Explotación y Manejo de Crudo Pesado y Extrapesado

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1 Explotación y Manejo de Crudo Pesado y Extrapesado
PS-6215 Eduwin Aular Janeth Amariscua

2 Agenda Introducción Faja del Orinoco Perforación de crudo Manejo
Extracción

3 Introducción Los productores de petróleo que invierten en la recuperación de petróleo pesado enfrentan retos de producción especiales. Sin embargo, las técnicas innovadoras de perforación, terminación, estimulación de pozos contribuyen para que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables. Pero existen más de 6 trillones de barriles [1 trillón de m3] de petróleo en sitio atribuidos a los hidrocarburos más pesados que merecen una atención más esmerada. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica (DOE, por sus siglas en inglés), define al petróleo pesado como aquél que presenta gravedades API de entre 10.0° y 22.3°. Sin embargo, la naturaleza no reconoce tales límites. En Venezuela las mayores acumulaciones de crudo pesado se encuentran en la Faja Petrolífera del Orinóco.

4 Faja petrolífera del Orinoco
Es el territorio que ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km de este a oeste y 70 Km en dirección norte sur, con una área aproximada de Km2. Se estima que la faja petrolífera de lo Orinoco contiene millones de barriles de crudo extrapesado, lo que la convierte en la reserva de petróleo mas grande del mundo. Esta divido en cuatro zonas de exploración y producción como son Boyacá (antiguamente conocida como Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (Hamaca) y Carabobo (conocida como Cerro Negro) el área actual de exploración es de Km2.

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6 Métodos de producción en frío
La minería Con arena (CHOPS) La inyección de agua (EOR) Extracción asistida por vapor (VAPEX) Métodos de producción termales Inyección cíclica de vapor (CCS) El desplazamiento por vapor de agua Drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) La combustión en sitio THAI THAI/CAPRI Selección de un método de separación Faja petrolífera del Orinoco

7 Métodos de perforación de pozos
Perforador con herramientas de cable (de percusión) Perforación tanto de excavaciones pequeñas como de excavaciones grandes, a profundidades de hasta m. Usa equipo relativamente económico. Su mayor desventaja es que es un método muy lento. Utiliza tubos permanentes . Perforación vertical.

8 Barrena para quebrar la roca.
Tambor elevador (elevador de herramientas). El portacable giratorio adhiere el cable metálico a las herramientas e imparte rotación continua. La barra de perforación, ubicada sobre la barrena para proveer peso y más estabilidad direccional. La tijera de perforación tiene el propósito de sacudir las herramientas que se atascan en el hoyo de la perforación. El achicador disminuye los golpes del equipo para ponerlo al ritmo de las herramientas, o limpiar la perforación.

9 Métodos de perforación de pozos
Perforación Hidráulica rotatoria. Circulación directa. Perforación rotatoria. Se realiza mediante una barrena o trépano giratorio llamado tricono. Particularmente adecuada en formaciones de terreno suelto y roca suave. Se pueden hacer perforaciones de gran diámetro a profundidades considerables. Desventaja, requerimiento de cantidades sustanciales de agua. Desventaja, se debe colocar un peso continuo en la barrena. Utiliza como fluido circulante lodo basado en arcilla o bentonita.

10 Barrena, tipo de tornillo cortador (tricono), gira de 3-30 rpm.
Lastrabarrenas (tuberías extrapesadas), proveer el peso necesario y ayudar a una perforación recta. Tuberías de perforación, se agregan conforme aumenta la profundidad (3-10 m). Barra cuadrada rotatoria, transmite conducción rotatoria desde el rotor, esto facilita el movimiento vertical.

11 Métodos de perforación de pozos
Circulación invertida. Perforación rotatoria Similar al arreglo de circulación directa pero considerablemente más grande. Ventajas, impone agua relativamente limpia sobre el acuífero y, por lo tanto, no hay invasión de la formación (por esto rara vez se usa el lodo). Perforación rápida en diámetros grandes. Requisito; fácil y cercana disponibilidad de agua para propósitos de limpieza.

12 Barrena compuesta para roca, consiste en una firme placa en cuya parte inferior se coloca un número de rodillos dentados. Estabilizador, evita que las herramientas deriven lateralmente. Lastrabarrenas, para agregar peso a la barrena compuesta y prever la penetración

13 Métodos de perforación
Excavación con tubos hidráulicos Pozos poco profundos con diámetros grandes. Se hunde manualmente un tubo guía corto en el suelo. El extremo inferior de la columna es dentado. Se puede hacer descender tubos de 450 mm – 1.2 m hasta 30 m o más, bajo las condiciones correctas Ventaja, no hay necesidad de tubos temporales (como en perforación por percusión) ni de grandes lagunas como en perforación rotatoria. No hay contaminación del acuífero por fluidos de perforación.

14 Métodos de perforación
Perforación por taladro. Se considera en casos en que se tiene que hacer un numero de perforaciones a través de una sobrecarga de arcilla firme sobre un estrato. Puede producir una perforación en 15 min, lo que tomaría a un equipo normal de perforación día y medio. Es impulsada por energía mecánica aunque a poco profundidad y a diámetros inferiores a los 20mm se ha realizado exitosamente usando solamente la energía humana

15 Métodos de perforación
Perforación con balandra Balandra herramienta con cable que combina el filo de corte de la cortadora con la capacidad de manipulación de un achicador. Consiste en un tubo pesado, de paredes gruesas en cuyo borde se encuentra un bisel endurecido. Se agrega agua a la perforación si esta no está presente. Desventaja, el equipo de perforación y el cable deben estar en buena condición para resistir la fuerte carga creada por la perforación de la balandra.

16 Métodos de perforación
Circulación directa de aire. Se aplica el aire para resolver los problemas de conducción del agua y condiciones derivadas de la congelación del suelo. Ventajas, vida más prolongada de la barrena, penetración más rápida, presentación rápida del material cortado en la superficie. Similar al equipo de circulación rotatoria de circulación directa, pero hay diferencias en el diseño de la barrena

17 Métodos de perforación
Circulación invertida de aire. Uno de los problemas que se tiene cuando se perfora con aire, conforme aumenta el diámetro, se tiene la necesidad de producir una velocidad creciente de aire no inferior a los 925 m/min. Para esto se utilizan tuberías gemelas concéntricas de perforación. Este arreglo evita la necesidad de vaciarlo y permite la perforación en forma ininterrumpida.

18 Métodos de perforación
Perforación de martillo percutor (martillo neumático). Valioso para la perforación en rocas duras. Principal ventaja la velocidad, generalmente le toma 1-2 días perforar hasta 100m en granito. Equipo de perforación ligero. No requiere agua para el lavado. Utiliza un martillo que actúa con aire y con un solo pistón, funciona con el mismo principio del martillo perforador para carreteras. El martillo no opera en suelos no consolidados y el agua imposibilita su trabajo.

19 Tipos de pozos Pozos verticales
Facilita utilizar tubería de revestimiento más grande con mínimo espacio. Brinda la oportunidad de minimizar el tamaño del pozo. Un pozo más pequeño es más rápido de perforar y representa menos costos para la eliminación de recortes. Pozos horizontales Perforan horizontes productivos en una gran extensión horizontal, y no se limitan sólo al espesor neto de las formaciones. Pueden alcanzar sus blancos a más de 8 km de la ubicación del pozo. Permite a los operadores explotar el petróleo y los campos en forma satélite de las infraestructuras de la superficie.

20 Tipos de pozos Pozos multilaterales
Usan drenajes horizontales múltiples desde un pozo primario para reducir el número de pozos necesarios para drenar el reservorio. Requieren pocos cabezales, reduciendo el costo. Al explotar un solo pozo, baja los costos de la construcción del pozo y el equipo de la superficie. Las secciones laterales múltiples perforadas desde un pozo ofrecen soluciones económicas para mejorar la recuperación.

21 Tipos de pozos Pozos horizontales Pozos multilaterales
Pozos verticales

22 Levantamiento artificial
Este método consiste en extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo. Parámetros importantes en la selección del equipo de levantamiento artificial Inversión inicial Relación gastos operacionales Vida útil del equipo Vida del pozo Números de pozos en levantamiento artificial

23 Levantamiento artificial
Levantamiento artificial convencional: Bombeo mecánico Levantamiento artificial por gas. Levantamiento artificial no convencional: Bombeo electrosumergible Bombeo de cavidad progresiva Bombeo hidráulico Bombeo multifásico

24 Levantamiento artificial no convencional
Bombeo electro sumergible Utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos desde el pozo hasta la estación de flujo. Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes de fluidos en pozos medianamente profundos. Ventajas del bombeo electro sumergible Puede levantar altos volúmenes de fluido. Maneja altos cortes de agua Su vida útil puede ser muy larga Trabaja bien en pozos desviados. No causan destrucciones en ambientes urbanos.

25 Levantamiento artificial no convencional
Desventajas del bombeo electro sumergible Inversión inicial muy alta. Alto consumo de potencia. No es rentable en pozos de baja producción. Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas. Diseño complejo. Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

26 Levantamiento artificial no convencional
Parámetros del bombeo electro sumergible Limitación para temperaturas mayores de 350 F. Volumen de hasta 4000 BPD. Profundidad pies. Limite de viscosidad cercana a los 200 pies. Presencia de arena menor a 200ppm. Bombeo de cavidad progresiva Consiste en el desplazamiento positivo de un volumen, ocasionado por una diferencia de presión producto de la transformación de la energía cinética en potencial.

27 Levantamiento artificial no convencional
Ventajas del Bombeo de cavidad progresiva Bajo costo de instalación. Bombeo de crudo de alta y baja gravedad API. Puede manejar hasta 100% de agua. El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removido fácilmente. Bajo consumo de energía eléctrica. Bajos costos de mantenimiento. En la comunidad presenta mejor estética.

28 Levantamiento artificial no convencional
Desventajas del Bombeo de cavidad progresiva Profundidad de operación recomendada es 4000 pies Requiere suministro de energía eléctrica. No se recomienda en pozos de más de 180 pies. Parámetros de aplicación Por ser un pozo reciente tiene poca experiencia y conocimiento de campo Limitados sólo para yacimientos poco profundos.

29 Bomba de cavidad progresiva
Principio de funcionamiento

30 Levantamiento artificial no convencional
Bombeo multifásico Es la transferencia de varios productos (agua, crudo, gas, y arena) provenientes del pozo utilizando un sólo equipo. Dependiendo de las condiciones de operación, tipo de mezcla y aplicación pueden diferenciarse dos modelos de bomba, las MW y las MPC. Hacen que la presión de los cabezales de pozo disminuya, aumentando el diferencial de presión y por lo tanto aumentando la producción. Estas bombas son utilizadas en campos donde la producción es; pozos en declinación, marginal, proyectos en desarrollo

31 Diferencias entre los modelos de bombas multifásicas
MW Modelo MW Modelo MPC Flujo convencional el fluido entra y sale de una misma forma Flujo reversible, entra por el centro y sale por los extremos de los tornillos La succión está ubicada lateralmente y la descarga en el tope La succión y descarga están situadas en la parte superior de la bomba Diferencias de presiones hasta 700 lpc y menor Diferencias de presiones hasta lpc y menor MPC

32 Levantamiento artificial no convencional
Ventajas del Bombeo multifásico La mezcla va de los pozos directamente a la succión de la bomba, de ahí es bombeada a la estación de recolección. Incremento de la producción Reduce las emisiones del gas al ambiente. Menor requerimiento de mantenimiento y supervisión Menor inversión de capital Condiciones operacionales La capacidad de la bomba va a depender de de la velocidad de operación, diferencial de presión, y viscosidad del fluido. Son capaces de manejar líquidos de alta y baja viscosidad incluyendo fluidos que contienen hasta un 100% de gas (MPC) Manejan fluidos abrasivos

33 Métodos de recuperación
Los métodos de recuperación de petróleo pesado se dividen en dos tipos principales, según su temperatura. Esto se debe a que la propiedad clave del fluido, es decir la viscosidad depende significativamente de la temperatura.

34 Métodos de recuperación en frío
La Minería Es aplicado en las minas de cielo abierto en Canadá, donde el acceso desde la superficie y el volumen de los depósitos de arenas petrolíferas someras lo vuelven económico. Se recuperan mediante operaciones con camiones y excavadoras. Se recupera alrededor del 80% de los hidrocarburos. Desde la superficie solo se puede acceder a un 20% o aquellos que se encuentren a una profundidad de 75 m.

35 Métodos de recuperación en frío
Algunos petróleos pesados pueden ser producidos a partir de pozos, por producción primaria en frío (Orinoco en Venezuela y en áreas marinas en Brasil). Se perforan pozos direccionales, horizontales y multilaterales. Se inyectan diluyentes tales como naftas, para reducir la viscosidad del fluido. Mediante tecnología de levantamiento artificial, se llevan los hidrocarburos a la superficie. La ventaja es una menor inversión de capital Se incrementa la viscosidad del fluido que surge con la formación de emulsiones de petróleo-agua El factor de recuperación es bajo de 6 a 12 %

36 Método de producción en frío
Con arena (CHOPS), se aplica en cientos de campos en Canadá, hasta un 10% de corte de arena en volumen junto con el petróleo. El gas que se libera del petróleo despresurizado ayuda a desestabilizar y mover los granos de arena. La arena y el petróleo se separa por acción de la gravedad en la superficie y la arena se elimina en los estratos permeables El sistema requiere sistemas de bombeo multifásico que puedan manipular la arena, el petróleo, el agua y el gas Ha sido aplicado en yacimientos con viscosidades oscilantes entre 50 y cP

37 Método de recuperación en frío
La inyección de agua. Producen petróleos de 10 a 100 cP. Se utilizan pozos horizontales largos. Se están considerando fluidos mas viscosos pero el factor de recuperación disminuye al aumentar la viscosidad del petróleo.

38 Método de recuperación en frío
Extracción de petróleo asistida por vapor Consiste en la inyección de un solvente miscible, que reduce la viscosidad del petróleo pesado Puede ser aplicado en un pozo por vez o en pares de pozos

39 Método de recuperación termal
La técnica de inyección cíclica de vapor o estimulación cíclica de vapor (CSS) Consiste en estimular los pozos de productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. Se pueden elevar los factores de recuperación de 20 a 40% El vapor bombeado dentro de los pozos inyectores calienta el petróleo viscoso, el cual es luego será producido por los pozos productores Los pozos inyectores y productores pueden ser verticales u horizontales El factor de recuperación puede llegar al 80%

40 CCs

41 Método de recuperación termal
Desplazamiento por vapor de agua. Es un proceso de pozos múltiples Este método permite la recuperación de hasta un 40% pero requiere una buena movilidad entre los pozos para inyectar el vapor a regímenes especiales. Este método es aplicado en el campo Duri en Indonesia, el campo de Kern River en California y el campo de Pikes Peak en Lloydminster Canadá

42 Método de recuperación termal
Drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) Funciona para petróleos extrapesados Se perfora un par de pozos horizontales paralelos, situándose un pozo 5 a 7 m por encima del otro El vapor inyectado en el pozo superior calienta el petróleo pesado, reduciendo su viscosidad La comunicación inicial se establece entre el inyector y el productor mediante inyección de vapor, vapor cíclico o inyección de solvente. El factor de recuperación es del 50 a 70% Fuente:

43 Sagd Proyecto piloto SAGD de Total E&P Canadá, con un par de pozos horizontales productor-inyector SAGD y tres pozos de observación para registrar las temperaturas en la región inyector-productor

44 SAGD Método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Se perforan 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

45 Método de recuperación termal
La combustión en sitio o fireflooding es un método de movilización de petróleo de alta viscosidad Es un proceso de pozos múltiples en el que un frente de combustión iniciado en un pozo de inyección de aire se propaga hasta un pozo de producción. Quema parte del petróleo y el calor reduce suficientemente la viscosidad del resto como para posibilitar la producción. La combustión mejora el petróleo mediante el craqueo, o separación de las moléculas pequeñas respecto a las grandes. Se utiliza en pozos verticales Recuperación del 30% Es un proceso inestable, sin embrago en Rumania en el campo Suplacu de Barcan funciona desde el año 1964

46 Método de recuperación termal
Toe-to-Heel THAI una marca registrada por Archon Technologies Ltd. Genera calor en sitio en lugar de inyectarlo desde la superficie THAI promete un 70 a 80% de recuperación para la faja petrolífera del Orinoco Combina una configuración especial de pozo vertical y horizontal

47 Método de recuperación termal
THAI/CAPRI Es simplemente THAI mas un catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción Se utilizan pozos horizontales 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 subsuelo elimina el problema de la combustión en sitio tradicional, ya que puede controlar el movimiento de la cámara de combustión La recuperación esperada es del 80% Resultados en el laboratorio demuestran que solo usando THAI se transforma el crudo de 10ºAPI en un crudo de 19ºAPI

48 Método de recuperación termal
Beneficios THAI vs SAGD Ambientales Mínima cantidad de agua en uso Mínimo de consumo de gas natural 85% menos de agua producida, calidad industrial Recuperación de calor para generar electricidad Petróleo mejorado elimina la necesidad de diluyentes 34% menos de CO2 vs SAGD Alta recuperación de recursos: 70-80% para THAI, 40-60% para SAGD Mejoramiento económico - $/bbl Reformulación de la calidad del petróleo ~$3.20 Ahorros en el costo de gas combustible ~$6.00 Ahorro en el costo de los diluentes ~$3.60 Asume un mejoramiento de 8ºAPI a un costo de ~C$0.40 per grado API Asume ~C$6.00/mcf precio en cabezal de pozo y ningún crédito por generación de electricidad (~ valor de C$2.00/bbl) Asume WTI US$25/bbl

49 Selección de un método de recuperación
Requiere un estudio un estudio general que incorpore diversos factores Propiedades del fluido, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de la superficie. También debe considerar las soluciones de compromiso entre factores tales como reservas, regímenes de recuperación esperados y tasas de producción.

50 SOR El crecimiento proyectado para la producción del campo requiere muy buen manejo del calor, o la utilización del vapor de la forma más eficiente. La relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) es un factor importante cuando se evalúa la eficiencia de la recuperación. La relación SOR se define como el número de barriles de vapor requerido para producir un barril de petróleo. La relación SOR y el costo asociado con la generación de vapor afectan directamente la rentabilidad del proyecto. Cuando el precio del gas, el combustible requerido para la generación de vapor, es demasiado alto, y el precio de petróleo pesado es bajo, las operaciones de inyección de vapor se ven restringidas.

51 Matriz de sensibilidad
Cuantifica la sensibilidad de cada método de recuperación a los factores de producción, subsuelo, superficie y costos.

52 Faja petrolífera del Orinoco
Al inicio de la producción de la FPO, se estimó un factor de recobro de 5% sin usar calentamiento para influenciar la viscosidad, lo que no fue rentable económicamente, por lo que la FPO debió esperar para poder ser puesta en producción. Los crudos de la faja poseen una ventaja, y es que su viscosidad es baja en comparación con otros crudos pesados con densidad similar, razón por la cual, fue posible bombear crudo desde el yacimiento, obteniendo producciones de unos cientos de barriles sin métodos térmicos Fuente:

53 Faja petrolífera del Orinoco
Factores que hicieron rentable la producción de crudo pesado en el Orinoco: Incorporación de nuevas tecnologías Área de perforación: el uso de pozos horizontales se obtenía mayores flujos con un menor diferencial de presión y un minimización de la producción de arena La evolución de las bombas de cavidad progresiva (BCP) y las bombas eléctricas sumergibles (BES) El paso mas significativo fue la evolución de pozos horizontales a pozos multilaterales

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55 Bibliografía http://www.ctg21.com/documents/m ultifásico
yacimientos.blogspot.com petroleo.blogspot.com