NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

El Fracking (FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO).

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). 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. Esquema de la técnica Fracking.

El “Fracking” es, en general aunque no en exclusiva, la técnica adecuada para aumentar la producción de estos pozos mediante un incrementado de la permeabilidad.

Equipos usados en el Fracturamiento Hidráulico

Con el fin de llevar a cabo las operaciones de fracturación hidráulica se deben introducir en el pozo una serie de fluidos que son bombeados a la tubería o “casing” de producción del pozo a alta presión. Cabe señalar que, en general, es necesario que el “casing” de producción esté instalado y cementado y que sea capaz de soportar la presión que va a ser sometido a durante las operaciones de fractura hidráulica. Una vez cumplido este requisito comienza la operación de fractura hidráulica que requiere de una gran cantidad de fluidos, soportantes, aditivos y equipos mecánicos para su realización de forma segura y precisa (Figura).

Los materiales y equipos imprescindibles para su realización se detallan a continuación.

UFigura. Equipos empleados en superficie para la fracturación hidráulica.

Equipos de Superficie:

Bombas para fracturamiento

La potencia necesaria para que cualquier sistema de bombeo introduzca los fluidos y productos al pozo la suministra la denominada bomba de fractura o “Frac Pump”. El conjunto más usado en el “Fracking” es la bomba SPF-343 (3 unidades de bombeo una de 20000 HP y dos de 15000 HP).

“Blender” (mezclador)

El “blender” o mezclador es literalmente el “corazón” de la operación de fractura. Los productos de fractura son mezclados en este equipo antes de ser bombeados al pozo.

“Manifolds” (Colectores) de succión

Los “manifolds” de succión incluyen: el “manifold” incorporado al tanque de fracturamiento, el “manifold” de succión común, el “manifold” del tanque de lodos y el “manifold” de descarga.

  1. Manifold incorporado al tanque de Fractura: La mayoría de lostanques de fractura están equipados con un mínimo de cuatro conexiones de 4” y una válvula mariposa de 12” entre el tanque y las conexiones. Para un trabajo en el que intervengan múltiples tanques, algunos tanques de fractura se pueden conectar entre ellos con mangueras cortas flexibles para formar un “manifold” de succión común.
  2. Manifold de descarga: Esta unidad se interconecta con acoplamientos y consta de 4 componentes principales: el “manifold” del “blender”, la tubería de conexión, el “manifold” de succión de la bomba y el de descarga de la bomba. Este último “manifold” posee un cabezal de descarga al “blender” principal, al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para descargar. Dentro de un circuito cerrado de fluidos. 

Tanques de almacenaje de fluidos

En las operaciones de “Fracking” emplean distintos tipos y tamaños de tanques para almacenaje de fluidos. 

Mangueras

Se suelen emplear mangueras flexibles de goma tanto para succión como para descarga que se utilizan para enviar los fluidos desde su lugar de almacenaje al equipo de mezcla de aditivos o equipos de bombeo.

“Frac Head” o Cabezal de fractura

Es la conexión al pozo y permite la unión del equipo de fractura al pozo.En la Figura, puede verse una imagen de los equipos de superficie empleados en la fractura hidráulica y el cabezal de fractura en una operación de “Fracking”.

 Figura. Equipos de superficie y cabeza de pozo durante la realización de una fractura hidráulica.

Equipos de Subsuelo:

“Packer” (obturador o empacador)

Para aislar la formación a fracturar se utilizan herramientas especiales de fondo de pozo: “packers” y tapones. Aparte de detalles mecánicos, la diferencia fundamental entre ellos está en que a través del “packer” (Figura) debe haber paso (empaque superior) mientras que el tapón debe ser ciego (empaque inferior). La acción de los “packers” evita el movimiento vertical de los fluidos por el espacio anular y aísla la parte superior del pozo de la presión de trabajo (presión de inyección de los fluidos)durante la operación de fractura.

Figura. Esquema de uso de los empacadores y su empleo en la fractura hidráulica. Elaborado a partir de distintas fuentes

Fluidos; tipo, composición y etapas de inyección

El proceso de fractura del reservorio se realiza bombeando distintos tipos de fluidos previamente preparados.

Los principales tipos son:

“Pad”o colchón

Constituye el mayor volumen de fluido bombeado. Su misión es iniciar o producir la 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 los Fluidos usados en el “Fracking”

El fluido 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, se resume una composición “típica” de un fluido de fracturación.

Figura. Composición de los Fluidos usando en el Fracking.

Etapas de Inyección de Fluidos.

La ejecución de fractura consta de diferentes etapas de inyección de fluido, que a continuación se detallan:
  • ” AcidStage”, pre colchón o lavado inicial

Se bombea agua dulce a las tuberías de fracturamiento, para limpiar cualquier impureza presente, el proceso se completa con un tratamiento con ácido clorhídrico para limpiar el cemento del pozo.

  • “Pad” o colchón

En esta fase se bombea el mayor volumen de fluidos de los involucrados en todas las operaciones de “Fracking”. El objetivo es producir la fractura y abrirla lo suficiente para que en una fase posterior de la operación pueda ingresar el agente soportante. En este fluido se añade reductores de fricción y estabilizadores de arcillas.

  • “PropSequence” o “Slurrystage” / Fluido con sustentate o Lechada.

Se inyecta el fluido de fractura cargado de agente soportante que actuará como agente de sostén evitando el cierre de la fractura, pero permitiendo el paso de fluidos. El procedimiento se basa en un incremento de la concentración fluido de relleno al que se añade el material soportante hasta el final del tratamiento.

  • “Flush” o lavado final

Una vez que el agente soportante está introducido en las fracturas se procede a un lavado o “flush” Su objetivo es desplazar la suspensión desde el pozo hasta la punta de la fractura. Por ello, es importante verificar que no exista un desplazamiento exagerado del fluido, ya que podría causar un estrangulamiento de la fractura y esto ocasionará una disipación de la presión de fracturamiento y el cierre de la misma. Es decir en este paso se elimina cualquier residuo de soportante que no esté en la formación y lo desplaza hacia la misma pero sin desplazar el soportante previamente introducido en las fracturas.

En la Figura. Se resumen gráficamente los pasos de una operación de fracturamiento hidráulico.

Figura. Resumen de los pasos del Fracking.

Proceso THAI (Toe to Hell 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.

Fundamentos del proceso

La tecnología THAI hace uso de un pozo vertical de inyección de aire, con uno de producción horizontal. Integrando tecnologías ya existentes, proporciona la oportunidad de crear un cambio de ritmo en el desarrollo de los recursos de crudos pesados y extrapesados a nivel mundial.

Durante el proceso, se forma un frente de combustión, generando calor, lo que reduce la viscosidad del crudo mejorando su movilidad y al mismo tiempo, se craquean los componentes de alto peso molecular e inmóviles para generar productos móviles, menos densos y de menor viscosidad.

A medida que avanza el frente de combustión, el petróleo calentado es producido de forma gravitacional hacia el pozo productor, de esta manera el frente de combustión barre el yacimiento de forma muy eficiente, obteniendo un estimado del factor de recobro del 80% de petróleo original es sitio (POES).

Con la finalidad de lograr un óptimo desarrollo del proceso THAI, el pozos vertical debe estar ubicado buzamiento arriba en el yacimiento y los horizontales en las zonas relativamente bajas.

 Figura. Representación del Proceso THAI.

Equipos de Superficie

Entre algunos de los equipos de superficie que se deben utilizar en un proceso de THAI se pueden mencionar:
  1. Planta compresora.
  2. Centro de control.
  3. Planta de tratamiento.
  4. Separadores.

Etapas del Proceso THAI

Puesta en Marcha

En la puesta en marcha, tanto el pozo horizontal como el pozo vertical son precalentados con vapor durante un periodo de tiempo (3 meses) a fin de mejorar la movilidad alrededor del pozo vertical (inyector) y facilitar la inyección de aire. Después de estos tres primeros meses se detiene la inyección de vapor y se empieza a inyectar aire por el pozo vertical para iniciar la combustión y mantenerla.
Zona de Coque

El area roja muestra donde están siendo depositadas las fracciones pesadas (coque) en el yacimiento. El coque es el combustible para el proceso, el cual se obtiene a traves de la quema de aproximadamente un 10% del crudo en sitio. Este coque es depositado entre la base del yacimiento y el frente de combustión.

Petróleo MovilizadoEl área verde es donde la saturación de petróleo ha sido reducida en 80% hasta un 50%, mostrando que el mismo se ha movido desde la zona dentro del pozo horizontal.

Figura. Diagrama de la etapa de crudo movilizado.

Combustión

Se inyecta aire dentro del yacimiento, auto encendiendo el petróleo y se crea una zona de combustión de alta temperatura (400-700 °C).

El fluido inyectado caliente entra en contacto con el crudo frío en frente de la zona de combustión causando el adelgazamiento de las fracciones de crudo para movilizarlas y las fracciones pesadas son en parte utilizadas para generar el coque.

El crudo liviano y el agua del yacimiento vaporizada son barridos dentro del pozo horizontal hasta la superficie. El frente de combustión se mueve a razón de veintitrés centímetros por día (23 cm/día) o cien metros por año (100 m/año).

Estado de Equilibrio

Mientras continua la inyección de aire, el frente de drenaje de crudo aumenta hasta llegar al borde de la zona modelada. En este momento, se establece un banco de aire continuo y se espera que la producción se estabilice.

En el estado de equilibrio, la forma del frente de drenaje de petróleo es constante, lo que permite controlar el flujo de oxígeno y garantizar que predomine el proceso de oxidación a altas temperaturas.

Figura. Diagrama representativo del estado de equilibrio.

Estado Final

La parte delantera del volumen de drenaje ha alcanzado ahora el talón (Heel) del pozo horizontal. El yacimiento ya está precalentado y el proceso puede continuar en esta fase del estado de equilibrio a las tasas de producción máximas. La región detrás del frente encendido es ahora barrido de crudo, demostrando porque se esperan altos factores de recobro con el proceso THAI.

Figura. Diagrama de Estado Final.

Criterios para la aplicación de THAI

  1. El yacimiento debe ser lo más uniforme posible.
  2. Crudo con alto contenido de componentes pesados.
  3. Crudos con cierto porcentaje de asfáltenos.
  4. El espesor de la arena debe estar entre 8 y 100 pies.
  5. La gravedad del crudo debe ser de 8 a 25 °API.
  6. Se recomienda que la profundidad se encuentre entre 3000 y 5000 pies.
  7. Presencia de gas libre es perjudicial.

Ventajas del Proceso THAI

  1. Proceso de combustion a corta distancia.
  2. El estimado de recuperacion de recursos es de un 70-80%.
  3. Mejor control sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente.
  4. No hay segregacion gravitacional de aire o adedamiento.
  5. Obtención de agua de mejor calidad durante el proceso de producción.
  6. Mejoramiento del crudo hasta un incremento de 10 °API, por ende se requiere de menor refinación.
  7. Reducción de diluente requerido para transportar el crudo, debido a la disminucion de la viscosidad del mismo.
  8. El combustible para mantener la combustion es el coque resultante del craqueo.
  9. Los pozos así como las instalaciones de superficies son convencionales.
  10. El agua y el gas natural se utilizan solo durante los primeros 3 meses para generar el vapor que se inyecta, para el resto de la vida del pozo, no se utilizan los fluidos, con lo cual se puede reducir en un 22% las emisiones de dioxido de carbono (CO2), y reducir significativamente el impacto ambiental.

Desventajas del Proceso THAI

  1. Temperaturas extremadamente altas, lo que conduce a que equipos tales como revestidores y cabezales de pozo tengan que resistir el calor.
  2. Cambios en la composición de crudo producido, pudiendo perder características importantes, lo que haría difícil el proceso de refinación.
  3. Los remanentes de coque quemado pueden sellar el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión.
  4. Severa corrosión en los equipos de subsuelo en caso de realizarse el proceso en modalidad de combustión húmeda, debido a la presencia de agua, CO2, como gas proveniente del proceso de combustión las altas temperaturas manejadas en el proceso.

Proceso THAI/CAPRI

El método THAI/CAPRI es una variación del proceso THAI desarrollada en conjunto entre el Petroleum Recovery Insitute y la Universidad de Bath, en Inglaterra. Actualmente es propiedad intelectual de Petrobank, compañía canadiense que sigue trabajando para adelantar dicha tecnología.

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.

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) con un catalizador de fondo

La idea que sustenta a THAI/CAPRI 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.

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 finales de 40cp. El catalizador utilizado puede ser de desecho de refinería, por lo que es de muy bajo costo.

En primer lugar, los operadores encienden un fuego que se elimina junto con el 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. Al bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un calor inmenso dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo, cuya gravedad entonces hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. Cuando el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el pozo, ocurre el mejoramiento adicional del mismo, debido a que productos no deseados como azufre, asfáltenos y metales pesados son separados. Finalmente, el gas producido a partir de la combustión facilita el ascenso del crudo hasta la superficie.

El proceso THAI/CAPRI podría eliminar la necesidad de mejoradores como los del Complejo José en el Estado Anzoategui. Resultados de laboratorio demuestran que sólo usando THAI se transforma un crudo de 11 °API a uno de 19°. Al aplicar CAPRI se puede aumentar este valor hasta 26 °API, produciendose un crudo mejorado en sitio de muy alta calidad, que ofrece potenciales mejoras en uanto al transporte y la refinacion, y por ende económicas, lo cual no pidría realizarse a través de otros métodos de recuperación mejorada.

Figura. Representación del Proceso THAI/CAPRI.

La Figura muestra una sección abierta de la parte horizontal del pozo donde se aprecia el catalizador (sólido) que es el encargado de entre otras cosas de incrementar la calidad del crudo como anteriormente se ha mencionado. Es simplemente THAI más un catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción.

Figura. Sección transversal de tubería con empacamiento de catalizador.

Ventajas:

  1. Se estima una recuperación de hasta el 80% según cálculos. 
  2. Se disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento. 
  3. Se puede mejorar la gravedad API de 11º hasta 26º. 
  4. Permite un ahorro considerable en los precios de refinación.
  5. No deteriora el medio ambiente. 
  6. En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor. 
  7. La disposición de THAI/CAPRI evita los principales problemas asociados con la inyección de aire de larga distancia de desplazamiento. 

Desventajas:

  1. Un problema con Thai/Capri podría ser sus temperaturas extremadamente altas.
  2. Con este proceso se cambia la composición del crudo producido, pudiendo perder características importantes, lo que haría más difícil o imposible la refinación.

Comparación de THAI y la Combustión en Sitio

De acuerdo a sus desarrolladores, una de las ventajas del proceso THAI con respecto a la Combustión en Sitio tradicional es preservar el mejoramiento térmico logrado por craqueo y destilación, ya que los fluidos movilizados se desplazan directamente hacia el pozo horizontal, evitando pasar por las regiones más frías del yacimiento.

Existen otras diferencias entre ambos procesos, las cuales se enuncian en la siguiente tabla:

Comparación de THAI y el SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage)

Existen diversas diferencias tanto ambientales como económicas entre los procesos térmicos THAI y SAGD, las cuales se puntualizan en la siguiente tabla:

Recuperación Asistida por Bacterias

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 movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio.

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:
  1. Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua mediante biosurfactantes y biopolímeros.
  2. Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como el metano y el CO2.
  3. Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes orgánicos en la fase petróleo.
  4. Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en reservorios calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.
  5. 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.
  6. 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.
  7. 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.

Ventajas Económicas y Operativas

  1. Los microorganismos y nutrientes inyectados son baratos, fáciles de obtener y manejar en el campo.
  2. El MEOR es económicamente atractivo en campos productores marginales.
  3. El costo del fluido inyectado no depende del precio del petróleo.
  4. Generalmente, la implementación de este proceso necesita sólo pequeñas modificaciones en las facilidades existentes de producción, lo cual reduce el costo de inversión.
  5. El método es fácil de aplicar con equipamiento de producción convencional.
  6. El MEOR es menos costoso de implementar y más sencillo de monitorear que cualquier otra técnica de recuperación asistida (EOR).
  7. Los productos del proceso de MEOR son todos biodegradables y no se acumulan en el ambiente.

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.

En estos momentos, el costo del nutriente reportado en la literatura es de aproximadamente $100/ton

Criterios de selección de reservorios candidatos para MEOR

Proceso Toe to Heel Steam Flood (THSF, por la sigla en inglés).

Proceso Punta hasta el talón de inundación de vapor

Es una novedosa técnica de recuperación mejorada de crudo pesado. Esta hace parte de las tecnologías Toe to Heel, las cuales aprovechan las grandes áreas de drenaje de los pozos horizontales. El THSF utiliza un par de pozos para la explotación del petróleo, uno vertical para inyectar vapor de manera continua y uno horizontal, que permite la producción de crudo junto con agua caliente resultante de la condensación del vapor inyectado. Debido a las características de la configuración de pozos, el factor de recobro obtenido tras la aplicación del proceso es significativamente alto. Además, se obtiene una respuesta casi inmediata en el incremento de la producción de petróleo usando una baja relación entre el vapor requerido y el crudo producido.La técnica THSF, mostrada en la Figura, 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 aceite móvil. Entonces, en este proceso es necesario propagar vapor en frente del banco de aceite pesado, para producir luego por el pozo horizontal.

La aplicación de las técnicas toe toheel disminuye el tiempo de respuesta del proceso de recobro por la cercanía del pozo productor con el inyector. Además, es menor la distancia entre el frente de inyección del fluido de interés y el pozo productor. También se acorta la distancia que deben recorrer los fluidos que serán producidos, logrando un barrido uniforme y el incremento en el factor de recobro.

Factores que afectan el proceso THSF

  1. 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.
  2. 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. Por lo tanto, es necesario identificarlas y evitar su contacto. 
  3. Tasas, presiones y calidad de inyección del vapor. Las condiciones operacionales de un proceso de inyección de vapor son cruciales al momento de evidenciar los resultados de este. 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. 
  4. 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.

Desventajas del proceso THSF

  • La principal limitación del uso del vapor es que una fracción muy grande del petróleoqueda inmóvil. Este petróleo residual solo puede ser móvil por craqueo térmico a altas temperaturas (>500ºC) tal como ocurre en un proceso THAI. 
  • 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. Esto es por la necesidad de obtener un ángulo de inclinación hacia adelante del frente térmico. Este ángulo de inclinación se obtiene muy fácilmente en el proceso THAI debido a la gran diferencia de densidades entre el aire y el petróleo.

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, GRACIAS!!!!

 

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