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 más que las del petróleo y el gas convencionales.
Los factores que afectan la dificultad de poner las reservas en producción incluyen la permeabilidad , la porosidad , la profundidad y la presión. La densidad y viscosidad del aceite es el factor determinante. [1] La densidad y la viscosidad determinan el método de extracción. [2]
La viscosidad del aceite varía con la temperatura y determina la facilidad de extracción; la temperatura se puede controlar para que el aceite se pueda mover sin emplear técnicas adicionales. [3] La densidad es más importante para los refinadores, ya que representa el rendimiento después de la destilación. Sin embargo, ninguna relación une a los dos. [2]
Existen depósitos de petróleo a diferentes profundidades y temperaturas. Aunque la viscosidad varía significativamente con la temperatura, la densidad es el estándar en la clasificación de campos 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 aceite. La gravedad API del crudo líquido varía de 4º para el alquitrán rico en betún hasta los condensados que tienen una gravedad API de 70º. Los petróleos pesados se clasifican entre petróleos ultrapesados y petróleos ligeros. Tienen densidades API que oscilan entre 10º y 20º. [4]
El petróleo crudo generado por rocas generadoras 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 se produce a través de procesos químicos y biológicos cuando los depósitos 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 los 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 hidrocarburos 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 hidrocarburos pesados.
Terminología
Patrón de inyección
El patrón de inyección se refiere a la disposición de los pozos de producción e inyectores a la posición, tamaño y orientación del flujo de un reservorio. [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.
Heterogeneidad geográfica
La heterogeneidad geológica es la distribución espacial de la porosidad y la permeabilidad en una roca de yacimiento.
Permeabilidad
La permeabilidad depende del tamaño de los granos de sedimento que formaron la roca y de la forma en que fueron empaquetados. 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 heterogeneidad geológica. Cuando tiene lugar la inyección de vapor, el agua fluye a través de las capas más permeables, sin pasar por las capas menos permeables ricas en aceite. Esto provoca una baja eficiencia de barrido y una producción temprana de agua con el volumen de aceite en contacto con el agua. [8]
Eficiencia de barrido
La eficiencia de barrido es la medida de la efectividad de un método EOR que depende del volumen total del depósito con el que contacta el fluido inyectado. La eficiencia del 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.
Eficiencia de desplazamiento
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 volumen porcentual de aceite que se ha recuperado mediante el desplazamiento de un fluido inyectado o un elemento de desplazamiento inyectado en el depósito. Es la diferencia entre el volumen del depósito antes de que comience el desplazamiento y el volumen después de que finalice el desplazamiento. [9]
Amplitud frente a desplazamiento
Amplitude Versus Offset (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 de petróleo y los estudios de física de rocas. [10]
Las ondas sísmicas proyectadas en los yacimientos de petróleo sometidos a inyección de vapor dan datos que muestran la existencia de altos valores de atenuación de las olas. Esta atenuación generalmente se basa en la dispersión de la velocidad. Los estudios muestran que la reflexión de ondas sísmicas entre una sobrecarga elástica y un medio equivalente tiene coeficientes de reflexión que varían con la frecuencia. Esta variación depende del comportamiento de AVO en la interfaz. El cálculo de sismógrafos sintéticos para el modelo ideal se realiza mediante la técnica de reflectividad para aquellos materiales cuyas velocidades y atenuaciones dependen de la frecuencia. Esto se usa generalmente ya que los efectos de las variaciones de velocidad y atenuación son detectables en los datos apilados. [11]
Las técnicas de descomposición espectral mejoradas han mostrado los parámetros dependientes de la frecuencia con mayor claridad. Las rocas saturadas, por ejemplo, tienen efectos sísmicos de baja frecuencia en las rocas saturadas de hidrocarburos. Además, las zonas saturadas de hidrocarburos tienen valores extremadamente altos de atenuación 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 tiene en cuenta la atenuación, lo que da como resultado el uso del modelo puramente reflectante. El objetivo principal es equilibrar el contenido de frecuencia de las pilas cercanas y lejanas, mientras se corrige el efecto de la atenuación sobre la sobrecarga. [12]
AVO se utiliza para detectar la existencia de yacimientos de petróleo debido a la anomalía evidente en los yacimientos de petróleo donde el aumento de AVO es prominente en los 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 petróleo de hidrocarburos, ya que a veces son causados por hidrocarburos residuales de columnas de gas rotas.
Análisis sísmico
Los levantamientos sísmicos son el método estándar utilizado para mapear la corteza terrestre . Los datos de estos levantamientos se utilizan para proyectar información detallada sobre los tipos y propiedades de las rocas. Las ondas sonoras que rebotan en las formaciones rocosas debajo de la superficie permiten analizar las ondas reflejadas. Los intervalos de tiempo entre las ondas incidente y reflejada, así como las propiedades de la onda recibida, proporcionan información sobre los tipos de rocas y las posibles reservas de depósitos 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 a través de levantamientos sísmicos . [13] Las ondas sísmicas se envían a través de las formaciones rocosas y se analizan el lapso de tiempo y las distorsiones en las ondas sísmicas para mapear la orientación de la permeabilidad para mejorar la instalación eficiente de los patrones de inyección. [14]
Técnicas de producción de aceite
La recuperación de petróleo comprende tres etapas de extracción: primaria, secundaria y terciaria. Dado que la movilidad es una relación entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de fase, la productividad de un pozo es directamente proporcional al producto del espesor de la capa de la roca del yacimiento y la movilidad. [15] [16]
Recuperación primaria
La recuperación primaria utiliza la acumulación de presión de los gases en el depósito, el drenaje por gravedad o una combinación de ambos. Estos métodos constituyen la producción en frío y comúnmente se denominan "elevación natural". Para el petróleo convencional, la producción en frío tiene un factor de recuperación de más del 30 por ciento, mientras que para el petróleo pesado aumenta del 5 al 10 por ciento. [2]
Una variación del método de producción en frío se llama Producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS). CHOPS crea un agujero de gusano o un vacío donde el petróleo se extrae 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, para ser reemplazada por la recuperación secundaria.
Recuperación secundaria
Los métodos de recuperación secundaria también usan 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 a través de la inyección de elementos para crear presión artificial. El agua, el gas natural o el dióxido de carbono son los inyectables primarios. La presión fuerza al petróleo a subir al pozo de producción. [18] Con el tiempo, la presión artificial pierde eficacia porque el petróleo (pesado) restante es demasiado viscoso para fluir y es retenido por la piedra arenisca en los depósitos. Los dos métodos de recuperación de producción en frío tienen un factor de recuperación combinado de entre el 10 y el 20 por ciento, según las propiedades del petróleo y los tipos de rocas. [17]
Recuperación terciaria
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 métodos tanto térmicos como no térmicos. [17] Los métodos no térmicos incluyen el uso de productos químicos y microbios para aflojar el aceite pesado atrapado y el dióxido de carbono 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.
Inyección de vapor
Entre los tres tipos principales de inyección de vapor, la inyección de vapor, por ejemplo, inyecta vapor presurizado en el pozo del inyector donde se calienta y expulsa el aceite más móvil. Las técnicas de EOR son caras debido a la energía y los materiales necesarios. [3] Por lo tanto, la cantidad de petróleo pesado que se recuperará de un depósito depende de la economía. Debido a esto, ERO comienza con el análisis del yacimiento, las formaciones rocosas, la permeabilidad, la geometría de los poros y la viscosidad. Incluida 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.
Estimulación cíclica de vapor
La estimulación cíclica de vapor (CSS) inyecta vapor a través de un solo pozo durante un período, dejándolo calentar y reducir la viscosidad, luego extrae petróleo a través del mismo pozo en ciclos alternos de inyección y extracción.
Drenaje por gravedad asistido por vapor
El drenaje por gravedad 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.
Inyección cíclica de vapor
Durante la circulación cíclica de vapor (CSC), el vapor se inyecta en el depósito de aceite donde la alta presión resultante rompe las rocas del depósito y calienta el aceite, reduciendo su viscosidad. El aceite se elimina en tres etapas: inyección, remojo y producción. El vapor de alta temperatura y alta presión se deja en el depósito de días a semanas para que el aceite pueda absorber el calor. Entonces comienza la producción. Inicialmente, la producción es alta, pero disminuye a medida que se pierde calor; el proceso se repite hasta que resulta antieconómico hacerlo. La inyección cíclica de vapor recupera alrededor del 10 al 20 por ciento del volumen total de aceite. Cuando este método se vuelve antieconómico, se emplea la inyección de vapor. [20]
La inyección de vapor se usa generalmente en pozos de petróleo horizontales y verticales para reservorios con viscosidad tan alta como -100,000cP. En los pozos de inyección de vapor cíclico, 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 un levantamiento natural debido a la energía inicial del depósito. Sin embargo, para los ciclos posteriores, es posible que la producción deba ayudarse con el bombeo. La inyección cíclica se vuelve cada vez menos eficiente en la producción de aceite a medida que aumenta el número de ciclos. [19] Se pueden usar hasta nueve ciclos dependiendo de las características del yacimiento.
Inyección continua de vapor (inundación de vapor)
Este método recupera más aceite que la inyección cíclica de vapor. Tiene una eficiencia térmica más baja que la CSC y requiere una superficie más grande. [21] Utiliza al menos dos pozos, uno para la inyección de vapor y el otro para la producción de petróleo. La inundación 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 en profundidad del yacimiento de petróleo y un diseño adecuado. [22]
Física de rocas
Tradicionalmente, las propiedades de las rocas y minerales debajo de la superficie de la tierra se definieron mediante exploración sísmica y sismología de terremotos. El tiempo de viaje, las variaciones de fase y 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 datos sísmicos solo en busca de 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 del yacimiento y los datos sísmicos se han vinculado mediante un desarrollo reciente llamado 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 litología sísmica utilizando reflectividad dependiente del ángulo. Las aplicaciones de la física de rocas se basan en comprender las diferentes propiedades que afectan a las ondas sísmicas. Estas propiedades influyen en cómo se comportan las ondas a medida que se propagan y cómo un cambio en una de esas propiedades puede producir diferentes datos sísmicos. Factores como temperatura, tipo de fluido, presión, tipo de poro, porosidad, saturación y otros están interrelacionados de tal manera que cuando un elemento cambia, otros también cambian. [24]
Ecuación de Gassmann
Las propiedades de los fluidos de poros 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 las características del marco. La ecuación utiliza los módulos de volumen conocidos del fluido poroso, la matriz sólida y el módulo de marco para calcular el módulo de volumen de un medio saturado con líquido. Los minerales que forman la roca son la matriz sólida, el marco es la muestra de la roca del esqueleto, mientras que el fluido de los poros es gas, agua, aceite o alguna combinación. Para que se utilice la ecuación, los supuestos subyacentes son que 1) la matriz y el marco son macroscópicamente homogéneos; 2) los poros de la roca están todos interconectados; 3) el fluido en los poros no tiene fricción; 4) el sistema de fluidos en la roca es un sistema cerrado, es decir, sin drenaje; y 5) que el fluido en la roca no interactúe de ninguna manera con el sólido para hacer que el marco sea más suave o más duro. [20]
La primera suposición asegura que la longitud de onda de la onda es más larga que los poros y tamaños de grano de la roca. La suposición cumple con el rango general de longitudes de onda y frecuencias 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 el 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 está relacionada con 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 laboratorio, la mayoría de las rocas pueden cumplir con esta suposición. Como resultado, las velocidades calculadas usando la ecuación de Gassmann son más bajas que las medidas usando registros o frecuencias de laboratorio. El supuesto 3) sugiere que los fluidos no tienen viscosidad, pero dado que en realidad todos los fluidos tienen la viscosidad, este supuesto es violado por las ecuaciones de Gassmann. El supuesto 4) sugiere que el flujo de fluido de roca está sellado en los límites para una muestra de roca de laboratorio, lo que significa que los cambios en las tensiones causadas por una onda que pasa no provocan un flujo significativo de fluido de la muestra de roca. El supuesto 5) evita cualquier interacción disruptiva entre las propiedades químicas o físicas de la matriz de la roca y el fluido de los poros. Esta suposición 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 el petróleo pesado, el resultado es una mezcla de alto cizallamiento y módulo de volumen. [13]
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