión in situ permite un
127
factor de recuperación muy elevado, pero es difícil de controlar. Con el concepto THAI
se puede alcanzar un control considerable sobre la dirección hacia la cual se mueve el
frente, lo que representa un gran beneficio.
Luego cuando pasas al concepto CAPRI, en el que se agrega el catalizador, se
obtienen elevados factores de recuperación y crudo fácil de mejorar”, señala. McGee
explica que un problema con Thai/Capri podría ser sus temperaturas extremadamente
altas, las cuales podrían achicharrar todo en el yacimiento. Por esa razón, sugiere a
Petrobank que considere la “combustión húmeda” o el bombeo de agua junto con aire
por el pozo vertical, para controlar el tremendo calor. Además, equipos tales como
revestimientos, cubiertas y cabezales de pozo tendrían que resistir el calor.
Blacklock señala que ingenieros de Intevep expresaron otra preocupación: de qué
manera el proceso podría cambiar la composición del crudo producido. Éste podría
perder características importantes, lo que haría más difícil o imposible la refinación. El
principal problema, por supuesto, será la factibilidad económica.
Hasta que Petrobank culmine el proyecto piloto y resuelva los problemas, nadie sabe
cuál será el costo de producir un barril de crudo con Thai/Capri. Diego González, asesor
petrolero y ex gerente de PDVSA Gas, piensa que la industria del crudo pesado
venezolana sólo será persuadida por lo esencial.
El nombre del juego es economía. Es un asunto de tiempo y dinero; es todo. La
cantidad de petróleo no importa porque se puede producir del modo convencional.
Puedes perforar mil pozos en la Faja y nunca encontrarás uno seco. Todos producirán,
y las vías convencionales son verdaderamente baratas”. En la Faja, Sincor y otros
operadores recuperan crudo con los medios convencionales, o con producción en frío.
Esta última se usa en pozos con bombas a fondo del pozo y ningún calor. (El crudo en
la Faja es suficientemente caliente para fluir).
Una vez que el crudo se bombea hacia la superficie y se enfría, los operadores
agregan diluyentes para hacerlo fluir en la tubería. La tasa de recuperación general de
128
este proceso en frío ahora es de 4 a 6% y probablemente nunca supere 10 a 12%.
Incluso con estas bajas tasas de recuperación, los métodos convencionales son
significativamente más económicos que los demás. “Están haciendo producción en frío
con unas tasas de rendimiento muy atractivas, por lo que actualmente no existe ningún
incentivo para pasar a la recuperación secundaria”, explica McGee.
Al emplear la producción en frío, Sincor produce actualmente 200.000 b/d de
aproximadamente 140 pozos activos en la Faja. Sin embargo, en el futuro, Luongo
señala que Thai/Capri podría convertirse en una opción viable, dependiendo de cómo
se comporten los campos de crudo pesado del Orinoco y de cómo se agoten durante
los próximos 35 años de su contrato.
Agrega que “Después de que los operadores en la Faja hayan estado produciendo,
digamos por 15 años, se ve que no tendrán suficiente reserva para soportar una
producción continua de 200.000 barriles, como en el caso nuestro ¿Qué van a hacer?
Tienen que buscar los medios de cómo producir o de aumentar la recuperación. Si no,
no pueden suplir el crudo necesario que tiene que ir al mejorador”.
Luongo piensa que PDVSA debería considerar la ejecución de un programa piloto
Thai/Capri ahora y no esperar. Es de la opinión que Thai/Capri, si funciona, podría
cambiar radicalmente los valores de las reservas estimadas venezolanas. “Imagine que
se aplique aquí en Venezuela, en la Faja. Si ya tenemos un estimado de 200.000
millones de barriles recuperables y aplicamos esta tecnología que recupera de 70 a
80%, podemos tener una idea de la cantidad de posibles reservas adicionales que
tenemos”, agrega.
Thai/Capri también podría funcionar en los campos petroleros agotados, más
antiguos, de Venezuela, donde la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente
para incrementar la producción. Dado que la inyección de vapor sólo produce una
recuperación promedio de 30%, PDVSA empezó a utilizar SAGD hace cinco años,
según McGee.
129
Tres pares de pozos en tierra con SAGD cerca de Tijuana están recuperando
actualmente 40% de un yacimiento que en algún momento no produjo más de 18%.
Pero McGee señala que la generación e inyección de vapor es extremadamente
costosa. Thai/Capri, por otra parte, sólo requiere “los fluidos más baratos y abundantes
en la Tierra: agua y aire”, y agrega “¿Qué más podríamos desear? Simplemente se
toma un compresor para comprimir aire, una bomba para bombear el agua, se hace
todo in situ para que el pozo no vea altas temperaturas. Pienso que la economía de
THAI será extremadamente mejor que la de SAGD”.
El proyecto del Lago Cristina y pruebas adicionales a la larga definirán esta
economía. Entretanto, el futuro de Thai/Capri en los campos de crudo pesado en
Venezuela sigue siendo pura especulación para personas como Luongo y McGee. “El
concepto de THAI ofrece un medio para controlar la combustión. Entonces, si se pone
el catalizador alrededor del pozo de producción, se obtiene mejoramiento in situ”, afirma
McGee, maravillado. “Suena hermoso en lo que a tecnología se refiere”.
Formación de reservas de petróleos pesados y extrapesados
De los 6 a 9 trillones de barriles (0.9 a 1.4 trillones de m3) de petróleo pesado,
petróleo extrapesado y bitumen que existen en el mundo, las acumulaciones más
grandes están presentes en ambientes geológicos similares. Se trata de depósitos
someros súper gigantes, entrampados en los flancos de las cuencas de antepaís.
Las cuencas de antepaís son depresiones enormes, formadas a raíz del hundimiento
de la corteza terrestre durante la orogénesis. Los sedimentos marinos de la cuenca se
convierten en la roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos que migran echado
arriba constituyendo sedimentos erosionados desde las montañas recién formadas.
La acumulación de petróleo individual más grande que se conoce es la faja de
petróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, con 190,000 millones de m3 de petróleo
extrapesado de 6 a 12°API. Las acumulaciones combinadas de petróleo extrapesado
de la cuenca del oeste de Canadá, en Alberta, totalizan 270,000 millones de m3.
130
Las fuentes de estos petróleos no se conocen totalmente pero existe acuerdo, en
ambos casos, en cuanto a que provienen de petróleos marinos severamente
biodegradados. Los 842,000 millones de m3 de todos los depósitos del oeste de
Canadá y del este de Venezuela representan los restos degradados de los que alguna
vez fueron probablemente 2.9 trillones de m3 de petróleos más livianos.
En cualquier ambiente depositacional, la combinación correcta de agua, temperatura
y microbios, puede producir la degradación y la formación del petróleo pesado. Las
acumulaciones de brea existen en muchos yacimientos, cerca del contacto agua-
petróleo, donde las condiciones conducen a la actividad microbiana.
El ambiente depositacional, la composición del petróleo original, el grado en que ha
sido biodegradado, el influjo o la carga de petróleos más livianos y las condiciones de
presión y temperatura finales hacen que cada yacimiento de petróleo pesado sea único,
por lo que todos requieren métodos de recuperación diferentes. (Alboudwarej y Col.,
2006).
Tan significativo como las reservas recuperables, es el petróleo original en sitio
(POES). En el caso de la Faja, el POES se ha estimado entre 914 (Aníbal R. Martínez)
y 1.360 (PDVSA, Plan 2006-2012) millardos de barriles (MMMB). Para dar el sentido de
estas cifras, valga recordar que desde 1917, cuando comenzó a registrarse la
producción de Venezuela hasta 2003, ochenta y seis años de explotación con pico de
3,7 MMBD en 1970, la producción acumulada de petróleo y bitúmenes había alcanzado
la cifra de 56,6 MMMB, cifra que representa solo el 6,2 % del POES conservador de la
Faja – 914 MMMB.
Actualmente, según el informe anual de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP), certifica que las reservas probadas de crudo de Venezuela han
alcanzado los 296.500 millones de barriles hasta el 31 de diciembre de 2010, por lo que
pasan a ocupar oficialmente el primer lugar en cuanto a reservas certificadas en el
mundo.
131
La cifra se logra luego de la incorporación de 86.411 millones de barriles de nuevas
reservas, provenientes tanto de áreas tradicionales de la nación en las jurisdicciones de
Barcelona, Maracaibo, Maturín, Barinas y Cumaná; así como el condensado existente
en Costa Afuera, área Cardón IV, y Campo Perla, en el estado Falcón.
También incluye la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) en los bloques Boyacá 3,
Boyacá 4, Boyacá 6, Boyacá 7 y Boyacá 8; Parque Aguaro-Guariquito, Ayacucho 1 y
Ayacucho 8, Junín 6, Junín 7, Junín 8 y Junín 9; las empresas mixtas
Petroindependencia, Petrocarabobo, Petrocedeño, Petropiar y Sinovensa; así como el
bloque operado por Pdvsa (antiguo Bitor).
En resumen la contribución de las Áreas Tradicionales y Costa Afuera es de 242.413
MBN; y la de las áreas de la Faja: 86.168.776 MBN. La cuantificación y certificación de
reservas forma parte del Proyecto Socialista Orinoco Magna Reserva, el cual
comprende la cuantificación del petróleo original en sitio, proceso en el que participa la
empresa estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa) junto a empresas de varios
países.
Toe to Heel Air Injection
La técnica THAI (Toe-To-Heel Air Injection), es una técnica de recobro térmico que
cumple con el principio de entregar calor al crudo para reducir su viscosidad y aumentar
la movilidad como también con el principio operacional de desplazamiento corto que
permite al crudo móvil ser producido inmediatamente, evitando que viaje a través de la
zona de aceite frio lo cual es una de las causas principales del fracaso de técnicas de
recobro térmico existentes.
132
Figura 43. Método Toe-To-Heel Air Injection (THAI). Fuente: González y Jiménez (2012).
Técnica THAI
THAI Es una tecnología para el recobro de crudo pesado y bitumen, que combina
pozos inyectores verticales y pozos productores horizontales. Durante el proceso, se
crea un frente de combustión que consume parte del crudo presente originalmente en el
yacimiento, generando calor y reduciendo con ello la viscosidad del crudo desplazado e
induciendo a que éste fluya por gravedad hacia el pozo productor horizontal. El frente
de combustión barre la formación desde el dedo hasta el talón del pozo horizontal (Toe-
to-Hell), mientras el crudo es parcialmente mejorado in situ.
El alto potencial de THAI está en el desarrollo de un frente de combustión estable, en
el que las fuerzas gravitacionales, viscosas y cinéticas se combinan para generar un
frente de combustión cuasi-vertical, sin el “overriding” del gas inyectado (sobreposición
de gases y vapores en la parte más alta de la formación) y mejor aún, con cero ruptura
133
del oxígeno inyectado, beneficiando la operación general, la eficiencia térmica y la
eficiencia del barrido del proceso (Guerra y Grosso, 2005). El proceso es iniciado entre
un pozo inyector vertical y un productor horizontal. El pozo inyector es completado
cerca al centro vertical del yacimiento, mientras el pozo productor es completado cerca
a la base de la arena. El frente de combustión iniciado cerca al pozo inyector, avanza
rumbo al talón (Hell) del pozo productor, como se observa en la siguiente figura.
Figura 44. Representación conceptual de la técnica THAI. Fuente: Sepúlveda, (2005).
Ventajas del THAI
El aire esta siempre disponible y puede inyectarse aun en zonas donde es imposible
hacerlo con agua o gas.
Se puede usar como método de desplazamiento mediante la propagación de la zona
de reacción o, en cambio, para generar flue gas (CO2 y N2) y favorecer el drenaje
gravitacional.
134
La mayor eficiencia del proceso se obtiene con petróleos en los que se logra
establecer el régimen de reacciones “bond scission”; esto ocurre tanto en petróleos
livianos, medianos y también, con algunos requisitos, en crudos pesados.
ISC es aplicable para un alto rango de petróleos y gran variabilidad de reservorios:
10-20 °API a 500 m hasta > 30 °API a 3000 m,
Aunque su uso se indica para capas de escaso espesor (3-13 m), se aplicó
exitosamente en capas de hasta 46 m (nuevo desarrollo THAI),
La presión del reservorio al comienzo del proceso, no afecta la eficiencia del
mismo,
La permeabilidad de la roca, tiene un mínimo efecto sobre el proceso (rango
aplicado: 5 mD a 10 D).
Tiene una elevada eficiencia de desplazamiento (a escala poral), cuando la cinética
de la reacción de oxidación está en el modo correcto de operación (bond scission).
Además de la alta eficiencia de recuperación, es más rápido que otros métodos,
especialmente comparado con respecto a recuperación secundaria.
Mayor eficiencia que al gas natural para el mantenimiento de presión, dada su
característica de menor compresibilidad y solubilidad.
Después del abandono el reservorio queda ocupado por un gas sin valor comercial.
Con respecto a las emisiones de CO2, y aún cuando pueda suponerse lo contrario, si
se calcula en términos del volumen de CO2 generado por unidad de petróleo
recuperado, es inferior a otros métodos de recuperación mejorada. Por otro lado, el
“flue gas” generado puede ser reutilizado vía secuestro/captura del CO2.
Aspectos negativos del proceso
Alto costo de inversión en la planta compresora y elevado gasto de mantenimiento.
Falta de confianza en el proceso por la información del amplio rango de resultados
en la aplicación, entre los éxitos y fracasos.
Frecuentemente, su aplicación se decidió como último recurso; esto es, cuando
ningún otro método era viable (reservorios altamente complejos en estratigrafía,
petrofísica y otras condiciones desfavorables).
135
Diseño inapropiado de la capacidad de inyección para el tipo de reservorio a ser
tratado; Nelson y McNeil aportaron importantes conceptos sobre el flujo de aire
necesario para mantener la estabilidad del frente de combustión.
La mayoría de los fracasos provienen por su aplicación en el reservorio inapropiado
y/o por falta de control del proceso.
Ha existido el error conceptual de que el proceso es un método térmico de
recuperación asistida, y que el principal, o casi exclusivo, mecanismo es la reducción
de la viscosidad por incremento de la temperatura, en reservorios con petróleo
viscoso.
Calidad pobre de la reacción de combustión: no se logra la auto ignición o hay
discontinuidad, o poca extensión, entre las reacciones LTO y HTO.
Efecto negativo por segregación gravitacional y/o gas “overriding”.
Canalización debido a la gran heterogeneidad del reservorio.
Desfavorable relación de movilidad entre el gas y el petróleo movilizado hacia la zona
fría.
136
Lectura Complementaria
Tecnología actual para crudos pesados
En los últimos 30 años, la tecnología petrolera ha evolucionado hacia la extracción más
eficiente de hidrocarburos viscosos y rebeldes, como lo son el crudo pesado y el bitumen. El
crudo pesado tiene una clasificación de 10 a 20 grados API; mientras que el extrapesado,
como el que se encuentra en la Faja del Orinoco en Venezuela, es de 10 grados API o
inferior. El bitumen, asfalto en forma natural, también tiene una clasificación de menos de
10 grados API.
A diferencia de los crudos pesados, el bitumen no fluye. Esta masa negra solidificada
arenosa debe ser extraída o calentada para producir crudo. En Canadá, empresas como
Syncrude y Shell utilizan maquinaria pesada para excavar las llamadas arenas bituminosas.
Camiones transportan el bitumen para su tratamiento con agua caliente, proceso que logra
separar el crudo de la arena. A partir de allí se debe seguir mejorando el crudo antes de su
refinación.
Pero este proceso funciona bien para los pozos que están cercanos a la superficie.
Cuando el bitumen está más profundo en el subsuelo, o cuando el crudo pesado no fluye con
facilidad, los operadores deben calentar estos hidrocarburos in situ, para hacer que se
muevan. Este proceso usualmente implica la inyección de vapor. Tradicionalmente, los
operadores inyectaban vapor en un pozo vertical para obligar al crudo a moverse
lateralmente a través de un yacimiento hacia un pozo de producción vertical.
Sin embargo, una desventaja de este método es la cantidad de energía requerida
(principalmente mediante la combustión de gas natural) para generar vapor. Otro
inconveniente radica en que a menudo el vapor se eleva o pasa por encima del yacimiento de
crudo, trayendo como consecuencia que con la inyección de vapor sólo se recupere 30% del
crudo en yacimiento.
Para superar estos problemas, se ha desarrollado el llamado Drenaje por Gravedad
Asistido con Vapor (SAGD). Esta técnica implica el uso de dos pozos horizontales en lugar
de verticales. Los operadores inyectan vapor en el pozo superior. El vapor sube en el
yacimiento y reduce la viscosidad del crudo, el cual luego fluye por gravedad hacia el pozo
de producción horizontal inferior. El SAGD tiene una tasa de recuperación estimada de 40%
a 60%.
Otro método térmico utilizado es la combustión in situ, a través de la cual se inyecta aire
en un pozo vertical para alimentar el fuego en el yacimiento de crudo subterráneo. El calor
calienta el crudo que fluye hacia los pozos de producción verticales. Si bien este tipo de
combustión in situ desde hace años tiene algunos bemoles como con resultados marginales
(máximo 30% de recuperación) y dificultad para controlar el proceso.
Carol Marzuola
137
AUTOEVALUACIÓN
A continuación se presentara unas series de preguntas que usted deberá
responder, después de haber leído la presente guía didáctica.
1.- Defina el término factor de recobro.
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______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
2.- ¿En que consiste la técnica del THAI?
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______________________________________________________________________
3.- ¿Cuál fue el primer país del mundo en ejecutar la técnica del THAI?
4.- ¿Cuáles son las principales causas que han impedido el desarrollo de la técnica?
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5.- Indique las principales ventajas del THAI
______________________________________________________________________
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______________________________________________________________________
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6.- Como futuro Ingeniero, está de acuerdo con que la técnica del THAI es una
metodología factible para el recobro de las reservas petroleras. Justifique su respuesta.
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
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______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
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Encuentra las sientes palabras en la sopa de letra que se te presenta a
continuación:
Recobro API Inyección
Factor Reserva THAI
Densidad Pesado Faja
Crudo Técnica Combustible
Calor Vapor Aire
I N Y E C C I O N D A R G E D
V B C U Y Ñ O L I O M E Y A E
A P I M A A I I C R U D O G N
P O N O C I T O O N M U N E S
O M Y R T R L L D E C Q S S I
R O U I D E A O O Q U T C T D
L D C F A C T O R R L R O E A
O M C M R O A N F S T G M S D
I O I O G B M E A L I P B M Ñ
B G O R E R M V J L V E U O I
O X C A L O R M A E O S S M Ñ
R Z R A L E I I R S E A T U O
C Q K D S A O I B I O D I L M
I M O E H L A A F L U O O A U
M I R T E C N I C A O L N R M
CONCLUSIONES
141
CONCLUSIONES
En base a los resultados obtenidos a través del logro de los objetivos planteados al
inicio de la investigación, se alcanzan las siguientes conclusiones analizadas por medio
de las técnicas de recolección de datos aplicadas en el presente estudio.
Se conocieron las propiedades petrofísicas y químicas del yacimiento; así como del
fluido de interés, son de gran importancia ya que las condiciones del yacimiento se
deben tomar en cuenta, debido que las mismas determinan la aplicación del método
THAI, poniendo en evidencia los factores favorables y no favorables, permitiendo
seleccionar de esta manera los pozos candidatos; es decir aquellos pozos que
reúnen todas las características esenciales para que sea empleada esta tecnología,
garantizando así, el éxito de la recuperación del crudo al obtener porcentajes
considerables del mismo.
Se estableció que el Método THAI, es una tecnología para el recobro de crudo
pesado y bitumen. Su proceso de aplicación, involucra la creación de un frente de
combustión que consume parte del crudo presente originalmente en el yacimiento,
generando calor y reduciendo con ello la viscosidad del crudo desplazado e
induciendo a que éste fluya por gravedad hacia el pozo productor horizontal. Dentro
de esas etapas se distinguen las siguientes: zona quemada, frente de combustión,
zona de coque, zona de petróleo movible y zona de petróleo frío.
Se determinó que la tecnología THAI produce un crudo mejorado hasta en 8 ºAPI,
con viscosidades de 50 a 100cp y una disminución apreciable en el contenido de
metales, azufre y fracciones pesadas, obteniendo recobros hasta del 80%, lo cual lo
hace compatible con el crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco, el cual posee una
gravedad que oscila entre 8 y 18 grados API, un contenido de azufre entre 2 y 5 por
ciento de peso, mas de 250 partes por millón de metales, principalmente vanadio y
142
níquel, evitando de esta manera los múltiples inconvenientes para procesamientos
de este tipo de crudo.
El desarrollo de la guía didáctica sobre la Tecnología THAI para el mejoramiento de
la producción en pozos, permite la maximización de conocimiento sobre las nuevas
tecnologías empleadas en el área petrolera, fortaleciendo de esta manera las bases
teóricas de la unidad curricular ingeniería de Yacimientos II y III.
RECOMENDACIONES
144
RECOMENDACIONES
Respetar y tomar en cuenta cada uno de los parámetros de aplicación del método
THAI, con el fin de garantizar el éxito de la técnica.
Tomar como referencia bibliográfica la guía técnica sobre el método THAI para la
aplicación en data de campo.
Utilizar esta técnica para la producción de crudo pesado y extrapesado proveniente
de la Faja del Orinoco, debido a los grandes beneficios que esta ofrece en cuanto a
lo económico, el alto porcentaje de recobro de hidrocarburos y la facilidad de
aplicación.
Emplear el método THAI en los campos petrolíferos agotados más antiguos de
Venezuela, donde la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente para
incrementar la producción, incrementando de esta manera el recobro de
hidrocarburos a niveles óptimos y extendiendo la vida de los campos por muchos
años más.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
146
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![S8. Sustainable consumption - Thai specific (Thai)€¦ · Title S8. Sustainable consumption - Thai specific (Thai) [Compatibility Mode] Author: chet Created Date: 7/5/2011 6:27:42](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/60310b85a3ef02272248a8f0/s8-sustainable-consumption-thai-specific-thai-title-s8-sustainable-consumption.jpg)
