La producción de petróleo pesado es una tecnología en desarrollo para extraer petróleo pesado en cantidades industriales. Las reservas estimadas de petróleo pesado superan los 6 billones de barriles , tres veces las del petróleo y el gas convencionales.
Los factores que afectan la dificultad de poner en producción las reservas incluyen la permeabilidad , la porosidad , la profundidad y la presión. La densidad y la viscosidad del petróleo son el factor determinante. [1] La densidad y la viscosidad determinan el método de extracción. [2]
La viscosidad del petróleo varía con la temperatura y determina la facilidad de extracción; la temperatura se puede controlar para que el petróleo pueda extraerse sin emplear técnicas adicionales. [3] La densidad es más importante para las refinerías, ya que representa el rendimiento después de la destilación. Sin embargo, no existe ninguna relación que vincule ambas. [2]
Los yacimientos de petróleo existen a distintas profundidades y temperaturas. Aunque la viscosidad varía significativamente con la temperatura, la densidad es el estándar en la clasificación de los yacimientos petrolíferos. La densidad del petróleo crudo se expresa comúnmente en grados de gravedad del Instituto Americano del Petróleo (API), que están asociados con la gravedad específica . Cuanto menor sea la gravedad API , más denso será el petróleo. La gravedad API del petróleo crudo líquido varía de 4º para el alquitrán rico en betún a los condensados que tienen una gravedad API de 70º. Los petróleos pesados se clasifican entre petróleos ultrapesados y petróleos ligeros. Tienen gravedades API que varían entre 10º y 20º. [4]
El petróleo crudo generado por rocas madre de petróleo tiene una gravedad API de entre 30º y 40º. El petróleo crudo se vuelve pesado después de una degradación considerable, después del atrapamiento y durante la desvolatilización. La degradación ocurre a través de procesos químicos y biológicos cuando los yacimientos de petróleo se contaminan con bacterias a través del agua subterránea. [5] Las bacterias luego descomponen algunos componentes del petróleo crudo en componentes pesados, haciéndolo más viscoso. El agua arrastra hidrocarburos de bajo peso molecular en forma de solución, ya que son más solubles. Cuando el petróleo crudo está encerrado por un sello de mala calidad, las moléculas más ligeras se separan y escapan, dejando atrás los componentes más pesados a través de la desvolatilización. [6]
Los petróleos pesados se encuentran comúnmente en formaciones geológicamente jóvenes ya que son poco profundas y tienen sellos menos eficientes, lo que proporciona las condiciones para la formación de petróleo pesado.
El patrón de inyección se refiere a la disposición de los pozos de producción e inyección según la posición, el tamaño y la orientación del flujo de un yacimiento. [7] Los patrones de inyección pueden variar durante la vida útil del pozo moviendo el pozo de inyección a áreas donde se puede lograr el máximo volumen de contacto.
La heterogeneidad geológica es la distribución espacial de la porosidad y la permeabilidad en una roca yacimiento.
La permeabilidad depende del tamaño de los granos de sedimento que formaron la roca y de la manera en que se compactaron. La permeabilidad es el número de poros y su interconexión en una roca y la existencia de diferentes capas en una roca con diferente permeabilidad es una manifestación de la heterogeneidad geológica. Cuando se produce la inyección de vapor, el agua fluye a través de las capas más permeables, sin pasar por las capas menos permeables ricas en petróleo. Esto provoca una baja eficiencia de barrido y una producción temprana de agua con el volumen de petróleo en contacto con el agua. [8]
La eficiencia de barrido es la medida de la efectividad de un método EOR que depende del volumen total del yacimiento con el que entra en contacto el fluido inyectado. La eficiencia de barrido se ve afectada por múltiples factores: índice de movilidad, permeabilidad direccional, agua inyectada acumulada, patrón de inundación, heterogeneidad geológica y distribución de la presión entre inyectores y productores.
La eficiencia de desplazamiento es la fracción de petróleo que se recupera de una zona que ha sido barrida por una inyección de vapor o cualquier otro método de desplazamiento. Es el porcentaje del volumen de petróleo que se ha recuperado a través del desplazamiento por un fluido inyectado o un elemento desplazante inyectado en el yacimiento. Es la diferencia entre el volumen del yacimiento antes de que comience el desplazamiento y el volumen después de que el desplazamiento haya terminado. [9]
La amplitud versus el desplazamiento (AVO) es una técnica utilizada en la inversión sísmica para pronosticar la existencia de yacimientos y los tipos de rocas que los rodean. Las revisiones y estudios de la literatura incorporan el análisis de AVO y la inversión sísmica en la exploración petrolera y los estudios de física de rocas. [10]
Las ondas sísmicas proyectadas en yacimientos petrolíferos sometidos a inyección de vapor arrojan datos que muestran la existencia de altos valores de atenuación de las ondas. Esta atenuación suele estar basada en la dispersión de la velocidad. Los estudios muestran que la reflexión de las ondas sísmicas entre una sobrecarga elástica y un medio equivalente tiene coeficientes de reflexión que varían con la frecuencia. Esta variación depende del comportamiento del AVO en la interfase. El cálculo de los sismógrafos sintéticos para el modelo ideal se lleva a cabo utilizando la técnica de reflectividad para aquellos materiales cuyas velocidades y atenuaciones dependen de la frecuencia. Esto se utiliza habitualmente ya que los efectos de las variaciones de velocidad y atenuación son detectables en los datos apilados. [11]
Las técnicas mejoradas de descomposición espectral han mostrado los parámetros dependientes de la frecuencia con mayor claridad. Las rocas saturadas, por ejemplo, tienen efectos sísmicos de baja frecuencia en relación con las rocas saturadas de hidrocarburos. Además, las zonas saturadas de hidrocarburos tienen valores extremadamente altos de atenuación a partir de las mediciones directas del factor de calidad (Q). [10] Las variaciones sistémicas de frecuencias con desplazamiento, donde la amplitud estándar contra el desplazamiento es el AVO, no tienen en cuenta la atenuación, lo que da como resultado el uso del modelo puramente reflexivo. El objetivo principal es equilibrar el contenido de frecuencia de las pilas cercanas y lejanas, al tiempo que se corrige el efecto de la atenuación sobre la sobrecarga. [12]
El AVO se utiliza para detectar la existencia de yacimientos de petróleo debido a la anomalía evidente en los yacimientos de petróleo donde el ascenso del AVO es prominente en sedimentos ricos en petróleo. No es tan útil para definir las formaciones rocosas y las propiedades de permeabilidad para mejorar la eficiencia del barrido. Además, no todos los yacimientos de petróleo manifiestan las mismas anomalías asociadas con los yacimientos de hidrocarburos, ya que a veces son causadas por hidrocarburos residuales de columnas de gas rotas.
Los estudios sísmicos son el método estándar que se utiliza para cartografiar la corteza terrestre . Los datos de estos estudios se utilizan para proyectar información detallada sobre los tipos y propiedades de las rocas. El rebote de las ondas sonoras en las formaciones rocosas bajo la superficie permite analizar las ondas reflejadas. Los lapsos de tiempo entre la onda incidente y la reflejada, así como las propiedades de la onda recibida, proporcionan información sobre los tipos de rocas y las posibles reservas de petróleo y gas.
Si se conoce la heterogeneidad geológica de un yacimiento, los patrones de inyección pueden diseñarse para dirigir las inyecciones a las capas menos permeables de la roca que tienen petróleo. El desafío es que la distribución de la permeabilidad del yacimiento es difícil de determinar porque la heterogeneidad cambia de un área a otra. Por lo tanto, para maximizar la recuperación de petróleo (eficiencia de barrido), es necesario monitorear y mapear la orientación de las capas de permeabilidad mediante estudios sísmicos . [13] Las ondas sísmicas se envían a través de las formaciones rocosas y el lapso de tiempo y las distorsiones en las ondas sísmicas se analizan para mapear la orientación de la permeabilidad para mejorar la instalación eficiente de los patrones de inyección. [14]
La recuperación de petróleo implica tres etapas de extracción: primaria, secundaria y terciaria. Dado que la movilidad es una relación entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de la fase, la productividad de un pozo es directamente proporcional al producto del espesor de la capa de roca del yacimiento y la movilidad. [15] [16]
La recuperación primaria utiliza la acumulación de presión de los gases en el yacimiento, el drenaje por gravedad o una combinación de ambos. Estos métodos constituyen la producción en frío y se los conoce comúnmente como “elevación natural”. En el caso del petróleo convencional, la producción en frío tiene un factor de recuperación de más del 30 por ciento, mientras que en el caso del petróleo pesado aumenta entre el 5 y el 10 por ciento. [2]
Una variación del método de producción en frío se denomina Producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS, por sus siglas en inglés). CHOPS crea un agujero de gusano o vacío por donde se extrae el petróleo de las rocas circundantes hacia el pozo . Estos métodos se denominan producción en frío, ya que se utilizan a temperatura ambiente del yacimiento. Cuando la presión de elevación natural no genera suficiente presión subterránea o cuando la presión disminuye y ya no es suficiente para mover el petróleo a través del pozo, la producción primaria ha alcanzado su límite de extracción, y será reemplazada por la recuperación secundaria.
Los métodos de recuperación secundaria también utilizan la producción en frío, pero emplean fuentes externas de presión para generar la presión interna requerida, aún a la temperatura del yacimiento. [17] Los métodos de recuperación secundaria implican la creación de presión artificial mediante la inyección de elementos para crear presión artificial. El agua, el gas natural o el dióxido de carbono son los principales inyectables. La presión hace que el petróleo suba por el pozo de producción. [18] Con el tiempo, la presión artificial pierde eficacia porque el petróleo restante (pesado) es demasiado viscoso para fluir y está retenido por la arenisca en los yacimientos. Los dos métodos de recuperación de producción en frío tienen un factor de recuperación combinado de entre el 10 y el 20 por ciento, dependiendo de las propiedades del petróleo y los tipos de rocas. [17]
La recuperación terciaria se conoce comúnmente como recuperación mejorada de petróleo (EOR). Es el método de producción de petróleo después de que las etapas primaria y secundaria hayan extraído la mayor parte del petróleo en una reserva. Específicamente, la recuperación mejorada de petróleo se utiliza para recuperar el petróleo atrapado en rocas porosas y el petróleo pesado que es demasiado viscoso para fluir. Los tres métodos para la recuperación terciaria son: recuperación mejorada química, recuperación mejorada térmica y recuperación mejorada miscible. [12]
Implica tanto métodos térmicos como no térmicos. [17] Los métodos no térmicos incluyen el uso de productos químicos y microbios para aflojar el petróleo pesado y el dióxido de carbono atrapados bajo presión. Sin embargo, los métodos térmicos (principalmente la inyección de vapor) son la forma más eficiente de reducir la viscosidad y movilizar el petróleo pesado.
Entre los tres tipos principales de inyección de vapor, la inyección de vapor, por ejemplo, inyecta vapor presurizado en el pozo inyector, donde se calienta y obliga a que salga el petróleo más móvil. Las técnicas de EOR son costosas debido a la energía y los materiales necesarios. [3] Por lo tanto, la cantidad de petróleo pesado que se recuperará de un yacimiento depende de la economía. Debido a esto, la ERO comienza con el análisis del yacimiento, las formaciones rocosas, la permeabilidad, la geometría de los poros y la viscosidad. Incluyendo la heterogeneidad de un yacimiento, estos factores influyen en el éxito de cualquier método de recuperación.
La eficiencia general es el producto de la eficiencia de barrido y la eficiencia de desplazamiento.
La estimulación cíclica con vapor (CSS) inyecta vapor a través de un solo pozo durante un período, dejándolo calentar y reducir la viscosidad, para luego extraer petróleo a través del mismo pozo en ciclos alternos de inyección y extracción.
El drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) implica el uso de pozos horizontales apilados. El pozo horizontal superior se utiliza para inyectar vapor que calienta el petróleo pesado circundante, que luego fluye hacia el pozo de producción horizontal inferior. [19]
La inyección de vapor consta de dos métodos principales: inyección de vapor cíclica e inyección de vapor.
Durante la circulación cíclica de vapor (CSC), se inyecta vapor en el yacimiento de petróleo, donde la alta presión resultante rompe las rocas del yacimiento y calienta el petróleo, reduciendo su viscosidad. El petróleo se extrae en tres etapas: inyección, remojo y producción. El vapor a alta temperatura y alta presión se deja en el yacimiento durante días o semanas para que el petróleo pueda absorber el calor. Luego comienza la producción. Inicialmente, la producción es alta, pero disminuye a medida que se pierde calor; el proceso se repite hasta que se vuelve antieconómico hacerlo. La inyección cíclica de vapor recupera alrededor del 10 al 20 por ciento del volumen total de petróleo. Cuando este método se vuelve antieconómico, se emplea la inyección de vapor. [20]
La inyección de vapor se utiliza generalmente en pozos petrolíferos horizontales y verticales para yacimientos con una viscosidad de hasta -100.000 cP. En pozos de inyección de vapor cíclicos, el petróleo puede ser tanto viscoso como sólido. El mecanismo principal es disolver el “sólido”. [20] No hay consenso que establezca el tiempo de remojo ideal, que puede variar de días a semanas. Sin embargo, se prefieren tiempos de remojo más cortos por consideraciones operativas y mecánicas. Después del primer tratamiento, la producción de petróleo se lleva a cabo mediante elevación natural debido a la energía inicial del yacimiento. Sin embargo, para los ciclos posteriores, es posible que sea necesario ayudar a la producción con bombeo. La inyección cíclica se vuelve cada vez menos eficiente en la producción de petróleo a medida que aumenta el número de ciclos. [19] Se pueden utilizar hasta nueve ciclos según las características del yacimiento.
Este método recupera más petróleo que la inyección cíclica de vapor. Tiene una eficiencia térmica menor que la CSC y requiere una superficie mayor. [21] Utiliza al menos dos pozos, uno para la inyección de vapor y el otro para la producción de petróleo. La inyección de vapor recupera alrededor del 50 por ciento del petróleo total. El vapor se inyecta a alta temperatura y presión a través de un inyector. Las técnicas de inyección de vapor se han vuelto más factibles y eficientes. Se han desarrollado varias variaciones. [12] Sin embargo, los altos costos involucrados exigen evaluaciones cuidadosas, un estudio profundo del yacimiento de petróleo y un diseño adecuado. [22]
Tradicionalmente, las propiedades de las rocas y minerales debajo de la superficie de la tierra se definían a través de la exploración sísmica y la sismología a partir de terremotos. El tiempo de viaje, las variaciones en la fase y la amplitud de las ondas sísmicas producidas durante la exploración sísmica muestran las propiedades de las rocas y los fluidos a nivel del subsuelo. Anteriormente, la sismología de exploración exploraba los datos sísmicos solo para formaciones rocosas que pudieran contener hidrocarburos. Sin embargo, debido a los avances tecnológicos, los datos sísmicos se volvieron útiles para determinar los fluidos de los poros, la saturación, la porosidad y la litología . [23]
Las propiedades de los yacimientos y los datos sísmicos se han vinculado gracias a un desarrollo reciente denominado física de rocas. La física de rocas se ha empleado en el desarrollo de técnicas esenciales como el monitoreo sísmico de yacimientos, la detección directa de hidrocarburos y la discriminación de la litología sísmica mediante reflectividad dependiente del ángulo. Las aplicaciones de la física de rocas se basan en la comprensión de las diferentes propiedades que afectan a las ondas sísmicas. Estas propiedades influyen en el comportamiento de las ondas a medida que se propagan y en cómo un cambio en una de esas propiedades puede producir diferentes datos sísmicos. Factores como la temperatura, el tipo de fluido, la presión, el tipo de poro, la porosidad, la saturación y otros están interrelacionados de tal manera que cuando un elemento cambia, otros también cambian. [24]
Las propiedades del fluido de poro y la sustitución de fluidos en la física de rocas se calculan utilizando la ecuación de Gassmann . Calcula cómo las propiedades sísmicas se ven afectadas por el cambio de fluido utilizando características del marco. La ecuación utiliza los módulos volumétricos conocidos del fluido de poro, la matriz sólida y el módulo del marco para calcular el módulo volumétrico de un medio saturado con líquido. Los minerales formadores de roca son la matriz sólida, el marco es la muestra de roca del esqueleto, mientras que el fluido de poro es gas, agua, petróleo o alguna combinación. Para que se utilice la ecuación, las suposiciones subyacentes son que 1) la matriz y el marco son macroscópicamente homogéneos; 2) los poros en la roca están todos interconectados; 3) el fluido en los poros no tiene fricción; 4) el sistema de fluido en la roca es un sistema cerrado, es decir, no está drenado; y 5) que el fluido en la roca no interactúa de ninguna manera con el sólido para hacer que el marco sea más suave o más duro. [20]
El primer supuesto asegura que la longitud de onda de la onda es más larga que los poros y tamaños de grano de la roca. El supuesto cumple con el rango general de longitudes de onda y frecuencias de onda del laboratorio al rango sísmico. El supuesto 2) sugiere que la permeabilidad de los poros de la roca es uniforme y no hay poros aislados presentes en la roca de modo que una onda que pasa induce un equilibrio completo del flujo de fluido de los poros durante un ciclo de medio período de la onda. Dado que la permeabilidad de los poros es relativa a la longitud de onda y la frecuencia, la mayoría de las rocas cumplen con el supuesto. [19] Sin embargo, para las ondas sísmicas, solo las arenas no consolidadas satisfacen este supuesto, debido a su alta permeabilidad y porosidad. Por otro lado, para las frecuencias altas, como las frecuencias de registro y de laboratorio, la mayoría de las rocas pueden cumplir con este supuesto. Como resultado, las velocidades calculadas utilizando la ecuación de Gassmann son inferiores a las medidas utilizando frecuencias de registro o de laboratorio. El supuesto 3) sugiere que los fluidos no tienen viscosidad, pero dado que en realidad todos los fluidos tienen viscosidad, este supuesto es violado por las ecuaciones de Gassmann. La hipótesis 4) sugiere que el flujo de fluido de roca está sellado en los límites de una muestra de roca de laboratorio, lo que significa que los cambios en las tensiones causados por una ola que pasa no causan un flujo significativo de fluido de la muestra de roca. La hipótesis 5) evita cualquier interacción disruptiva entre las propiedades químicas o físicas de la matriz de la roca y el fluido de los poros. Esta hipótesis no siempre se cumple porque la interacción es inevitable y la energía superficial generalmente cambia debido a ella. Por ejemplo, cuando la arena interactúa con petróleo pesado, el resultado es una mezcla de alto módulo de cizallamiento y de volumen. [13]
{{cite book}}: |journal=ignorado ( ayuda ){{cite book}}: |journal=ignorado ( ayuda ){{cite book}}: |journal=ignorado ( ayuda )