Tecnica para el tratado de petróleo pesado

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Para principios de la década de los años 1900, se dio lugar a los avances de técnicas empleadas para producir yacimientos de petróleo pesado.
La mayoría de los operadores tratan de producir la mayor cantidad de petróleo posible utilizando métodos de recuperación primaria; etapa denominada de producción en frío y a temperatura de yacimiento.
Los factores de recuperación típicos para la producción en frío varían de 1 a 10%. Dependiendo de las propiedades del petróleo, la producción en frío con levantamiento artificial, incluyendo la inyección de un petróleo liviano, o diluyente, para disminuir la viscosidad puede resultar exitosa. Aunque muchos yacimientos producen más eficientemente con pozos horizontales. En algunos casos, se prefiere un plan de producción fomentando la producción de arena junto con la de petróleo. La elección de la estrategia óptima de producción en frío requiere una comprensión de las propiedades del fluido y del yacimiento, así como de la física de la producción.
Una vez que la producción en frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la recuperación asistida termalmente. Aquí también, se dispone de varios métodos.
La técnica de inyección cíclica de vapor la cual consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. La inyección cíclica de vapor puede elevar los factores de recuperación de 20 a 40%.
En los yacimientos con inyección de vapor, el vapor bombeado dentro de pozos inyectores calienta el petróleo viscoso, el cual es producido por los pozos productores. Los pozos inyectores y productores pueden ser verticales u horizontales. El emplazamiento del pozo y los programas de inyección dependen de las propiedades del fluido y del yacimiento. En algunas operaciones de inyección de vapor de agua, los factores de recuperación pueden alcanzar el 80%.
Para los productores de petróleo dedicados a la recuperación de petróleo pesado, el emprendimiento requiere una inversión de largo plazo. La alta viscosidad del petróleo pesado aumenta las dificultades de transporte y de obtención de productos comerciables, requiere técnicas de refinamientos especiales y por ende más costosas. El valor de la tecnología depende de su habilidad para reducir el costo total. Debido a que la mayoría de los campos de petróleo pesado son someros, los costos de perforación no han constituido el factor dominante, pero el uso creciente de pozos horizontales y multilaterales complejos está introduciendo algunos costos en esta etapa del desarrollo. El costo primario reside típicamente en la energía necesaria para generar e inyectar el vapor requerido para movilizar los petróleos viscosos. En muchos casos, estos costos operativos están proyectados para continuar por 80 años o más.
Cada región posee petróleo con diferentes propiedades físicas y se halla en una etapa diferente del proceso de maduración, de modo que cada una utiliza diferentes técnicas de desarrollo y de producción.


Escenarios ideales y reales para el movimiento del vapor inyectado. Idealmente (izquierda), el vapor se eleva desde los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) en el pozo inyector hasta que alcanza una barrera impermeable, luego se distribuye lateralmente hacia los pozos productores hasta que irrumpe en los mismos. Después, el volumen de vapor se desplaza hacia abajo a medida que el petróleo es producido por drenaje gravitacional. Más comúnmente
(derecha), las complejidades del yacimiento y del pozo causan que el vapor viaje a lo largo de trayectorias desconocidas. Estas complejidades incluyen barreras discontinuas de limolita, que permiten contactos entre las areniscas, las cuales actúan como conductos a zonas productivas superiores; tareas de cementación inadecuadas y aislamiento zonal incompleto; el influjo de agua, que requiere altos volúmenes de vapor para elevar la temperatura; y el contacto con areniscas llenas de aire, que provocan altas pérdidas de calor.

Referencia:

https://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish02/win02/p32_55.pdf