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APLICACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA
RECUPERACIÓN MEJORADA
El Fracturamiento Hidráulico es una técnica de terminación de pozos por la cual la roca reservorio es fracturada mediante la inyección de fluidos a altas presiones (Figura Nº 1). El objetivo es aumentar el flujo de petróleo o gas natural al pozo a través de las fracturas generadas en el entorno de formación que lo rodea. Las fracturas permanecen abiertas gracias a la colocación de arena u otro material granular en las mismas. Figura Nº 1. Esquema de la
técnica Fracking.
EQUIPOS DE SUPERFICIE:
Equipos usados en el Fracturamiento Hidráulico
EQUIPOS DE SUBSUELO:
Packer (Obturador o Empacador).
Equipos usados en el Fracturamiento Hidráulico
Figura Nº 4. Esquema de uso de los empacadores y su empleo en la fractura hidráulica. Elaborado a partir de distintas fuentes
TIPOS DE FLUIDOS:
FLUIDOS
Los principales tipos son: "Pad" o colchón: Constituye el mayor volumen de fluido bombeado. Su
misión es iniciar o producirla fractura y abrirla lo suficiente durante la operación para que pueda ingresar el agente de sostén.
Tratamiento: Es un fluido cargado del denominado “propante” o
soportante que actuará como agente de sostén evitando el cierre de la fractura, pero permitiendo el paso de fluidos.
"Flush" o enjuague: Son fluidos de limpieza que se utilizan en distintas
etapas de la operación con objeto de limpiar o lavar el pozo. Existe un último tipo de fluidos que son los denominados fluidos de retorno o "Flowback", término que designa a los efluentes del pozo constituidos por agua y sustancias lavadas de las formaciones objetivos y que retornan a superficie.
Composición de Fluidos de Fractura Hidráulica
El fluido de fracturamiento suele componerse de agua (84 - 90%) y arena (material soportante, entre 15 y 9%) que juntos constituyen el mayor volumen del fluido de fracturación. El total se alcanza con la incorporación de algunos aditivos químicos que corresponden a porcentajes entre el 0,5 y el 0,8%. En la Figura N° 5, se resume una composición “típica” de un fluido de fracturación.
Figura Nº 5. Composición de los Fluidos usando en el Fracking.
Resumen de los pasos del Fracking
APLICACIÓN DE LA FRACTURA HIDRÁULICA “FRACKING” EN LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA
Geología Regional de la Cuenca Oriente.
La Cuenca Oriente está en una posición de antepaís, entre los Andes Ecuatorianos y el escudo Guyanés. Forma parte del conjunto de cuencas subandinas de “backarc” o retroarco, que se extiende desde Venezuela hasta Argentina que consiste en el actual surco frontal o “foredeep” entre las cuencas de Putumayo en Colombia y Marañón en Perú.
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS OPERACIONES DE FRACTURA HIDRAULICA EN ECUADOR.
Los pozos sobre los que se centra este análisis están ubicados en el denominado bloque 7 ubicado en la Provincia de Orellana, de la Cuenca Oriente, Ecuador.
El objetivo son las areniscas productivas en la formaciones Napo subnivel "U" superior y Formación Hollín.
Las propiedades petrofísicas promedio son las siguientes:
Para evaluar el costo de las operaciones de fractura
hidráulica se van a emplear los datos de cinco pozos
reacondicionados (por razones de confidencialidad no
se ofrece ubicación ni denominación) considerando los
costos y empresas que participan en el proceso.
Costo de la Operación de "Fracking"
Este pozo estaba produciendo 217 BPD antes del proceso de fracturamiento. Posterior al proceso la producción promedio fue de
870 BPD.
POZO 1
Con una producción acumulada de petróleo de la formación Hollín de 330.047 BLS se han calculado 86.979 BLS de reservas remanentes que corresponden a un 20.1% de las reservas originales. Su última producción fue de 74 BPD. Tras las operaciones de fractura hidráulica la producción promedio fue de 584 BPD.
POZO 2
Con una producción acumulada y procedente de la formación Hollín de 325.452 BLS de petróleo, se estima que el pozo dispone de 844.788 BLS de reservas remanentes que corresponden al 72% de las reservas originales. Su última producción registrada en el año 2009 fue de 80 BPD. Después del proceso de fractura hidráulica la producción promedio fue de 230 BPD.
POZO 3
Con una producción acumulada y procedente del reservorio de la formación Napo el intervalo "U" superior de 831 BLS se dispone de 163.471 BLS de reservas remanentes que corresponden a un 99,49 % de las reservas originales. En pruebas llegó a producir 90 BPD. Tras los trabajos de “Fracking” la producción promedio fue de 161 BPD.
POZO 4
Con una producción acumulada desde el reservorio de la formación Hollín de 553.724 BLS de petróleo se dispone de 556.427 BLS de reservas remanentes que corresponden al 50,2 % de las reservas originales. Este pozo se encontraba produciendo en diciembre de 2011, 100 BPD. Después del proceso de fractura hidráulica la producción promedio fue de 130 BPD.
POZO 5
Considerando estos datos y un precio medio del barril de 97 $ USA en el año 2012 (Banco Central del Ecuador) se deduce que la inversión realizada en cada uno de los pozos se ha amortizado a fecha de hoy.
Estos cinco pozos generaron unas ganancias brutas para el estado de más 20 millones de dólares hasta diciembre de 2012.
Costo de la Operación de "Fracking"
Comparación previa y posterior al “Fracking”. Elaboración propia, 2013.
THAI - Toe To Heel Air Injection
Descripción del proceso THAI.
El proceso THAI (Toe to Hell Air
Injection o inyección de punta a punta)
es un nuevo método de recuperación
para yacimientos de crudos pesados y
extrapesados. Básicamente es una
variante de un proceso convencional
de Combustión en Sitio en la que se
integran conceptos del mismo con la
tecnología de pozos horizontales. Figura N° 7. Representación del Proceso THAI.
THAI - Toe To Heel Air Injection
EQUIPOS DE SUPERFICIE:
Entre algunos de los equipos de superficie que se deben utilizar en un
proceso de THAI se pueden mencionar:
Planta compresora. Centro de control. Planta de tratamiento. Separadores.
CRITERIOS PARA LA APLICACIÓN DEL THAI
El yacimiento debe ser lo más uniforme posible.
Crudo con alto contenido de componentes pesados.
Crudos con cierto porcentaje de asfáltenos.
El espesor de la arena debe estar entre 8 y 100 pies.
La gravedad del crudo debe ser de 8 a 25°API.
Se recomienda que la profundidad se encuentre entre 3000 y 5000 pies.
Presencia de zonas con lentes de lutitas que actúen como barreras para
el vapor no es crítica.
Presencia de gas libre es perjudicial.
THAI - Toe To Heel Air Injection
VENTAJAS DEL PROCESO:
Proceso de combustión a corta distancia.
El estimado de recuperación de recurso es de un 70-80%.
Mejoramiento del crudo hasta 10 ºAPI, por ende se requiere de menor refinación.
Mejor control sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente de combustión.
Obtención de agua de mejor calidad durante el proceso de producción.
Los pozos así como las instalaciones de superficie son convencionales.
El combustible para mantener la combustión es el coque resultante del craqueo.
No hay segregación gravitacional del aire o adedamiento
THAI - Toe To Heel Air Injection
DESVENTAJAS DEL PROCESO:
Temperaturas extremadamente altas.
Cambios en la composición del crudo producido
Los remanentes de coque quemado pueden sellar el pozo horizontal
mientras avanza el frente de combustión.
Severa corrosión en los equipos de subsuelo.
THAI - Toe To Heel Air Injection
CAPRI
El proceso CAPRI es una versión mejorada, al incluir también, (atendiendo a la necesidad de incrementar la calidad del crudo desde su origen y reducir los costos de refinación en superficie) un catalizador de fondo.
La diferencia principal del proceso THAI/CAPRI con respecto al THAI está en un catalizador comercial (se trata de un reactor catalítico de fondo o mejorador in-situ) que se agregar al relleno de grava alrededor del pozo de producción horizontal.
Figura Nº 11. Representación del Proceso THAI/CAPRI.
CAPRI
Figura N° 12. Sección transversal de tubería con empacamiento de catalizador.
La sección horizontal del pozo
productor contiene catalizador
granulado, que incrementa y acelera
el craqueo térmico, permitiéndole a
un crudo pesado alcanzar una
gravedad de 28 °API y viscosidades
de 40cp.
El catalizador utilizado puede ser de
desecho de refinería, por lo que es
de muy bajo costo.
CAPRI
No deteriora el medio ambiente.
Se utilizan pozos horizontales de producción.
La recuperación esperada es del 80%.
Permite aumentar la calidad del crudo, incrementado su ºAPI.
Permite un ahorro considerable en los precios de refinación.
VENTAJAS DEL PROCESO:
Temperaturas extremadamente altas.
Cambia la composición del crudo producido
DESVENTAJAS DEL PROCESO:
PROYECTO THAI EN CANADA ÁREA WHITESANDS
Se estima que en Canadá de 1,7 billones de barriles de bitumen, aproximadamente 170 millones de barriles son considerados reservas recuperables con las tecnologías actuales.
Cerca del 20% de las reservas de arenas bituminosas de Canadá son accesibles a través de minería a cielo abierto, mientras que el 80% son demasiado profundas para ser explotadas y deben ser recuperados mediante la perforación de pozos. Los factores de recuperación tradicionales se estiman entre 10% y 50%, dejando a la mayoría de los recursos atrapados en el subsuelo. Es por esto que surge la necesidad de implementar nuevas tecnologías que permitan extraer los recursos más profundos, valiéndose por lo general del calentamiento o procesos térmicos, como lo es la tecnología THAI.
Localización del Proyecto Whitesands
Localización del proyecto Whitesands, Petrobank, 2010
En el año 2004, la Alberta Energy and UtilitiesBoard, Alberta Environment y la Municipalidad Regional de Wood Buffalo le otorgó a una asociación entre Petrobank y WhitesandsInsitu, la aprobación para desarrollar un proyecto a unos 13 km al oeste de Conklin, y 120 km al sur de McMurray, Alberta; con la finalidad de demostrar la tecnología THAI o inyección de punta a punta.
En el proyecto Whitesands se estimó que es posible
recuperar de 70 al 80% del bitumen presente en el yacimiento,
e igualmente obtener menores costos de operación, usar
menos agua y emitir niveles más bajos de gases de efecto
invernadero que otros procesos de recuperación de crudo
aplicados en los yacimientos actualmente.
El proyecto Whitesands está diseñado para producir hasta
1.800 BBLS/DÍA de bitumen mejorado de la Formación
McMurray en las arenas petrolíferas de Athabasca.
Proyecto Whitesands
Fuente: Reporte Anual de Petrobank, 2010
Comparación del Bitumen y el crudo mejorado obtenido mediante el proceso THAI de la Formación McMurray.
Figura N° 18: Comparación a nivel de laboratorio del Bitumen de la formación McMurray y el crudo mejorado obtenido por el proceso THAI.
PROCESO THAI/CAPRI.
A finales del segundo trimestre de 2008, Petrobank perforó el pozo P-3B y las operaciones de completación comenzaron a finales de julio de ese mismo año. Este pozo ha sido diseñado para demostrar el potencial de mejoramiento adicional del proceso CAPRI, en el cual se coloca un lecho de catalizador activo entre dos liners ranurados concéntricos. En pruebas de laboratorio, CAPRI ha conseguido un efecto de mejora de siete grados API, además de mejorar el efecto resultante del proceso THAI. El petróleo producido a través del pozo P-3B ha sido mejorado a 11.5ºAPI (desde 8 ºAPI del bitumen original en sitio), debido únicamente a los efectos de craqueo térmico del proceso THAI, ya que dicho pozo está funcionando a una temperatura por debajo del rango óptimo para que el catalizador sea eficaz. Sin embargo se tiene planteado aumentar la temperatura del pozo hasta 300ºC para lograr una óptima eficiencia del catalizador.
Gravedad API Viscosidad, cpsContenido de Azufre, % Métodos de Extracción
Productividad de Pozo
6 - 151,000 - 7,000
3,0 - 4,5 Producción en
frío y RMHMedia - Alta
< 10°> 10,0005,0 - 7,0
Míneria y Producción Térmica
Baja
CRUDOS DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
La Faja Petrolífera del Orinoco está ubicada en el sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Abarca un área geográfica de aproximadamente, 55.000 km2, con arenas hidrocarburíferas que superficialmente se extienden en unos 12.000 km2.
UBICACIÓN
APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA THAI EN VENEZUELA
Crudo Pesado / Extrapesado
BITUMEN
La industria petrolera venezolana no descarta la opción de aplicar la
tecnología THAI en caso de que se continúe obteniendo resultados
satisfactorios en los campos de Alberta, debido a que la tecnología
tiene posibles aplicaciones tanto en los campos petroleros más viejos
de Venezuela como en la Faja petrolífera del Orinoco, por ser esta la
acumulación de crudos pesado y extrapesados más grande del mundo
con un POES de 1.360 miles de millones de barriles y 235.000
millones de barriles de crudo como reservas primarias.
APLICACIÓN
Justificación del Proceso• En los campos tradicionales de Venezuela, los operadores recuperan
aproximadamente un 30% de los recursos, mientras que en la Faja petrolífera del Orinoco se están recuperando solo de un 6% a un 8% del POES (1.360 miles de millones de barriles de crudo).
• THAI promete incrementar significativamente el factor de recobro, lo cual colaboraría con el objetivo propuesto por PDVSA de llevar dicho factor hasta un 20%.
• Adicionalmente, la faja cuenta con arenas petrolíferas uniformes y continuas, cuyos espesores varían de 30 a 100 pies, por lo que la tecnología THAI puede ser aplicada de forma satisfactoria.
• Cabe destacar, que a lo largo de la Faja petrolífera del Orinoco se cuenta con la infraestructura necesaria de pozos horizontales que bien pueden ser aprovechados junto con la perforación de pozos verticales de inyección, reduciendo el tiempo y el costo de la implementación de dicha tecnología.
Criterios para la Aplicabilidad del Proceso THAI y CAPRI en la FPO
Parámetros Criterios para la Aplicación THAI y CAPRI
Caracterización de la FPO
Aplica
Si No
Uniformidad Lo más uniforme posible Yacimientos uniformes x
Contenidos de componentes
pesadosAlto Alto x
Espesor de arena
8 a 50 pies
Hasta 10030 a 200 pies x
ºAPI 8 a 25 API 7.5 a 8.5 x Profundidad 3000 a 5000 pies Hasta 3500 x
So 80% o menos Hasta 85 % x
PRUEBA PILOTO DEL THAI EN VENEZUELA
En Venezuela existe de momento
un proyecto para una prueba piloto
en la Faja Petrolífera del Orinoco,
específicamente en el Campo Bare,
Distrito San Tomé del Estado
Anzoátegui, sin embargo este no
se ha desarrollado hasta la fecha.
El Mejoramiento de la Producción de Petróleo Mediante el Uso de
Aplicaciones Biotecnológicas, es una técnica conocida como recuperación
asistida por bacterias, la cual consiste en la inyección de microorganismos
seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de
sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del
petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden
actuar como agentes mobilizantes de petróleo residual o agentes tapón para
aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio.
APLICACIONES BIOTECNOLÓGICAS
En el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el mejoramiento en la recuperación de petróleo.
Todos los posibles mecanismos se muestran a continuación: • Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua
mediante biosurfactantes y biopolímeros.
• Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como el metano y el CO2.
• Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de
solventes orgánicos en la fase petróleo.
Mecanismos del MEOR.
• Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en reservorios calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.
• Limpieza de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados
in situ. El gas sirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos que taponan las gargantas porales.
• Modificación de las condiciones de mojabilidad. Una vez que la biomasa se adhiere a la superficie de la roca, ésta genera membranas biológicas que liberan el petróleo adsorbido sobre la superficie de la roca.
• Taponamiento selectivo de zonas altamente permeables mediante la inyección de bacterias "gelificantes" seguidas por una solución azucarada que "enciende" la gelificación por producción extra de células gomosas. La eficiencia areal de barrido es así mejorada.
Mecanismos del MEOR.
Criterios de Selección de Reservorios Candidatos para el Método para Recuperación Asistida por Bacterias
VENTAJAS ECONÓMICAS Y OPERATIVAS
• Los microorganismos y nutrientes inyectados son baratos, fáciles de obtener y manejar en el campo.
• El MEOR es económicamente atractivo en campos productores marginales.• El costo del fluido inyectado no depende del precio del petróleo.• Generalmente, la implementación de este proceso necesita sólo pequeñas
modificaciones en las facilidades existentes de producción, lo cual reduce el costo de inversión.
• El método es fácil de aplicar con equipamiento de producción convencional.• El MEOR es menos costoso de implementar y más sencillo de monitorear
que cualquier otra técnica de recuperación asistida (EOR).• Los productos del proceso de MEOR son todos biodegradables y no se
acumulan en el ambiente.
ANÁLISIS ECONÓMICO
LIMITACIONES ECONÓMICAS:
Los limitados análisis económicos existentes de los ensayos de campo
muestran que el mayor costo de un proyecto de MEOR se encuentra
en el costo del nutriente para alimentar los microorganismos.
ANÁLISIS ECONÓMICO
En estos momentos, el costo del nutriente reportado en la
literatura es de aproximadamente $100/ton
La técnica THSF, consiste en
inyectar vapor a través del pozo
vertical. Al ingresar en la
formación, éste forma un frente de
vapor, dando como resultado una
zona de petróleo móvil. Entonces,
en este proceso es necesario
propagar vapor en frente del
banco de aceite pesado, para
producir luego por el pozo
horizontal.
.
THSF - Proceso Toe to Heel Steam Flood
• Espesor de la zona productora. El proceso THSF depende básicamente de los efectos gravitacionales generados en la zona productora. Por esto, la existencia de un espesor productor que favorezca este efecto, permitirá que el factor de recobro aumente.
• Intercalaciones de arcillas. La presencia de estos elementos en procesos térmicos es siempre importante, ya que se ha comprobado que tienden a capturar el vapor que es inyectado.
• Tasas, presiones y calidad de inyección del vapor. Dependiendo de
la presión se pueden presentar daños a la formación y según la tasa y calidad del fluido, el avance de la inyección se verá afectada.
• Propiedades de los fluidos de la formación. Dependiendo de los
fluidos presentes en la formación y de las posibles pérdidas de fluido inyectado, el proceso puede aumentar su eficiencia.
Factores que afectan el proceso THSF
• La principal limitación del uso del vapor es que una fracción muy
grande del petróleo queda inmóvil.
• Este proceso y sus diferentes configuraciones solo pueden ser considerados para yacimientos donde el petróleo tiene alguna movilidad inicial bajo condiciones de yacimientos.
• Es necesario controlar la canalización a través del pozo horizontal productor.
• Es mucho más difícil obtener una propagación estable del frente térmico en el proceso THSF comparado con el proceso THAI.
Desventajas - THSF
