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La importancia del petróleo pesado

Hussein AlboudwarejJoao (John) FelixShawn TaylorEdmonton, Alberta, Canadá

Rob BadryChad BremnerBrent BroughCraig SkeatesCalgary, Alberta

Andy BakerDaniel PalmerKatherine PattisonAnchorage, Alaska, EUA

Mohamed BeshryPaul KrawchukTotal E&P CanadaCalgary, Alberta

George BrownSouthampton, Inglaterra

Rodrigo CalvoJesús Alberto Cañas TrianaMacaé, Brasil

Roy HathcockKyle KoernerDevon EnergyHouston, Texas, EUA

Trevor HughesCambridge, Inglaterra

Dibyatanu KunduBombay, India

Jorge López de CárdenasHouston, Texas

Chris WestBP Exploration (Alaska) Inc.Anchorage, Alaska

La merma del suministro de petróleo, los altos precios de la energía y la necesidad

de restituir las reservas, están incentivando a las compañías petroleras a invertir en

yacimientos de petróleo pesado. Los petróleos pesados y viscosos presentan desa fíos

en el análisis de fluidos y obstáculos para la recuperación, que están siendo

superados con la nueva tecnología y las modificaciones de los métodos desarro lla dos

para los petróleos convencionales.

La mayor parte de los recursos de petróleo delmundo corresponde a hidrocarburos viscosos ypesados, que son difíciles y caros de producir yrefinar. Por lo general, mientras más pesado odenso es el petróleo crudo, menor es su valoreconómico. Las fracciones de crudo más livianasy menos densas, derivadas del proceso de desti-lación simple, son las más valiosas. Los crudospesados tienden a poseer mayores concentracio-nes de metales y otros elementos, lo que exigemás esfuerzos y erogaciones para la extracciónde productos utilizables y la disposición final delos residuos.

Con la gran demanda y los altos precios delpetróleo, y estando en declinación la producciónde la mayoría de los yacimientos de petróleoconvencionales , la atención de la industria en

muchos lugares del mundo se está desplazandohacia la explotación de petróleo pesado. El petró-leo pesado se define como petróleo con 22.3°APIo menor densidad.1 Los petróleos de 10°API omenor densidad se conocen como extrapesados,ultrapesados o superpesados porque son másdensos que el agua. Comparativamente, lospetróleos convencionales, tales como el crudoBrent o West Texas Intermediate, poseen densi-dades que oscilan entre 38° y 40°API.

Si bien la densidad del petróleo es importantepara evaluar el valor del recurso y estimar el ren-dimiento y los costos de refinación, la propiedaddel fluido que más afecta la producibilidad y larecuperación es la viscosidad del petróleo.Cuanto más viscoso es el petróleo, más difícilresulta producirlo. No existe ninguna relación

> Total de reservas de petróleo del mundo. El petróleo pesado, el petróleoextrapesado y el bitumen conforman aproximadamente un 70% de losrecursos de petróleo totales del mundo, que oscilan entre 9 y 13 trillonesde barriles.

Petróleo convencional30%

Petróleo pesado15%

Arenas petrolíferas y bitumen30%

Petróleo extrapesado25%

Total de reservas de petróleo del mundo

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Cosan Ayan, Yakarta, Indonesia; Hany Banna,Bombay, India; Teresa Barron, Syncrude Canada Ltd., FortMcMurray, Alberta, Canadá; Celine Bellehumeur, JonathanBryan y Apostolos Kantzas, Universidad de Calgary,Alberta; Sheila Dubey, Shell Global Solutions (US), Houston;Maurice Dusseault, Universidad de Waterloo, Ontario,Canadá; Joelle Fay, Gatwick, Inglaterra; Abul Jamaluddin,Rosharon, Texas; Robert Kleinberg, Ridgefield, Connecticut,EUA; David Law y Allan Peats, Calgary; Trey Lowe, DevonEnergy Internatlional, Houston; David Morrissey y OliverMullins, Houston; y Tribor Rakela y Ricardo Vásquez, SugarLand, Texas.AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo),CMR-200 (Resonancia Magnética Combinable), DSI (generador de Imágenes Sónico Dipolar), Hotline, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT (Probador Modular de laDinámica de la Formación), PhaseTester, Platform Express,Quicksilver Probe, REDA, VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) y Vx son marcas de Schlumberger.THAI (Toe-to-Heel Air Injection) es una marca registrada deArchon Technologies Ltd.1. Para el cálculo de la densidad API se utiliza la medición

superficial de la gravedad específica del petróleodesgasificado. La fórmula que relaciona la gravedadespecífica (S.G.) a 60°F con la densidad API es DensidadAPI = (141.5/S.G.)-131.5. Conaway C: The PetroleumIndustry: A Nontechnical Guide. Tulsa: PennwellPublishing Co., 1999.

Otoño de 2006 39

estándar entre densidad y viscosidad, pero lostérminos “pesado” y “viscoso” tienden a utilizarseen forma indistinta para describir los petróleospesados, porque los petróleos pesados tienden aser más viscosos que los petróleos convenciona-les. La viscosidad de los petróleos convencionalespuede oscilar entre 1 centipoise (cP) [0.001Pa.s], la viscosidad del agua, y aproximadamente10 cP [0.01 Pa.s]. La viscosidad de los petróleospesados y extrapesados puede fluctuar entremenos de 20 cP [0.02 Pa.s] y más de 1,000,000 cP[1,000 Pa.s]. El hidrocarburo más viscoso, el bitu-men, es un sólido a temperatura ambiente y seablanda fácilmente cuando se calienta.

Como el petróleo pesado es menos valioso,más difícil de producir y más difícil de refinar quelos petróleos convencionales, surge la preguntaacerca del porqué del interés de las compañíaspetroleras en comprometer recursos para extra-erlo. La primera parte de la respuesta, que constade dos partes, es que ante la coyuntura actual,muchos yacimientos de petróleo pesado ahorapueden ser explotados en forma rentable. Lasegunda parte de la respuesta es que estos recur-sos son abundantes. El total de recursos depetróleo del mundo es de aproximadamente 9 a13 x 1012 (trillones) de barriles [1.4 a 2.1 trillonesde m3]. El petróleo convencional representa sóloun 30% aproximadamente de ese total, correspon-diendo el resto a petróleo pesado, extrapesado ybitumen (página anterior).

El petróleo pesado promete desempeñar unrol muy importante en el futuro de la industriapetrolera y muchos países están tendiendo a

incrementar su producción, revisar las esti -maciones de reservas, comprobar las nuevastecnologías e invertir en infraestructura, paraasegurarse de no dejar atrás sus recursos depetróleo pesado. Este artículo describe cómo seforman y cómo se están explotando los depósitosde hidrocarburos pesados. Los pasos importantesque han de implementarse a lo largo del caminoson la selección del método de recuperación, elanálisis de muestras de fluidos en el pozo y en ellaboratorio, las pruebas y operaciones de termi-nación de pozos, y el monitoreo del proceso derecuperación del petróleo pesado.

Formación de recursos vastosDe los 6 a 9 trillones de barriles [0.9 a 1.4 trillónde m3] de petróleo pesado, petróleo extrapesadoy bitumen que existen en el mundo, las acumula-ciones más grandes están presentes enambientes geológicos similares. Se trata dedepósitos someros súper gigantes, entrampadosen los flancos de las cuencas de antepaís. Lascuencas de antepaís son depresiones enormes,formadas a raíz del hundimiento de la cortezaterrestre durante la orogénesis. Los sedimentosmarinos de la cuenca se convierten en la rocageneradora (roca madre) de los hidrocarburos

que migran echado arriba constituyendo sedi-mentos erosionados desde las montañas reciénformadas (arriba). Los nuevos sedimentos amenudo carecen de rocas de cubierta queactúan como sello. En estos sedimentos fríos ysomeros, el hidrocarburo se biodegrada.

La biodegradación es la causa principal de laformación del petróleo pesado.2 A lo largo de lasescalas de tiempo geológico, los microorganis-mos degradan los hidrocarburos livianos e

intermedios, produciendo metano e hidrocarbu-ros pesados enriquecidos. La biodegradaciónproduce la oxidación del petróleo, reduciendo larelación gas/petróleo (GOR) e incrementando ladensidad, la acidez, la viscosidad y el contenidode azufre y de otros metales. A través de la bio-degradación, los petróleos pierden además unaimportante fracción de su masa original. Otrosmecanismos, tales como el lavado con agua y elfraccionamiento de fases, contribuyen a laformación de petróleo pesado, separando lasfracciones livianas del petróleo pesado pormedios físicos más que biológicos. Las condicio-nes óptimas para la degradación microbiana delos hidrocarburos se dan en los yacimientos depetróleo, a temperaturas inferiores a 80°C[176°F]; el proceso se limita por lo tanto a losyacimientos someros, situados a una profundi-dad de aproximadamente 4 km [2.5 millas].

La acumulación de petróleo individual másgrande que se conoce es la faja de petróleopesado del Orinoco, en Venezuela, con 1.2 trillónde barriles [190,000 millones de m3] de petróleoextrapesado de 6 a 12°API. Las acumulacionescombinadas de petróleo extrapesado de lacuenca del oeste de Canadá, en Alberta, totali-zan 1.7 trillón de bbl [270,000 millones de m3].Las fuentes de estos petróleos no se conocentotalmente pero existe acuerdo, en ambos casos,

en cuanto a que provienen de petróleos marinosseveramente biodegradados. Los 5.3 trillones debarriles [842,000 millones de m3] de todos losdepósitos del oeste de Canadá y del este deVenezuela representan los restos degradados delos que alguna vez fueron probablemente 18 tri-llones de barriles [2.9 trillones de m3] depetróleos más livianos.3

En cualquier ambiente depositacional, lacombinación correcta de agua, temperatura ymicrobios, puede producir la degradación y laformación del petróleo pesado. Las acumulacio-nes de brea existen en muchos yacimientos,cerca del contacto agua-petróleo, donde las con-diciones conducen a la actividad microbiana. Elambiente depositacional, la composición delpetróleo original, el grado en que ha sido biode-gradado, el influjo o la carga de petróleos máslivianos y las condiciones de presión y tempera-tura finales hacen que cada yacimiento depetróleo pesado sea único, por lo que todosrequieren métodos de recuperación diferentes.

Métodos de recuperaciónLos métodos de recuperación de petróleo pesadose dividen en dos tipos principales, según la tem-peratura. Esto se debe a que la propiedad clavedel fluido, es decir la viscosidad, depende signi -ficativamente de la temperatura; cuando se

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> Relación entre la viscosidad y la temperaturade los petróleos pesados. Cada petróleo pesado,pe tróleo extrapesado y bitumen posee su propiarelación de temperatura-viscosidad, pero todossiguen esta tendencia, reduciéndose la visco si -dad al aumentar la temperatura.

Visc

osid

ad, c

P

10,000,000

1,000,000

100,000

10,000

1,000

100

10

1

Temperatura, °C

0 50 100 150 200 250 300

> Ambiente geológico de uno de los depósitos de petróleo pesado más grandes del mundo. Durante losepisodios de orogénesis se forman las cuencas de antepaís frente a la cadena de montañas por hundi -miento de la corteza terrestre. Los sedimentos marinos de la cuenca (púrpura) se convierten en la rocageneradora (roca madre) de los hidrocarburos (marrón oscuro) que migran echado arriba, constituyendolos sedimentos (naranja) erosionados desde las montañas recién formadas. Los microbios presentes enestos sedimentos relativamente fríos biodegradan el petróleo, formando petróleo pesado y bitumen.Donde la sobrecubierta tiene menos de 50 m [164 pies], el bitumen puede ser explotado a cielo abierto.

3,000

2,000

1,000

–3,000

–4,000

–2,000

–1,000

Altura, m

Nivel del mar 0Petróleo

y gasPetróleo

y gasAusencia de

petróleo o gas

2,800 mdebajo del nivel del mar

Ausencia depetróleo o gas

“Basamento”precámbrico

Arenas petrolíferasy depósitos de

petróleo pesado

Fort McMurrayCalgaryBanff

Columbia Británica Alberta Saskatchewan

Petróleoy gas

Sedimentos clásticos más modernos (areniscas y lutitas)

Sedimentos carbonatados más antiguos (calizas y dolomías)

Rocas cristalinas antiguas (granitos)

Cuenca sedimentaria del oeste de Canadá

Otoño de 2006 41

calientan, los petróleos pesados se vuelvenmenos viscosos (página anterior). Los métodosde producción en frío—aquellos que no requie-ren el agregado de calor—pueden ser utilizadoscuando la viscosidad del petróleo pesado en con-diciones de yacimiento es lo suficientementebaja como para permitir que el petróleo fluya aregímenes económicos. Los métodos asistidostermalmente se utilizan cuando el petróleo debeser calentado para fluir.

El método original de recuperación de petró-leo pesado en frío es la minería. Gran parte de laexplotación de petróleo pesado por el método deminería tiene lugar en las minas a cielo abiertode Canadá, pero también se ha recuperado petró-leo pesado por minería subterránea en Rusia.4 Elmétodo a cielo abierto es útil sólo en Canadá,donde el acceso desde la superficie y el volumende los depósitos de arenas petrolíferas someras—estimado en 28,000 millones de m3 [176,000millones de barriles]—lo vuelven económico.5

Las arenas petrolíferas canadienses se recu-peran mediante operaciones con camiones yexcavadoras y luego son transportadas a lasplantas de procesamiento, donde el agua ca -liente separa el bitumen de la arena (izquierda).El bitumen se diluye con los hidrocarburos máslivianos y se mejora para formar crudo sintético.Después de la aplicación del método de minería,la tierra se rellena y se sanea. Una de las venta-jas del método es que recupera alrededor de un80% del hidrocarburo. No obstante, desde lasuperficie sólo se puede acceder a un 20% de lasreservas aproximadamente, o a aquellas que seencuentran a una profundidad de unos 75 m[246 pies]. En el año 2005, la producción de

bitumen de Canadá alcanzó 175,000 m3/d[1.1 millón de bbl/d] y se espera que aumente a472,000 m3/d [3 millones de bbl/d] para el año2015.6

Algunos petróleos pesados pueden ser produ-cidos a partir de pozos, por producción primariaen frío. Gran parte del petróleo de la faja depetróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, estásiendo recuperado actualmente mediante pro-ducción en frío, tal es el caso de los yacimientosde las áreas marinas de Brasil.7 Se perforanpozos horizontales y multilaterales para contac-tar la mayor parte del yacimiento posible.8 Seinyectan diluyentes, tales como la nafta, parareducir la viscosidad del fluido y, mediante elempleo de tecnología de levantamiento ar ti fi cial ,tal como los sistemas de bombeo electrosumergi-bles (ESP) y los sistemas de bombeo de cavidadprogresiva (PCP), se llevan los hidrocarburos ala superficie para ser transportados hasta unaunidad de mejoramiento.9 Una de las ventajasdel método es su menor inversión de capital conrespecto a las técnicas asistidas termalmente,pero el factor de recuperación también es bajo;entre 6 y 12%. Otra de sus ventajas es el incre-mento de la viscosidad del fluido que surge conla formación de emulsiones de petróleo-agua,causadas por el proceso de mezcla y cizalladuraque tiene lugar en los sistemas de bombeo y enlos tubulares.

La producción de petróleo pesado en frío conarena (CHOPS) es otro método de producciónprimaria de aplicabilidad en numerosos yaci-mientos de petróleo pesado. En cientos decampos petroleros de Canadá, se producearena—hasta un 10% de “corte de arena” en

2. Head IM, Jones DM y Larter SR: “Biological Activity inthe Deep Subsurface and the Origin of Heavy Oil,”Nature 426, no. 6964 (20 de noviembre de 2003): 344–352.

3. Meyer RF: “Natural Bitumen and Extra-Heavy Oil,” WorldEnergy Council Survey of Energy Resources,www.worldenergy.org/wec-geis/publications/reports/ser/zbitumen/bitumen.asp (Se accedió el 1 de junio de2006).

4. Cámara de Recursos de Alberta: “Oil Sands TechnologyRoadmap: Unlocking the Potential,” http://www.acr-alberta.com/Projects/Oil_Sands_Technology_Roadmap/OSTR_report.pdf (Seaccedió el 24 de junio de 2006).Meyerhoff AA y Meyer RF: “Geology of Heavy Crude Oiland Natural Bitumen in the USSR, Mongolia and China:Section I: Regional Resources,” en Meyer RF (ed):Exploration for Heavy Crude Oil and Natural Bitumen(Exploración de Petróleo Crudo Pesado y BitumenNatural). AAPG Studies in Geology no. 25. Tulsa: AAPG(1987):31–101.

5. Junta Nacional de Energía de Canadá: “Energy MarketAssessment, Canada’s Oil Sands: Opportunities andChallenges to 2015: An Update,” http://www.neb-one.gc.ca/energy/EnergyReports/EMAOilSandsOpportunitiesChallenges2015_2006/EMAOilSandsOpportunities2015QA2006_e.htm (Se accedió el 3de junio de 2006).

> Recuperación de bitumen a partir de arenaspe trolíferas. Cuando la sobrecubierta es de menosde 50 m, el bitumen puede explotarse desde lasuperficie. El proceso, que se muestra en lasfotografías orientadas desde arriba hacia abajo,se inicia con la recuperación de las arenaspetrolíferas mediante operaciones que empleancamiones y excavadoras. Las arenas son trans -portadas hasta las plantas de procesamientodonde el agua caliente separa el bitumen de laarena. El bitumen se diluye con los hidro carbu -ros más livianos y se mejora para formar crudosintético. Finalmente, se procede a rellenar ysanear la tierra. (Imágenes, cortesía de SyncrudeCanada Ltd).

6. Junta Nacional de Energía de Canadá, referencia 5.7. Capeleiro Pinto AC, Branco CC, de Matos JS, Vieira PM,

da Silva Guedes S, Pedroso CJ, Decnop Coelho AC yCeciliano MM: “Offshore Heavy Oil in Campos Basin: ThePetrobras Experience,” artículo OTC 15283, presentadoen la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8de mayo de 2003.

8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo SPE 69700, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Termales yPetróleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

9. Robles J: “Application of Advanced Heavy OilProduction Technologies in the Orinoco Heavy-Oil-Belt,Venezuela,” artículo SPE 69848, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Termales yPetróleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.Por mejoramiento se entiende la hidrogenación de loscrudos pesados mediante el agregado de hidrógeno. El producto del mejoramiento es el petróleo crudosintético.

volumen—junto con el petróleo (abajo). El gasque se libera del petróleo despresurizado ayudaa desestabilizar y mover los granos de arena. Elmovimiento de la arena incrementa la movilidaddel fluido y forma canales, denominados aguje-ros de gusanos, que crean una zona de altapermeabilidad creciente alrededor del pozo. Elpeso de la sobrecubierta ayuda a extrudir laarena y los líquidos. La arena y el petróleo seseparan por acción de la gravedad en la su -perficie y la arena se elimina en los estratospermeables. El método requiere sistemas debombeo multifásico que pueden manipular laarena, el petróleo, el agua y el gas, y ha sido apli-cado en yacimientos con viscosidades depetróleo oscilantes entre 50 y 15,000 cP [0.05 y15 Pa.s].10 En Canadá, la producción anual depetróleo pesado por el método CHOPS fue de700,000 bbl/d [111,230 m3] en el año 2003.

La inyección de agua es un método de recu-peración mejorada de petróleo (EOR) en frío,que ha resultado exitoso en algunos campos depetróleo pesado. Por ejemplo, los campos mari-nos situados en la plataforma continental delReino Unido utilizan el método de inyección deagua para producir petróleo de 10 a 100 cP, desdepozos horizontales largos, soportados con ceda-zos, hasta un sistema flotante de producción,almacenamiento y descarga (FPSO).11 El método

está siendo considerado para los campos cerca-nos que contienen fluidos más viscosos, pero elfactor de recuperación disminuye al aumentar laviscosidad del petróleo. Los petróleos de alta vis-cosidad causan digitación viscosa en los frentesde inyección de agua, lo que se traduce en unaeficiencia de barrido pobre.

La extracción de petróleo asistida con vapor(VAPEX) es un proceso relativamente nuevo queestá siendo probado en Canadá. Consiste en lainyección de un solvente miscible, que reduce laviscosidad del petróleo pesado. El método puedeser aplicado en un pozo por vez o en pares depozos. En el enfoque que utiliza un solo pozo, seinyecta solvente desde el extremo de un pozohorizontal. En el caso que implica dos pozos, seinyecta solvente en el pozo superior de un par depozos horizontales paralelos. Los gases valiososson barridos después del proceso mediante lainyección de gas inerte. El método VAPEX ha sidoestudiado extensivamente en laboratorios y enoperaciones de simulación y está siendo some-tido a pruebas piloto, pero aún no fue desplegadoen operaciones de campo de gran escala.

Los métodos termales, como sus contrapar-tes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Losfactores de recuperación son más elevados queen el caso de los métodos de producción enfrío—con excepción del método de minería—

pero también lo son los costos asociados con lageneración de calor y el tratamiento del agua.La estimulación cíclica por vapor de agua (CSS),también conocida como impregnación con vaporo inyección intermitente de vapor, es un métodoconsistente en un solo pozo que se aplica enetapas (próxima página, arriba). Primero, seinyecta vapor. Luego, durante el período deimpregnación o espera, el petróleo se calienta.Por último, se producen y separan el petróleo yel agua calentados y el proceso se reitera. Elmétodo permite obtener factores de recupe -ración de hasta 30%, posee regímenes deproducción iniciales altos y funciona bien enyacimientos apilados o estratificados. El CampoCold Lake, situado en Alberta, Canadá, es unejemplo de aplicación del método CSS.

El desplazamiento por vapor de agua, otrométodo termal, es un proceso de pozos múl -tiples. El vapor es inyectado en los pozosinyectores, en una diversidad de esquemas deespaciamiento y localización, y el petróleo esproducido desde los pozos productores. El des-plazamiento por vapor de agua permite lograr unfactor de recuperación de hasta un 40% perorequiere buena movilidad entre los pozos parainyectar el vapor a regímenes efectivos. Losdesafíos que plantea este método son el so -brecontrol del vapor de baja densidad por lagravedad, las heterogeneidades de los yacimien-tos y el monitoreo del frente de vapor. El CampoDuri situado en Indonesia, el Campo Kern Riveren California, y el Campo Pikes Peak en Lloyd-minster, Canadá, son algunos ejemplos.

El método de drenaje gravitacional asistidopor vapor (SAGD) funciona para los petróleosextrapesados. Se perfora un par de pozos horizon-tales paralelos, situándose un pozo unos 5 a 7 m[16 a 23 pies] por encima del otro (próximapágina, abajo). El vapor inyectado en el pozosuperior calienta el petróleo pesado, reduciendosu viscosidad. La gravedad hace que el petróleomovilizado fluya en sentido descendente, haciael productor horizontal inferior. La comunica-ción inicial se establece entre el inyector y elproductor mediante inyección de vapor, vaporcíclico o inyección de solvente. El factor de recu-peración estimado para este método oscila entre50 y 70%.12 No obstante, la estratificación de laformación puede incidir significativamente en larecuperación SAGD.13 El método SAGD se utilizaen muchos campos de Canadá, incluyendo loscampos Christina Lake y MacKay River.

42 Oilfield Review

> Lechada producida por el método de producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS).Esta muestra de fondo de tanque fue recuperada en una playa de tanques de una unidad de limpiezade petróleo cercana a Lloydminster, Saskatchewan, Canadá, y se compone de aproximadamente 10 a20% de arcilla fina y sílice, 20 a 30% de petróleo viscoso y 50 a 60% de agua. (Fotografía, cortesía deMaurice Dusseault).

Petróleo

Vapor

Roca de cubierta

Arena

Lutita

Inyecciónde vaporEl petróleo pesadocalentado fluyehacia el pozo

Otoño de 2006 43

La combustión en sitio, también conocida eninglés como fireflooding, es un método de movi-lización de los petróleos de alta viscosidad. Setrata de un proceso de pozos múltiples en el queun frente de combustión iniciado en un pozo deinyección de aire se propaga hasta un pozo deproducción. La combustión en sitio quema partedel petróleo y el calor reduce suficientemente laviscosidad del resto como para posibilitar la pro-ducción. El petróleo quemado, o residuo de lacombustión, se deja atrás. La combustión mejorael petróleo crudo mediante el craqueo, o separa-ción, de las moléculas pequeñas respecto de lasgrandes. En la mayor parte de los intentos deaplicación en el campo, se observó que el pro-ceso era inestable. No obstante, en Rumania, laoperación de combustión en sitio de gran escalallevada a cabo en el Campo Suplacu de Barcau,funciona desde el año 1964.14

Se están desarrollando nuevas tecnologíaspara estabilizar el frente de combustión, en elproceso de combustión en sitio. Por ejemplo, elmétodo de inyección Toe-to-Heel (THAI), unamarca registrada de Archon Technologies Ltd.,utiliza una combinación de inyector vertical yproductor horizontal. El método se encuentraactualmente en la etapa de prueba piloto decampo, en la Formación McMurray, cercana aConklin, Alberta.15

> Método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Se perfora un par de pozos horizontalesparalelos, uno por encima del otro. Se inyecta vapor en el pozo superior para calentar el petróleopesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo fluya hacia abajo, en direcciónhacia el pozo productor.

10. Notas de cursos del profesor Maurice Dusseault de laUniversidad de Waterloo, en Ontario, Canadá.

11. Etebar S: “Captain Innovative Development Approach,”artículo SPE 30369, presentado en la Conferencia delÁrea Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 5 al 8 deseptiembre de 1995.Rae G, Hampson J, Hiscox I, Rennie M, Morrison A yRamsay D: “A Case Study in the Design and Execution ofSubsea Production Development Wells in the CaptainField,” artículo SPE 88837, SPE Drilling & Completion 19,no. 2 (Junio de 2004 ): 82–93.

12. Notas de cursos del profesor Maurice Dusseault de laUniversidad de Waterloo, en Ontario, Canadá.

13. Contreras C, Gamero H, Drinkwater N, Geel CR, Luthi S,Hodgetts D, Hu YG, Johannessen E, Johansson M,Mizobe A, Montaggioni P, Pestman P, Ray S, Shang R ySaltmarsh A: “Investigación de la sedimentología enyacimientos clásticos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Veranode 2003): 58–81.

14. Panait-Patica A, Serban D e Ilie N: “Suplacu de BarcauField—A Case History of a Successful In-SituCombustion Exploitation,” artículo de la SPE 100346,presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de lasEuropec/EAGE de la SPE, Viena, Austria, 12 al 15 de juniode 2006.Paduraru R y Pantazi I: “IOR/EOR—Over Six Decades of Romanian Experience,” artículo de la SPE 65169,presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.

15. “WHITESANDS Experimental Project,”http://www.petrobank.com/ops/html/cnt_white_project.html (Se accedió el 3 de julio de 2006).

> Estimulación cíclica por vapor (CSS), un método de un solo pozo que seaplica en etapas. Primero, se inyecta vapor (izquierda). Luego, el vapor y elagua condensada calientan el petróleo viscoso (centro). Por último, el petró -leo y el agua calentados son bombeados a la superficie (derecha). Luego,el proceso se repite.

Etapa 1:Inyección de vapor

Etapa 2:Fase de impregnación

Etapa 3:Producción

Selección de un método de recuperaciónDada la diversidad de métodos de recuperacióndisponibles, la selección del mejor método paraun yacimiento en particular requiere un estudiogeneral que incorpore diversos factores, talescomo propiedades de los fluidos, continuidad dela formación, mecánica de las rocas, tecnologíade perforación, opciones de terminación depozos, simulación de la producción e instala -ciones de superficie. Este esfuerzo de equipomultidisciplinario también debe considerar lassoluciones de compromiso entre factores talescomo reservas, regímenes de recuperación espe-rados y tasas de producción. También se requierela consideración del costo de la generación deenergía y la sensibilidad ambiental de las adya-cencias. Un ejemplo del tipo de estudio depreselección que puede ayudar a las compañías adecidir cómo producir los recursos de petróleopesado proviene de la Pendiente Norte deAlaska, en donde BP Exploration (Alaska) Inc.está evaluando algunos métodos de producciónde petróleo de alta viscosidad en las arenas Ugnu(arriba).

Las arenas Ugnu y su estructura vecina másprofunda, la Formación Schrader Bluff, fueronencontradas por primera vez en el año 1969,cuando los operadores perforaron y probaron laFormación Kuparuk, situada a mayor profun -didad.16 En ese momento, no se disponía de

tecnología para desarrollar los petróleos alta-mente viscosos contenidos en las arenas Ugnu ySchrader Bluff, de manera que las compañías seconcentraron en la prolífica Formación Kuparuk.La Formación Schrader Bluff es una formaciónestratigráficamente más profunda, que contienepetróleo viscoso relativamente más liviano quelas arenas Ugnu. Algunas secciones de la Forma-ción Schrader Bluff están sometidas a inyecciónde agua y se encuentran en producción desdecomienzos de la década de 1990. A través de losaños, diversas compañías llevaron a cabo opera-ciones de simulación y estudios piloto paraevaluar la posibilidad de aplicar técnicas deinyección de agua y otros métodos de recupera-ción mejorada de petróleo (EOR) con el fin deexplotar las arenas Ugnu, pero no lograronhallar los medios económicos para recuperar losrecursos de petróleo pesado.17

BP actualmente está evaluando el desarrollode las reservas de petróleo pesado alojadas en launidad Milne Point de la Pendiente Norte. La

recompensa total se estima en miles de millonesde barriles de petróleo original en sitio con tenidosen la Formación Ugnu Inferior, correspondiendoun porcentaje significativo a la unidad MilnePoint de BP. Las propiedades del yacimiento yde los fluidos varían a través del campo, y estánrepresentadas en general por petróleo de altadensidad y alta viscosidad y una temperatura deyacimiento baja de 75°F [24°C]. Esto significaque el yacimiento requiere indudablementemétodos de recuperación no primaria, tales comoalgún tipo de técnica de producción mejorada enfrío, estimulación cíclica por vapor, desplaza-miento por vapor de agua, SAGD o algún procesohíbrido.

Para determinar el mejor enfoque a adoptar,un equipo de 30 miembros constituido por espe-cialistas de BP y Schlumberger llevó a cabo unestudio de preselección. El objetivo del estudioera identificar la técnica de desarrollo quepermitiría maximizar económicamente los regí-menes de producción de petróleo y el factor derecuperación, garantizando al mismo tiempo unapérdida de calor mínima y aceptable en el per-mafrost y un efecto mínimo sobre los hidratos degas naturales. El estudio de preselección enfatizóel manipuleo y la utilización del CO2 y del gas deefecto invernadero y puso en vigor las normasmás estrictas de Salud, Seguridad y MedioAmbiente. Actualmente, se está realizando unestudio de tecnología conjunto, entre BP/Sch-lumberger, para examinar distintas opciones quepermitan compatibilizar los desarrollos de pe -tróleo pesado con la Agenda Verde de BP. Losresultados del estudio serán ingresados en elPlan de la Etapa de Evaluación de BP para latoma de decisiones acerca del desarrollo Ugnu.

En el estudio de preselección, se revisaronlos estudios e informes previos, emitidos durantelos últimos 25 años. Con estos estudios y losdatos disponibles, se seleccionaron tres pozosrepresentativos del área Milne Point para reali-zar una revisión detallada. Los pozos penetraronintervalos de calidad prospectiva variable. Paradeterminar el mejor método de recuperación, sesimularon varios, incluyendo el método de des-plazamiento por vapor de agua, CSS, SAGD, elmétodo de inyección de agua caliente y el deproducción primaria. Además, se comprobaron

44 Oilfield Review

16. Bidinger CR y Dillon JF: “Milne Point Schrader Bluff:Finding the Keys to Two Billion Barrels,” artículo de laSPE 30289, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Petróleo Pesado, Calgary, 19 al 21 de juniode 1995.

17. Bidinger y Dillon, referencia 16.Werner MR: “Tertiary and Upper Cretaceous Heavy-OilSands, Kuparuk River Unit Area, Alaskan North Slope:Section V: Exploration Histories,” en Meyer RF (ed):Exploration for Heavy Crude Oil and Natural Bitumen

(Exploración de Petróleo Crudo Pesado y BitumenNatural). AAPG Studies in Geology no. 25. Tulsa: AAPG(1987):537–547.

18. La sigla PVT significa presión, volumen y temperatura.Las propiedades PVT son ecuaciones para la densidadde un fluido, como una función de la temperatura y lapresión, las coordenadas de presión-temperatura de laslíneas de fase y las propiedades termodinámicasrelacionadas.

km

Millas0

0 100

100

Río

Kupa

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MilnePoint Bahía de

Prudhoe

Bahía deHarrison

M A R D E B E A U F O R T

Alaska EUA Canadá

Arena L

Arena M

Arena N

Arenas O

Ugnu

SchraderBluff

Rayos gamma0 °API 150

Resistividadprofunda,Inducción

0.2 200ohm.m

> La unidad Milne Point, cercana al Río Kuparuk,en Alaska. BP Exploration (Alaska) Inc. está estu -diando la mejor forma de producir el petróleo dealta viscosidad contenido en las arenas Ugnu.

Otoño de 2006 45

los efectos de los pozos verticales, desviados yhorizontales en las carreras de simulación.

Los resultados del estudio se compilaron enuna matriz interactiva que permitió cuantificarla sensibilidad de cada método de recuperacióncon respecto a los factores de producción,subsuelo , superficie y costos (derecha). Cadabloque de la matriz se coloreó de acuerdo con lasensibilidad del factor, sirviendo como vincula-ción con los informes, análisis y presentacionesque se utilizaron para sustentar la clasificaciónde la sensibilidad. Por ejemplo, de los factoresdel subsuelo, el mejoramiento de la caracteriza-ción de fluidos y las propiedades mecánicas delas rocas se estiman de importancia crítica entérminos de conocimiento, para todos los mé -todos EOR evaluados. Un breve repaso de lainformación disponible demuestra el porqué.

Las propiedades PVT de los fluidos de yaci-mientos, en particular la viscosidad del fluido ysu variación con la temperatura, son factorescruciales en la selección de una técnica de recu-peración.18 Estos factores se conocían en formainsuficiente, en el caso de los fluidos de la For-mación Ugnu. Los datos de viscosidad delpetróleo medidos se limitaban a dos muestras deproducción, con viscosidades de petróleo muertooscilantes entre 200 y 2,500 cP, a una tem pera tu -ra de 80°F [0.2 Pa.s y 2.5 Pa.s a una temperaturade 27°C]. Estas muestras no se consideranrepresentativas del rango completo de viscosida-des presentes en las arenas Ugnu. Se utilizarontransformaciones geoquímicas para predecir laviscosidad del petróleo a partir de muestras denúcleos laterales. No obstante, esta técnica sebasó en la extrapolación de valores más allá delrango de viscosidades medidas y planteó la hipó-tesis de que los petróleos de la Formación Ugnuposeen los mismos controles sobre la calidad delpetróleo que los de la Formación Schrader Bluff.Si bien el modelo sirvió como buen punto de par-tida, su ajuste para predecir la viscosidad delpetróleo y la recolección de muestras adiciona-les fue una de las recomendaciones realizadasen el estudio.

Otro de los factores críticos, las propiedadesmecánicas de las rocas, se evaluó mediante elexamen del núcleo y el análisis de los registrosobtenidos con el generador de Imágenes SónicoDipolar DSI en el Pozo MPS-15. La arena Ugnuposee una resistencia extremadamente baja, demenos de 200 lpc [1.4 MPa], en la resistencia ala compresión no confinada estimada; el núcleoes parecido a la tierra y resulta fácil de triturarcon la mano, lo que presagia la presencia dedesafíos en lo que respecta a estabilidad y termi-nación de pozos. Adicionalmente, se observaron

dos picos característicos en la distribución deltamaño de las arenas. Éstos indican que puedeproducirse un volumen considerable de limo,con un tamaño de 5 a 60 micrones, junto conarena de grano fino a muy fino, de 60 a 250micrones. Estos finos tendrán que ser ya seacontrolados o manejados con la producción depetróleo de la Formación Ugnu.

Para determinar las caídas de presióncorrectas y una envolvente de profundidad-es -tabilidad adecuada para la producción seingresaron los datos de las propiedades mecáni-cas estimadas y las opciones de terminación depozos, tales como el tamaño y la orientación delos disparos, en el programa Sand ManagementAdvisor. Estos cálculos iniciales determinaronque cualquier caída de presión de más de 1 lpc[6.9 kPa] produciría la falla completa de laarena. Se recomendó anticipar la producción dearena durante la perforación y la terminación depozos y desarrollar estrategias de manejo de laarena creativas, tales como las tuberías de reves-timiento cortas microrranuradas.

De los cinco métodos de recuperación eva-luados, la estimulación cíclica por vapor de agua

arrojó los mejores regímenes de recuperación yproducción. Si se selecciona este método, sedeberán adoptar recaudos para no sobrecalentarel permafrost. Esto seguramente será posibleporque el yacimiento está aislado de las capas depermafrost por una lutita impermeable espesa.Otros métodos, tales como el método de produc-ción primaria en frío, producirían un impactomínimo sobre el permafrost pero probablementeno lograrían regímenes de recuperación o pro-ducción económicos. El método SAGD, si bienproduciría un impacto ambiental similar al CSS,no resultaría tan efectivo en el área de estudioporque requiere una relación de permeabilidadvertical a horizontal alta para el desarrollo deuna cámara de vapor. La continuidad de la For-mación Ugnu incidirá significativamente en elfactor de recuperación final y la descripción delyacimiento será un componente crítico del tra-bajo en curso.

Finalmente, el estudio de preselección reco-mendó la estimulación cíclica por vapor de aguacomo el método de recuperación óptimo para elárea de estudio, situada en la unidad MilnePoint, y planteó a grandes rasgos el espacia-

> Matriz de sensibilidad a partir del estudio de preselección Ugnu, donde se cuantifica la sensibilidadde cada método de recuperación a los factores de producción, subsuelo, superficie y costos. Cadabloque de la matriz se coloreó de acuerdo con la sensibilidad del factor al desempeño o a la impor -tancia del conocimiento. En términos de desempeño, el verde significa excelente, el amarillo, regular,y el rojo, significa pobre. En términos de importancia del conocimiento, el verde significa menos im por -tante, el amarillo significa importante y el rojo, crítico. Por ejemplo, en las categorías de producción, elmétodo CSS se consideró de excelente desempeño en lo que respecta al régimen de producción porpozo, las reservas por pozo y la recuperación de reservas. De los factores del subsuelo, por ejemplo,la caracterización de fluidos y las propiedades mecánicas de las rocas se consideran de importanciadel conocimiento crítica para todos los métodos EOR evaluados. En la versión interactiva de la matriz,haciendo clic en uno de los cuadros se accede a los informes y estudios que subyacen la evaluación.

Inyección de vapor continua

Estimulación cíclica por vapor (CSS)

Drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD)

Inyección de agua caliente

Producción de petróleo en frío (CHOPS)

Técnicas EOR viables

Indi

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Producción Subsuelo Superficie Costos

Excelente/menos importante

Regular/importante

Pobre/crítico

Desempeño/Conocimiento

miento, la orientación y el esquema de emplaza-miento de los pozos. Además, se recomendó laejecución de operaciones de simulación adicio-nales para evaluar los efectos de los regímenes yvolúmenes de inyección de vapor variables einvestigar la factibilidad de su conversión almétodo de desplazamiento por vapor de agua.

Caracterización de los petróleos pesados en el pozoUn paso crítico en la determinación del mejormétodo de recuperación de petróleo pesado es lacaracterización de las propiedades de los fluidosde yacimiento. A los fines de la clasificación dereservas y la selección de los intervalos de mues-treo, las compañías recurren a las mediciones delas propiedades de los fluidos de pozo, especial-mente la viscosidad.

El conocimiento de la viscosidad en todo elyacimiento es vital para el modelado de la pro-ducción y la predicción de la recuperación de lasreservas. No obstante, la viscosidad del petróleopesado puede exhibir grandes variaciones,incluso dentro de la misma formación. La cons-

trucción de un mapa de viscosidad requiere elmuestreo adecuado y la información de la visco-sidad en sitio, derivada de los registros.

La técnica de adquisición de registros deresonancia magnética nuclear (NMR) ha sidoutilizada con éxito para determinar la viscosidaden sitio de los petróleos convencionales, pero losmétodos comerciales actuales poseen limitacio-nes en lo que respecta a los petróleos pesados yviscosos.19 Esto se debe a que a medida que laviscosidad del fluido aumenta, el tiempo de rela-jación NMR, T2, disminuye. Cuando los tiemposde relajación son extremadamente breves, lasherramientas de adquisición de registros NMRno pueden detectarlos. Cuando la viscosidad esde más de 100,000 cP [100 Pa.s] aproximada-mente, las herramientas NMR visualizan lamayor parte del petróleo pesado o del bitumen,como parte de la matriz de roca.

Para mejorar la comprensión de la correla-ción existente entre la viscosidad y la respuestaNMR, los investigadores de la Universidad deCalgary y su instituto afiliado, el Laboratorio deImágenes Tomográficas y Medios Porosos

(TIPM), obtuvieron e interpretaron medicionesNMR de laboratorio sobre una amplia selecciónde petróleos pesados canadienses.20 Los petró-leos de la base de datos poseen viscosidades queoscilan entre menos de 1 cP y 3,000,000 cP[0.001 y 3,000 Pa.s].

Las viscosidades medidas mostraron corre -lación con dos parámetros NMR pero consensibilidades discrepantes. Al aumentar la vis-cosidad, T2 se redujo y, con viscosidades altas, sevolvió menos sensible a los cambios de viscosi-dad. No obstante, el incremento de la viscosidadhizo que el índice de hidrógeno relativo (RHI)en disminución se volviera más sensible al cam-bio producido en la viscosidad con viscosidadesaltas (izquierda, extremo superior).21 En base aestos hallazgos, los investigadores desarrollaronuna nueva relación empírica entre los paráme-tros NMR y la viscosidad del fluido. La relaciónse ajustó para proveer el mejor ajuste posiblepara los cinco petróleos de la base de datosrespecto de los cuales se disponía de datos deviscosidad a lo largo de un rango de temperatu-ras (izquierda, extremo inferior).

La conversión de esta relación de viscosidadNMR de laboratorio en una relación que fun-cione para las herramientas de adquisición deregistros NMR no es directa. Los petróleos pesa-dos contenidos en las rocas se mezclan con otrosfluidos y exhiben comportamientos que difierende los fluidos volumétricos del laboratorio. Noobstante, la combinación correcta de medi -ciones de laboratorio y mediciones obtenidas apartir de la adquisición de registros puedeproveer la información necesaria para ajustar larelación de viscosidad y producir un registro deviscosidad continuo (próxima página). En esteejemplo de petróleo pesado de Western Canada,se utilizaron los datos de la herramienta inte-

46 Oilfield Review

19. Freedman R, Heaton N, Flaum M, Hirasaki GJ, Flaum C yHurlimann M: “Wettability, Saturation, and Viscosity fromNMR Measurements,” artículo de la SPE 87340,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002; además, en SPE Journal 8, no. 4(Diciembre de 2003): 317–327.

20. Bryan J, Kantzas A y Bellehumeur C: “ViscosityPredictions from Low-Field NMR Measurements,”artículo de la SPE 89070, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,29 de septiembre al 2 de octubre de 2002; además, enSPE Reservoir Evaluation & Engineering 8, no. 1 (Febrerode 2005): 44–52. Mirotchnik KD, Allsopp K, Kantzas A, Curwen D y BadryR: “Low-Field NMR Method for Bitumen SandsCharacterization: A New Approach,” artículo de la SPE71208, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 deseptiembre al 2 de octubre de 2002; además, en SPEReservoir Evaluation & Engineering 4, no. 2 (Abril de2001): 88–96.

21. El índice de hidrógeno relativo (RHI) es definido comouna relación de los índices de amplitud (AI): RHI = AIoil/AIwater, donde AI = amplitud de la señal del fluido/masadel fluido.

> Correlación entre las viscosidades medidas en el laboratorio y dos parámetros de resonancia mag né -tica nuclear (NMR) medidos en el laboratorio. El tiempo de relajación NMR, T2, se reduce al aumen tarla viscosidad (izquierda). No obstante, con viscosidades extremadamente altas, se observa poco cambioen el tiempo T2. El índice de hidrógeno relativo (RHI) también se reduce al aumentar la viscosidad(derecha), pero es más sensible al cambio de viscosidad con viscosidades altas. (Adaptado a partirde Bryan et al, referencia 20).

10,000,000

1,000,000

100,000

10,000

1,000

100

10

1

0.110.1 10 100 1,000 10,000

T2 del petróleo, ms

Visc

osid

ad m

edid

a, c

P10,000,000

1,000,000

100,000

10,000

1,000

100

10

1

0.110.1

Visc

osid

ad m

edid

a, c

P

RHI del petróleo

> Correlación entre viscosidad medida y viscosidad calculada, utilizando una relación empírica basa daen los parámetros NMR, T2 y RHI. La correlación existente entre la viscosidad medida y la viscosidadcalculada (izquierda) es buena, pero mejora cuando se ajusta para adaptarse a los datos de visco si -dad adquiridos a lo largo de un rango de temperaturas (derecha). (Adaptado a partir de Bryan et al,referencia 20).

10,000,000

100,000

1,000

10

0.10.1 10 1,000 100,000 10,000,000

Visc

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P

Viscosidad NMR, cP

10,000,000

100,000

1,000

10

0.1

Visc

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edid

a, c

P

0.1 10 1,000 100,000 10,000,000

Viscosidad NMR, cP

GeneralAjustada

Otoño de 2006 47

grada de adquisición de registros con cablePlatform Express y las mediciones obtenidas conla herramienta de Resonancia Magnética Combi-nable CMR-200 para producir un registro deviscosidad del petróleo que mostrara buena con-cordancia con las mediciones de viscosidad del

petróleo obtenidas en el laboratorio, en un rangode 30,000 a 300,000 cP [30 a 300 Pa.s].

Las mediciones de viscosidad de este pozo nosólo muestran variación sino un gradiente de vis-cosidad que se incrementa con la profundidaden el intervalo comprendido entre X64 y X80 m.

Si bien este tipo de gradiente es común en estaárea, otras regiones muestran el efecto contrario,reduciéndose la viscosidad con la profundidad. Lacapacidad de estimar la viscosidad del petróleopesado ayudará a las compañías a mapear loscambios producidos en la viscosidad a lo largo de

> Un registro continuo de viscosidad del petróleo, producido a partir de los datos Platform Express y de mediciones CMR-200, calibrado conlos valores de viscosidad del petróleo obtenidos en el laboratorio. Entre X64 y X80 m, el registro de viscosidad continuo (Carril 5) muestra ungradiente de viscosidad, aumentando la viscosidad del petróleo de 30,000 a 300,000 cP.

X60

Prof

undi

dad

med

ida,

m

X70

X80

X90

Tamaño de la barrena125 375mm

125 375mm

Calibre

0 150°API

Rayos gamma

1 1,000ohm.m

AIT de 90pulgadas de

profundidad deinvestigación

1 1,000ohm.m

Resistividadde la

zona invadida

0.6 0m3/m3

Porosidad CMR total

0.6 0m3/m3

Porosidad CMR 3 ms

0.6 0m3/m3

Fluido libre

0.6 0m3/m3

Porosidad-neutrón

PEF

-50 950kg/m3

Diferencia de densidad

0.6 0m3/m3

Porosidad-densidad

Fluido capilar-ligado

Porosidad de poros pequeños

0.3 3,000

Valor de corte de T2

Distribución de T2

ms 1,000 1,000,000cP

Viscosidad del petróleo(laboratorio)

1,000 1,000,000cP

Viscosidad del petróleo(NMR)

1 0vol/vol

Sw

0.3 3,000ms

Fraccióndel

volumende lutita

0 10

todos sus yacimientos de petróleo pesado y, enúltima instancia, asistirá en la determinación delas estrategias de terminación y recuperaciónapropiadas.

Muestreo de fluidos pesados de alta viscosidadLa evaluación del potencial de productividad delos yacimientos de petróleo pesado ha resultadodificultosa porque la alta viscosidad del fluido ylas formaciones no consolidadas dificultan laadquisición de muestras de fluidos represen -tativas y las pruebas de la dinámica de losyacimientos (izquierda). No existe ninguna solu-ción única para el problema de recolección demuestras de petróleo pesado en arenas no con-solidadas, pero las mejores prácticas y lastécnicas de muestreo desarrolladas para el Pro-bador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT están permitiendo la caracterización mejo-rada de muchos yacimientos de petróleo pesado.

Como parte de la nueva tecnología se disponede una probeta de diámetro extra grande, unaprobeta enfocada, empacadores duales con fil-tros (cedazos) de empaque de grava diseñados amedida, una bomba de desplazamiento de pre-sión extra alta para tasas de flujo bajas, análisisavanzado de fluidos de fondo de pozo, y unametodología de muestreo especializada.

Una metodología que ha recolectado conéxito muestras de petróleo de alta viscosidadcomienza con la simulación del flujo multifásicoalrededor del pozo para modelar la reducción dela contaminación con fluido de perforación conel transcurso del tiempo, a medida que se bom-bea fluido en el pozo. Variando la viscosidad delpetróleo, la anisotropía de la permeabilidad, lainvasión del fluido de perforación, la tasa de flujoy la posición del probador MDT, es posibleestimar el tiempo de bombeo requerido pararecolectar una muestra con un nivel de contami-nación suficientemente bajo.22 El tiempo delimpieza depende considerablemente del radiode invasión efectivo. Afortunadamente, el petró-leo de viscosidad extremadamente alta restringela invasión, reduciendo el volumen de fluido quenecesita ser bombeado antes de que el fluidocontaminado ingrese en la línea de flujo de laherramienta. En un caso de América del Sur, selogró muestrear con éxito un petróleo de visco -sidad superior a 3,200 cP [3.2 Pa.s] con unatécnica que utiliza el módulo del empacador dualMDT y una tasa de flujo de menos de 1 cm3/s(izquierda).23

En otro caso, explorando en el estado noroc-cidental de Rajasthan, en la India, Cairn Energydescubrió el Campo Bhagyam en el año 2004. ElCampo Bhagyam es uno de los 17 campos de la

48 Oilfield Review

> Petróleo pesado sudamericano de alta viscosidad adquirido medianteoperaciones de muestreo con cable.

> Registro de muestreo de fluidos en América del Sur, adquirido con el módulo del empacador dual MDTy el Analizador de Fluidos Vivos LFA espectroscópico. Los canales ópticos de la medición LFA (extremosuperior) están codificados en color por densidad óptica, lo que corresponde a la longitud de la cadenade componentes de hidrocarburos. El Canal 1 (negro) corresponde al metano. Los números de los ca -nales aumentan hacia arriba. En este ejemplo, todos los canales ópticos muestran amplitudes altas,lo que indica la presencia de un petróleo pesado opaco. A los fines comparativos, se muestran a laderecha los resultados LFA para un petróleo liviano, con amplitudes bajas en la mayoría de los cana -les. En el agua, el carril correspondiente al lodo base agua (WBM) y a la fracción de petróleo, el azulcorresponde a la fracción másica de agua, el verde representa la fracción másica de petróleo y elmarrón rojizo corresponde a tapones de WBM. La ausencia de lecturas de gas en el carril correspon -diente a la fracción de gas es otra característica del petróleo pesado.

Fracción de gas

Fracciones de petróleoAgua

Lodo base agua

Tiempo, s0 50,000

Presión

Temperatura

Volumen debombeo

Canales ópticos

Resultados LFA para un petróleo

liviano

Otoño de 2006 49

Cuenca Barmer y produce de la arenisca Fateh-garh de alta permeabilidad. Las reservas depetróleo de la cuenca se estiman actualmente en650 millones de barriles [103 millones de m3].

Las propiedades del petróleo crudo varíanconsiderablemente en la cuenca, entre 15°APIal norte y 52°API más al sur (arriba). En elCampo Bhagyam, la densidad del petróleo oscilaentre 21°API, en la base, y 30°API en el tope. Sibien no son tan densos como otros petróleospesados, los petróleos Bhagyam poseen un altocontenido de parafinas y asfaltenos, lo que lesconfiere un alto punto de escurrimiento y altaviscosidad a la temperatura de yacimiento.24

La adquisición de muestras de calidad PVT,representativas de estos petróleos viscosos, hasido un desafío.25 Las secciones prospectivas seperforan con lodo base aceite (OBM) para evitarel colapso de las lutitas. Durante la extracciónde las muestras, se recolecta el filtrado OBMjunto con el fluido de yacimiento, lo que conta-mina la muestra de petróleo. La totalidad de lasmás de 30 muestras adquiridas por Schlumbergery otra compañía de servicios utilizando probado-res de formación tradicionales se consideraronno representativas—demasiado contaminadaspara mostrar propiedades PVT correctas duranteel análisis de laboratorio. La contaminación con

filtrado puede ser evaluada en el pozo, entiempo real, con el Analizador de Fluidos VivosLFA, antes de recolectar las muestras de fluidos.Por ejemplo, en una estación de muestreo delPozo Bhagyam-4, el análisis LFA cuantificó elporcentaje en volumen de la contaminación enun 43%, incluso al cabo de 105 minutos de bom-beo (arriba).

Utilizando un nuevo módulo de muestreo enla herramienta MDT, ahora es posible lograr unnivel de contaminación con filtrado nulo. Laherramienta de muestreo operada con cableQuicksilver Probe utiliza un procedimiento demuestreo localizado por el cual el fluido conta-minado es introducido por bombeo en una líneade flujo, completamente aislada del fluido deyacimiento puro recolectado en una segundalínea de flujo de muestreo.

> Campo Bhagyam, en la Cuenca Barmer, situada en Rajasthan, India, donde CairnEnergy produce petróleos crudos con densidades API considerablemente variables.

Cuenca Barmer

Shakti,15 a 19° API

Mangala,22 a 29°API

Vijaya,28 a 35°API

Vandana,28 a 35°API

Saraswati,40 a 42°API

Raageshwari oil,32 a 36°API

Guda,40 a 42°API

Bhagyam,21 a 30°API

Aishwariya,29 a 32°API

Kameshwari,45 a 52°API

Raageshwari gas

I N D I A

RajasthanP A

K I S T A

N

NEPAL

C H I N A

BANGLADESH

SRI LANKAkm

millas0

0 500

500

> Niveles de contaminación con lodo base acei te(OBM), correspondientes a muestras adquiridasen el Pozo Bhagyam-4 utilizando técnicas demuestreo convencionales. Las muestras de pe -tróleo pesado exhibían un nivel de contaminacióncon OBM tan elevado que no pudieron ser utili -za das para el análisis PVT.

Niveles de contaminacióncon lodo base aceite

0

5

10

15

20

30

Cont

amin

ació

n, %

Número de muestra

35

40

45

50

25

1 2 3 4 5 6 7 8

22. Cañas JA, Low S, Adur N y Teixeira V: “Viscous OilDynamics Evaluation for Better Fluid Sampling,” artículode las SPE/PS-CIM/CHOA 97767, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre OperacionesTermales y Petróleo Pesado, Calgary, 1º al 3 denoviembre de 2005.

23. Cañas et al, referencia 22.24. El punto de escurrimiento es la temperatura mínima a la

que el petróleo mana o fluye.25. Se denominan muestras de calidad PVT a aquéllas que

poseen un nivel de contaminación suficientemente bajocomo para que las propiedades PVT medidas en ellaboratorio se correspondan con las de una muestra nocontaminada. El nivel de contaminación máximopermitido varía según la compañía y el laboratorio. Unestándar común es 7% de contaminación para estacuenca.

Este procedimiento de muestreo localizado seutilizó en dos pozos del Campo Bhagyam, conresultados excelentes. En el Pozo Bhagyam-5,luego de 27 minutos de bombeo, el fluido extra-ído con el aparato de muestreo Quicksilver Proberegistró 0% de contaminación con OBM, en eldetector LFA. Posteriormente, un análisis de unlaboratorio independiente confirmó un nivel decontaminación del 0%. En el Pozo Bhagyam-6 , elfluido muestreado con una combinación de lasherramientas Quicksilver Probe-LFA promedióun nivel de contaminación del 2.2%, después de52 minutos de bombeo. El análisis de laboratoriosubsiguiente determinó un nivel de contamina-ción del 0%. De las 18 muestras recolectadas enlos dos pozos, 15 fueron de calidad PVT y 6 mues-tras exhibieron un nivel de contaminación nulo(izquierda).

Análisis de petróleos pesados en laboratorioComparadas con los petróleos convencionales,las muestras de petróleo pesado viscoso no sóloson más difíciles de adquirir sino que planteandiversos desafíos en el análisis de fluidos delaboratorio. Las técnicas tradicionales de análi-sis de las propiedades de fluidos clavesprobablemente no logren caracterizar en formacompleta las muestras de crudo pesado. Pararesolver este problema, los investigadores eingenieros del Centro de Fluidos de Yacimientosde Schlumberger (SRFC) en Edmonton, Alberta,Canadá, han desarrollado nuevas metodologíaspara determinar el comportamiento de lospetróleos pesados en lo que respecta a fase y vis-cosidad (izquierda). Además, las técnicas deanálisis composicional utilizadas actualmentecon los petróleos convencionales han sido apli-cadas a los petróleos pesados, con el propósitode conocer las limitaciones e identificar lasmejoras potenciales.

De las diversas técnicas de laboratorio quehan sido desarrolladas para describir la composi-ción química de los petróleos, la más común es lacromatografía gaseosa (GC).26 Este tipo de análi-sis describe la naturaleza química del petróleocon suficiente grado de detalle como para captarlas diferencias existentes entre los petróleos sinincrementar significativamente el tiempo desimulación. El análisis GC estándar puede deter-minar la composición química de un petróleoconvencional hasta C36+.27 Su fortaleza radica enla detección de los componentes livianos de lospetróleos convencionales. No obstante, el análisisGC estándar no puede diferenciar el alto númerode componentes grandes de los petróleos pesadoscon suficiente grado de detalle como para ser uti-lizado en las operaciones de simulación.

50 Oilfield Review

> El Centro de Fluidos de Yacimiento de Schlumberger (SRFC), en Edmonton, Alberta. En el centro SRFC,los especialistas llevan a cabo tanto actividades de investigación como actividades de ingeniería, con -centrándose en las áreas de comportamiento de fases, aseguramiento del flujo, recuperación mejora dade petróleo y producción de petróleo pesado.

> Análisis de contaminación en laboratorio. Se lograron niveles de conta -minación bajos en muestras de fluidos adquiridas con la herramienta demuestreo enfocado Quicksilver Probe. El análisis de laboratorio corro bo -ró los resultados del análisis de fluidos realizado en el pozo. De las 18muestras recolectadas, 15 fueron de calidad PVT y 6 de éstas mostraronniveles de contaminación nulos. La línea rosa de guiones indica el nivelde contaminación, 7%, por debajo del cual las muestras se consideran de calidad PVT.

Análisis de contaminación en laboratorio

0

5

10

15

20

25

Cont

amin

ació

n, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Número de muestra

Otoño de 2006 51

Para la caracterización composicional de lospetróleos pesados, los ingenieros del centroSRFC ponen en práctica técnicas de análisis adi-cionales que examinan en forma más exhaustivaestos fluidos de alta densidad y alta viscosidad.Entre estas técnicas se encuentran el análisis delas fracciones de saturados, aromáticos, resinasy asfaltenos (SARA) y la destilación simulada.28

Cada una de las técnicas posee sus ventajas ylimitaciones inherentes.

El análisis SARA fracciona el petróleo encondiciones de tanque en saturados, aromáticos,resinas y asfaltenos, expresados como porcen-taje en peso, por solubilidad y cromatografía.29 Sibien el análisis SARA resuelve sólo cuatro com-ponentes y parece de baja resolución si secompara con los miles de componentes que pue-den resolverse con las técnicas GC, la fortalezadel método radica en que analiza la muestraentera, desde los compuestos livianos hasta lospesados, y de este modo permite comparar todoslos petróleos en base a un estándar consistente.Por ejemplo, el análisis SARA confirma elaumento esperado del contenido de resinas yasfaltenos con la disminución de la densidadAPI (arriba).30 Además, para los petróleos con-vencionales, el análisis SARA provee unaindicación de la estabilidad del fluido con res-pecto a la precipitación de asfaltenos,con sideración importante a la hora de diseñaresquemas e instalaciones de producción.31 En el

caso de los petróleos pesados, el análisis SARAes menos útil como indicador de la precipitaciónde asfaltenos, que se produce habitualmentecuando el petróleo pesado se diluye con ciertosgases o solventes. Además, las prácticas delanálisis SARA pueden variar, dificultando lacomparación de las mediciones obtenidas endiferentes laboratorios.

La destilación simulada es una técnica GCque identifica los componentes de los hidrocar-buros en el orden de sus puntos de ebullición.32

Se emplea para simular el largo procedimientode laboratorio utilizado para determinar el puntode ebullición verdadero. Cuando se lleva a cabo atemperaturas elevadas, que oscilan entre 36 y750°C [97 y 1,382°F], esta técnica puede resolverlos componentes hasta C120. Los resultados sonde utilidad para el modelado de los procesos derefinación del sector petrolero del downstream ypueden ayudar a los refinadores a seleccionarpetróleos crudos que generarán importantesréditos económicos. En los petróleos pesados, ladestilación simulada tiene una aplicación limi-tada, ya que los componentes más grandes queconforman una porción significativa del petróleopesado experimentarán degradación química atemperaturas elevadas; el craqueo comienza aocurrir por encima de 350°C [662°F].

Otra medición importante que se requiere deuna muestra de petróleo es su comportamientode fase, conocido como comportamiento PVT.

Estas mediciones describen cómo las propiedadesde un petróleo son afectadas por los cambios depresión, temperatura o composición, que pueden tener lugar durante un proceso de producción. Enel caso de los petróleos pesados, se han desarro-llado nuevas técnicas y modificaciones de lastécnicas existentes para determinar con preci-sión sus propiedades de fluido, como funciones dela presión, la temperatura y la composición.

Las técnicas de laboratorio estándar miden laspropiedades PVT, tales como el punto de burbuja,la compresibilidad, la composición de los hu -mos—conocidos como gas liberado—la densidady la relación gas-petróleo (GOR). Si bien no setrata precisamente de una propiedad de fase, laviscosidad también puede variar significa -tivamente con la presión, la temperatura y lacomposición, por lo que se incluye en esta serie demediciones. Para los petróleos pesados, la carac-terización del comportamiento de la viscosidad esparticularmente importante, ya que hasta los cam-bios pequeños pueden tener efectos grandes sobrelos regímenes de producción y los volúmenes depetróleo recuperables. En ciertos yacimientos depetróleo pesado, la viscosidad aparente del petró-leo puede cambiar cuando el petróleo se mezclacon gas o agua. El gas que es liberado del petróleopesado durante la producción puede formar unaespuma. La mezcla del petróleo pesado con agua

> Correlación entre densidad API y contenido de resinas y asfaltenos a partir del análisis SARA (extre -mo inferior). Cuanto más pesado es el petróleo, mayor es el contenido de resinas y asfaltenos. En lafoto (extremo superior), el frasco contiene la muestra de petróleo pesado calentada. El tubo paradocontiene la resina, el plato Petri contiene el asfalteno y los otros tubos contienen saturados y aromá -ticos. (Datos tomados de la Tabla 1 de la referencia 30).

Densidad API

Com

posi

ción

, % e

n pe

so

0 10 20 30 40 50

25

20

30

35

15

10

5

0

ResinaAsfalteno

26. En el método GC, una muestra es vaporizada y luegotransportada por un gas inerte a través de una columnaque separa los componentes. Cada componenteproduce un pico separado en la salida del detector.

27. La frase “composición hasta C36+” indica que loscompuestos de hasta 35 átomos de carbono sediscriminan por separado, combinándose el resto en una fracción indicada como C36+.

28. El petróleo crudo es una mezcla compleja decomponentes de diferentes propiedades y estructurasmoleculares. Los saturados, también conocidos comoalcanos o parafinas, son cadenas de hidrocarburoslargas del tipo CnH2n+2. Los aromáticos incorporan uno o más anillos de benceno [C6H6]. Las resinas sonconstituyentes no volátiles, solubles en n-pentano[C5H12] o en n-heptano [C7H16]. Los asfaltenos sonconstituyentes no volátiles, insolubles en n-pentano o enn-heptano.

29. Alboudwarej H, Beck J, Svrcek WY, Yarranton HW yAkbarzedeh K: “Sensitivity of Asphaltene Properties toSeparation Techniques,” Energy & Fuels 16, no. 2 (2002):462–469.

30. “Asphaltene Deposition and Its Control,” http://tiggeruic.edu/~mansoori/Asphaltene.Deposition.and.Its.Control_html(Se accedió el 26 de junio de 2006).

31. De Boer RB, Leerlooyer K, Eigner MRP y van BergenARD: “Screening of Crude Oils for Asphalt Precipitation:Theory, Practice, and the Selection of Inhibitors,”artículo de la SPE 24987, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18de noviembre de 1992; además, en SPE Production &Facilities 10, no. 1 (Febrero de 1995): 55–61.

32. Villalanti DC, Raia JC y Maynard JB: “High-TemperatureSimulated Distillation Applications in PetroleumCharacterization,” en Meyers RA (ed): Encyclopedia ofAnalytical Chemistry. Chichester, Inglaterra: John Wiley& Sons Ltd. (2000): 6726–6741. http://home.earthlink.net/~villalanti/HTSD.pdf (Se accedió el 25 de mayo de 2006).

puede crear una emulsión. Las viscosidades resul-tantes son marcadamente diferentes de la delpetróleo pesado solo.

Algunas técnicas de recuperación de petró-leo pesado requieren la inyección de vapor, gas osolventes reductores de la viscosidad, tales comola nafta, para asistir en el proceso de produccióno de levantamiento artificial. Para confirmar laviabilidad de estas técnicas de recuperación, lasmediciones de laboratorio cuantifican loscambios producidos en el punto de burbuja, ladensidad, la compresibilidad, la composición y elnúmero de fases de hidrocarburos líquidos por elagregado de gases y solventes. El agregado degases y solventes puede modificar ulteriormentelas propiedades del petróleo pesado a través dela precipitación de asfaltenos.

Para evitar cambios no deseados en la viscosi-dad y la precipitación de sólidos, las medicionesde laboratorio monitorean los cambios produci-dos en la reología y la solubilidad, en el petróleovivo, con los cambios de presión y temperatura.El filtrado de sólidos por titulación, con diluyen-tes potenciales o gases de inyección, procurahallar la concentración en la que puede indu-cirse la precipitación de asfaltenos para un valorde temperatura o presión dado.

Una propiedad de fluido de particular interésen los yacimientos de petróleo pesado es la pre-sión de burbuja—la presión a la que el gasdi suelto se desprende de la solución. En el la -boratorio, el punto de burbuja se determinatradicionalmente mediante la despresurizaciónde una muestra, en lo que se conoce como prueba

de expansión a composición constante (CCE). Elpunto de burbuja es la presión a la que se pro-duce un gran incremento del volumen de lamuestra.

El método CCE tradicional no provee me -diciones del punto de burbuja confiables paralos petróleos pesados. Para obtener el punto deburbuja verdadero cuando el método CCE tra -dicional falla, los analistas del centro SRFCutilizan una prueba CCE diseñada para lospetróleos pesados (arriba, a la izquierda). Elpunto de burbuja verdadero se obtiene dejandoque transcurra el tiempo para que el gas sesepare lentamente del petróleo y mediante lamezcla controlada del fluido. La ejecución de laprueba en el breve tiempo admitido para lospetróleos convencionales puede traducirse enun punto de burbuja que es cientos de lpc másbajo que el valor verdadero.

De un modo similar, los procedimientos de -sarrollados para medir la viscosidad de lospetróleos convencionales pueden conducir aerrores importantes, si se aplican al petróleo vis-coso. Los reómetros o los viscosímetros capilaresde alta presión con control de temperatura pre-ciso pueden obtener valores de viscosidad conun error de medición del orden del 5% (arriba).

Como se mencionó previamente, la calidad delos datos depende de la obtención de muestras

52 Oilfield Review

> Dispositivo de análisis PVT del centro SRFC, utilizado para medir la presiónde burbuja mediante la despresurización de una muestra en una prueba deexpansión a composición constante (CCE). El punto de burbuja es la presióna la que el volumen de la muestra aumenta significativamente. Una pruebaCCE que mezcla la muestra de petróleo pesado arroja un punto de burbujaque se ajusta a los cálculos ideales, mientras que el método CCE tradicionalproduce un punto de burbuja que es demasiado bajo.

>Medición de la viscosidad del petróleo viscosocon un reómetro. Los reómetros miden los cambiosproducidos en la viscosidad con la variación dela tasa de flujo. Esto es importante para la carac -terización de los petróleos viscosos que exhibenun comportamiento no Newtoniano, lo que sig ni -fica que su viscosidad es una función del índicede cizalladura (corte).

Otoño de 2006 53

representativas de los fluidos de yacimientos. Enciertos casos, es difícil obtener muestras de fondoy boca de pozo representativas para algunos delos fluidos de interés. Por lo tanto, se desarrollóun procedimiento para generar muestras depetróleo pesado recombinadas a partir de mues-tras de líquido recolectadas en la superficie(arriba). Como sucede con la medición del puntode burbuja, la recombinación debe permitirtiempo suficiente para que el gas se difunda y sedisuelva completamente en el petróleo pesado.

Para comprobar la efectividad de la técnicade recombinación de fluidos, el fluido obtenido apartir del procedimiento de recombinaciónpuede ser verificado en función de las muestrasde boca de pozo para obtener el punto de bur-buja y la viscosidad. Cuando las mediciones PVTy las mediciones de viscosidad realizadas en losfluidos recombinados dan resultados compa -rables con las muestras de boca de pozo, losingenieros pueden generar un modelo preciso,específico del campo, para predecir las propie-dades del petróleo pesado.

En un caso, a una compañía petrolera le pre-ocupaba la presencia de agua emulsionada enalgunos petróleos pesados vivos de América delSur.33 La mayoría de los petróleos pesados sonproducidos junto con agua, ya sea porque el aguaexiste naturalmente en el yacimiento o porque hasido inyectada en forma de inyección de agua ovapor. Durante el proceso de producción, las fuer-zas de corte que se originan a partir de la alta

tasa de flujo generada a través de las bombas olas restricciones al flujo pueden ser suficiente-mente grandes como para hacer que el agua seemulsione en el petróleo pesado, conduciendo aun incremento de la viscosidad. Esto, a su vez,afectará la eficiencia de los sistemas de le -vantamiento artificial, aumentará en formasorprendente la energía requerida para transpor-tar los petróleos pesados y, en ciertos casos,incidirá en la selección del equipo de producción.

La viscosidad y la estabilidad de las emulsio-nes agua-petróleo dependen del corte de agua yde qué fase es continua. La viscosidad de lasemulsiones en las que la fase continua es elpetróleo, o emulsiones de agua en petróleo,puede incrementarse en más de un orden demagnitud con respecto a la viscosidad del petró-leo seco. La viscosidad de una emulsión de aguaen petróleo aumenta con el corte de agua hastaalcanzar el punto de inversión de la emulsión,más allá del cual la fase continua pasa a ser elagua, produciendo una emulsión de petróleo enagua. En las emulsiones de petróleo en agua, laviscosidad decrece con el corte de agua.

La caracterización de la estabilidad y la vis-cosidad de la emulsión de petróleo pesado deAmérica del Sur requirió el desarrollo de nuevastécnicas experimentales en el centro SRFC. Lamayor parte del trabajo experimental rela -cionado con las emulsiones se realiza enmuestras de petróleo en condiciones de tanque.No obstante , los petróleos vivos contienen gases

disueltos que pueden afectar la viscosidad delpetróleo y la emulsión. Los ingenieros del centroSRFC desarrollaron una técnica para generaremulsiones en petróleos vivos mediante larecombinación de las muestras de petróleo encondiciones de tanque con gas, para crear unpetróleo vivo. El petróleo vivo se mezcló luegocon el agua, con distintos cortes de agua, en unacélula de corte de alta presión y alta tempera-tura (HPHT). La célula de corte generóemulsiones con pequeñas gotitas de tamaño pro-medio oscilante entre 2 y 5 micrones. Lainspección visual y el análisis del tamaño de lasgotas confirmaron que las emulsiones de petró-leo vivo permanecieron relativamente estableshasta el punto de inversión.

La viscosidad aparente de las emulsionesresultantes fue medida con dos presiones, utili-zando un viscosímetro capilar HPHT (arriba). Laviscosidad del petróleo pesado vivo emulsionadoes claramente más alta que la del petróleopesado libre de agua, hasta cinco veces mayorcon un corte de agua de 50% en volumen. La vis-cosidad más baja, con un corte de agua de 60%en volumen, indica un punto de inversión dondeel sistema dejó de ser una emulsión de agua enpetróleo, con un volumen del 50% o un valor

> Equipo de recombinación de muestras del centroSRFC para obtener muestras de fluidos repre sen -tativas a partir de los fluidos extraídos en bocade pozo.

> La viscosidad aparente de las emulsiones petróleo-agua creadas por larecombinación de las muestras, medida con dos presiones y temperaturasdiferentes, utilizando un viscosímetro capilar HPHT. Con un 50% de corte deagua (% en volumen), la viscosidad quintuplica su valor libre de agua. Elsistema pasó de ser una emulsión de agua en petróleo, con un volumen del50% o menor, para convertirse en una emulsión de petróleo en agua, conun volumen del 60%.

100 psia, 40°F100 psia, 70°F2,000 psia, 40°F2,000 psia, 70°F

Visc

osid

ad, m

Pa.s

1,000

100

10,000

100,000

0 10 20 30 40 50 60

Corte de agua, % en volumen

33. Alboudwarej H, Muhammad M, Dubey S, Vreengoor L ySaleh J: “Rheology of Heavy-Oil Emulsions,” artículo delas SPE/PS-CIM/CHOA 97886, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Operaciones Termales yPetróleo Pesado, Calgary, 1° al 3 de noviembre de 2005.

Tasa

de

flujo

de

líqui

do, b

bl/d

1,000

0

2,000

3,000

4,000

5,000

0 24 48 72 96 120Tiempo, h

Limpieza1er.flujo

1er.incremento

Tasasdiversas

2o. flujo1a. tasa

2o. flujo2a. tasa

2o. flujo3a. tasa

2o.incremento

Datos Phase TesterDatos del separador

inferior, para convertirse en una emulsión depetróleo en agua con un volumen del 60%. Lamáxima viscosidad del petróleo vivo en el sis-tema tiene lugar, como es dable esperar, justoantes del punto de inversión. En forma similar alos sistemas de petróleo pesado libres de agua,la viscosidad de la emulsión se reduce al produ-cirse un incremento de la temperatura o delvolumen de gas saturado. Los clientes puedenutilizar estos resultados para determinar lostamaños de las bombas, estimar la energíarequerida para bombear los fluidos desde elyacimiento hasta las instalaciones de superficie,y diseñar los separadores de superficie.

Pruebas de formación a través de la columna deperforación en yacimientos de petróleo pesadoPara confirmar el potencial económico de unpozo descubridor, las compañías realizan prue-bas de formación a través de la columna deperforación (DST). Las pruebas DST proveen laproducción en el corto plazo para estimar laproductividad de los yacimientos y ademáscaracterizar la permeabilidad, el daño de termi-nación y las heterogeneidades del yacimientobajo condiciones dinámicas. Estas pruebas con-sisten habitualmente en hacer producir un pozocon una terminación temporaria, registrar lapresión, la temperatura y las tasas de flujomultifásico y adquirir muestras de fluidos repre-sentativas.

Las pruebas de formación a través de lacolumna de perforación resultan particular-mente desafiantes en yacimientos con altaviscosidad de fluidos, baja resistencia de yaci-miento y presencia de emulsiones. Para superarestos desafíos, los ingenieros de Schlumbergeridearon e implementaron un esquema de pruebas

que integra sensores de presión y temperatura,de alta resolución, para el monitoreo del compor-tamiento de fase del fluido, sistemas de bombeoESP para la extracción del fluido, medidores deflujo multifásico para obtener mediciones de lastasas de flujo y separadores para la separación yel muestreo de fases. La eficiencia de las pruebasha sido mejorada a través de la transmisión dedatos en tiempo real, lo que posibilita la toma dedecisiones mejores y más rápidas.

Utilizando esta combinación de hardware ymejores prácticas, los ingenieros de Schlumbergerrealizaron pruebas DST en más de 20 pozos deexploración de petróleo pesado, en las áreasmarinas de Brasil, registrando éxitos en petró-leos extrapesados de 9°API y una viscosidad dehasta 4,000 cP [4 Pa.s].

En un caso, Devon Energy deseaba caracteri-zar un yacimiento de petróleo pesado de laFormación Macaé, una roca carbonatada pobre-mente consolidada de la Cuenca de Campos, enel área marina de Brasil. La Formación Macaéhabía sido seleccionada como candidata poten-cial para la implementación de un tratamientode estimulación ácida, pero el análisis denúcleos indicó que la desconsolidación posteriora la estimulación ácida podría ocasionar la ines-tabilidad del pozo.34 La permeabilidad variable,con valores más altos en la porción superior delintervalo de terminación—que en ciertas zonasexcedía 1 Darcy—podía dificultar la divergenciacorrecta del ácido a través del intervalo de ter-minación entero. El petróleo crudo pesado de 17a 21°API, con una viscosidad oscilante entre 50 y90 cP [0.05 y 0.09 Pa.s], también planteabainquietudes respecto de la compatibilidad conlos fluidos de estimulación. El pozo fue dispa-rado, y luego, para asegurar el emplazamientoóptimo de los fluidos, se estimuló con ÁcidoDivergente Viscoelástico VDA.35 Los resultadosde la acidificación fueron positivos y el pozomostró buenas condiciones de divergencia y lim-pieza luego de finalizado el tratamiento.

Después del tratamiento ácido, el pozo fueprobado utilizando las mejores prácticas de Schlumberger en términos de pruebas DST conpetróleos pesados. Esto incluyó el monitoreo entiempo real y el equipo portátil de pruebasperiódicas de pozos multifásicos PhaseTester(arriba, a la izquierda). El sistema compactoPhaseTester combina una medición del flujomásico por medio de un dispositivo venturi con

54 Oilfield Review

> Mediciones de las tasas de flujo del petróleo PhaseTester (azul) para Devon Energy en Brasil, quemuestran más estabilidad que las mediciones de las tasas de flujo obtenidas con los separadores defases tradicionales (rojo). Las tasas de flujo se indican en barriles por día, en condiciones de refe ren -cia del petróleo en tanque.

> Equipo de superficie para probar un pozo de petróleo pesado en Brasil. Mediante la inclusión de latecnología de pruebas de pozos multifásicos (multifásicos) PhaseTester Vx, es posible obtener medi -ciones de flujo trifásico precisas. En los sistemas convencionales, el flujo se mide sólo luego de habersido separado por el separador. La línea naranja representa el flujo trifásico, con petróleo, agua y gas.El separador da como salida tres fases individuales.

Colector deestrangulación Intercambiador de vapor PhaseTester Vx 29 Separador 1440

Quemador y antorcha Tanque

compensador

2,900

2,500

2,100

1,700

Pres

ión,

lpca

3/12/2005 3/13/2005 3/14/2005 3/15/2005 3/16/2005 3/17/2005

Fecha

Incremento 1 Incremento 2

1,000

100

10

10.001 0.01 0.1 1.0 10

Tiempo, h

Pres

ión

dife

renc

ial y

der

ivad

a de

lapr

esió

n di

fere

ncia

l, lp

c

Presiones diferenciales observadasDerivadas de presiones diferenciales observadasPresiones diferenciales modeladasDerivadas de presiones diferenciales modeladas

Otoño de 2006 55

mediciones de la atenuación de rayos gamma deenergía dual y de la presión y temperatura delfluido para calcular las fracciones de gas, petró-leo y agua.36 Los resultados de la tasa de flujo delpetróleo obtenidos con la herramienta Phase-Tester demostraron ser más precisos y másestables que las mediciones de la tasa de flujoobtenidas con los separadores de fases tradicio-nales (página anterior, abajo).

El incremento de la precisión y de la estabili-dad se traduce en una interpretación más segurade los datos DST. En este pozo de Devon, la inter-pretación de los datos de presiones transitorias

obtenidos con el separador de prueba muestrauna discrepancia entre las presiones y sus deriva-das, modeladas y observadas (izquierda). Noobstante, la interpretación de los datos de pre-siones transitorias PhaseTester exhibe un buenajuste entre las presiones y sus derivadas, obser-vadas y modeladas (abajo). Los modelos quesubyacen las dos interpretaciones poseen per-meabilidades que difieren en un 16%. Lapermeabilidad inferida a partir de los datos PhaseTester también concuerda bien con losvalores de permeabilidad obtenidos de las medi-ciones de núcleos escaladas.

Construcción y terminación de pozos de petróleo pesadoLos pozos emplazados en yacimientos de petróleopesado plantean una diversidad de complejidadesrelacionadas con su construcción y terminación.Tales complejidades incluyen la perforación depozos estables en formaciones débiles, el empla-zamiento preciso de pozos horizontales, el diseñode sistemas tubulares y cementaciones duraderaspara pozos que experimentan temperaturasextremas y la instalación de equipos de control dela producción de arena, terminación de pozos ylevantamiento artificial que deben operar enforma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.

> Interpretación de datos de presiones transitorias, utilizando regímenes deproducción obtenidos del separador. La gráfica correspondiente a la historiade pruebas de pozos (extremo superior) muestra discrepancias entre las pre -siones observadas (verde) y la curva modelada (rojo). En la gráfica logarítmicade diagnóstico (extremo inferior) de la presión y su derivada para el segun doperíodo de incremento (azul) y el tercer período de incremento (rojo), lascurvas modeladas para la presión (curvas sólidas) y la derivada (curvas deguiones) muestran grandes diferencias con respecto a los datos observados.

Incremento 1 Incremento 22,900

2,500

2,100

1,700

Pres

ión,

lpca

3/12/2005 3/13/2005 3/14/2005 3/15/2005 3/16/2005 3/17/2005Fecha

Pres

ión

dife

renc

ial y

der

ivad

a de

lapr

esió

n di

fere

ncia

l, lp

c

1,000

100

10

10.001 0.01 0.1 1.0 10

Tiempo, h

Presiones diferenciales observadasDerivadas de presiones diferenciales observadasPresiones diferenciales modeladasDerivadas de presiones diferenciales modeladas

> Interpretación de datos de presiones transitorias, utilizando regímenes deproducción obtenidos con el sistema PhaseTester. La gráfica correspon dien tea la historia de pruebas de pozos (extremo superior) muestra un buen ajusteentre las presiones observadas (verde) y la curva modelada (rojo). En la grá -fica logarítmica de diagnóstico (extremo inferior) de la presión y su derivadapara el segundo período de incremento (azul) y el tercer período de incre men -to (rojo), las curvas modeladas para la presión (curvas sólidas) y la derivada(curvas de guiones) muestran buenos ajustes con los datos observados.

34. Lungwitz BR, Hathcock RL, Koerner KR, Byrd DM, GreskoMJ, Skopec RA, Martin JW, Fredd CN y Cavazzoli GD: “Optimization of Acid Stimulation for aLoosely Consolidated Brazilian Carbonate Formation—Multidisciplinary Laboratory Assessment and FieldImplementation,” artículo de la SPE 98357, presentadoen el Simposio y Exhibición Internacional de la SPEsobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 15 al 17 de febrero de 2006.

35. Al-Anzi E, Al-Mutwa M, Al-Habib N, Al-Mumen, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D,Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel My Sandhu D: “Reacciones positivas en la estimulación deyacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4(Primavera de 2004): 28–45.Lungwitz et al, referencia 34.

36. Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Lowe T,McDiarmid A, Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G yWilliamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones deflujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

Relación vapor-petróleoRégimen de producción

Prod

ucci

ón, 1

,000

bbl

/d

40

30

0

20

10

Rela

ción

vap

or-p

etró

leo

(SOR

)

4

3

0

2

1

1° de oct. 2 de abr. 2 de oct. 3 de abr. 3 de oct. 4 de abr. 4 de oct. 5 de abr. 5 de oct.

Fecha

Todas estas operaciones se ven beneficiadas conla adopción de un enfoque de ingeniería inte-grado que puede basarse en la experiencia globalpara proveer soluciones a los nuevos problemasasociados con el petróleo pesado.

Los pozos que experimentan variaciones detemperatura extremas, tales como en losproyectos CSS y SAGD, requieren equipos de ter-minación especiales de alto desempeño. Lastemperaturas elevadas y la variación de la tempe-ratura pueden hacer que los elastómeros comunesfallen. Esto se traduce en sellos rotos, que dejanescapar la presión y los fluidos por la tubería derevestimiento, incrementando la posibilidad de

corrosión de la misma y reduciendo la eficienciade las operaciones de inyección de vapor.

Recientemente, los ingenieros de Schlumbergerdesarrollaron sistemas no elastoméricos capacesde operar con temperaturas cicladas de hasta343°C [650°F] y con presiones de hasta 21 MPa[3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen la integri-dad de la presión, permitiendo al mismo tiempoel despliegue de equipos de monitoreo y controlde yacimientos (arriba).

Los colgadores termales para tuberías derevestimiento cortas, de alta temperatura, deSchlumberger han sido utilizados en el CampoCold Lake, donde un operador importante de

Canadá ha estado dirigiendo un programa CSSconsistente en un pozo horizontal.37 Con tuberíasde revestimiento cortas diseñadas a medida ysellos estancos a la presión, en el extremo supe-rior de la tubería de revestimiento corta, eloperador logró una buena adaptación del vapor—admisión de vapor distribuida en forma uniformea lo largo del pozo horizontal—verificadamediante levantamientos sísmicos adquiridos conla técnica de repetición en el área piloto.

Los pozos SAGD también necesitan equiposde fondo con márgenes de temperatura eleva-dos. Estos pozos requieren altas tasas deincremento, control de la proximidad entre elinyector y el productor, cementación flexible,control de la producción de arena, y colgadorespara tuberías de revestimiento cortas, empaca-dores y equipos de levantamiento artificialcapaces de operar a temperaturas que puedensuperar los 280°C [536°F].

La generación de vapor representa aproxima-damente el 75% del costo de operación de un pozoSAGD. Reducir la relación vapor-petróleo (SOR),manteniendo al mismo tiempo el régimen de pro-ducción, es clave para mejorar la rentabilidad dela operación (izquierda, extremo inferior). Lareducción del consumo de solvente se traduce enun ahorro del costo energético, disminuye el volu-men de agua producida y los costos detratamiento, y reduce las emisiones de CO2.

Un componente importante del esfuerzo parareducir la relación SOR es el sistema de bombeoeléctrico sumergible de alta temperatura REDAHotline 550, regulado para operar en forma con-tinua a una temperatura de motor interna dehasta 288°C [550°F] o a una temperatura defondo de pozo de 216°C [420°F]. Su aislamientotermoplásico para el bobinado del motor, de altatemperatura, fue desarrollado inicialmente ypatentado para pozos geotermales y pozos bajoinyección de vapor. El sistema completo estádiseñado para compensar las tasas de expansióny contracción variables de los diferentes mate-riales utilizados en el diseño de la bomba.

La utilización de un sistema ESP permiteque el yacimiento sea explotado a una presiónque es independiente de la presión en boca depozo o la presión del separador, lo que mejora lacalidad del vapor que puede inyectarse. Estopermite reducir la relación SOR en un 10 a un25%, generando un ahorro de aproximadamenteUS$ 1.00 por barril de petróleo producido. Ade-más, el sistema ESP Hotline 550 poseeexcelentes estadísticas de confiabilidad; siendola instalación más larga en funcionamiento, ha

56 Oilfield Review

> Reducción de la relación vapor-petróleo (SOR), a la vez que se mantiene o se incrementa el régimende producción. La reducción de la relación SOR reduce la energía requerida para calentar el petróleopesado, disminuye el volumen de agua producida y además baja los costos de tratamiento del agua.[Datos tomados de Encana Investor Day, 7 de noviembre de 2005 http://events.onlinebroadcasting.com/encana/110705/pdfs/oilsands.pdf (Se accedió el 28 de julio de 2006)].

> Una terminación propuesta para un pozo CSS o SAGD horizontal. Los colgadores termales para tube -rías de revestimiento cortas proveen sellos estancos a la presión para aumentar la eficacia de la in -yección de vapor. El sistema de levantamiento artificial REDA Hotline 550 opera en forma continua, auna temperatura de motor interna de hasta 550°F. Los sistemas de medición de temperatura distri bui -da (DTS) monitorean los cambios de temperatura durante las operaciones de inyección de vapor yproducción de petróleo.

Levantamiento artificial

Equipo de terminación depozos, empacadores detubería de revestimientocorta y herramientas

Monitoreo y controldel yacimiento

Tubería deproducción

Otoño de 2006 57

estado operando durante 844 días. El sistemaESP Hotline 550 es utilizado por numerosos opera-dores canadienses, incluyendo Encana, Suncor,ConocoPhillips, Nexen, Total, Husky y Blackrock.

Monitoreo de la recuperación de petróleo pesadoLa comprensión del flujo de fluido en yacimien-tos de petróleo pesado es importante paraoptimizar los métodos de recuperación, especial-mente cuando se requiere calor para reducir laviscosidad y movilizar los fluidos. Se han desa-rrollado diversas técnicas entre las que seencuentran los sistemas de medición de la dis-tribución de la temperatura (DTS), losmedidores de presión permanentes, los levanta-mientos sísmicos y electromagnéticos entrepozos, las técnicas microsísmicas y el monitoreosísmico repetido.38

En el año 2004, Total E&P Canada instaló unsistema DTS de fibra óptica en un pozo de produc-ción piloto SAGD para monitorear la temperaturadurante el inicio de la producción del CampoJoslyn, situado en Alberta, Canadá.39 El yacimientoproduce de la Formación McMurray, que seexplota para producir bitumen por el método deminería en la porción oriental de la concesión. Enla porción occidental, el bitumen presente en elintervalo de 50 m se calienta mediante inyecciónde vapor y se bombea a la superficie.

La correlación del cambio de temperaturacon la viscosidad y la tasa de flujo, especial-mente cuando la región del inyector-productorse calienta por primera vez, ayuda a los ingenie-ros de yacimientos a modificar el proceso deinyección de vapor para asegurar que suficientecalor alcance toda la región correspondiente alinterior del pozo. Además del sistema de medi-ción de temperatura de fibra óptica instalado enel pozo productor, el proyecto piloto incluyó trespozos de observación que penetraron la regióndel inyector-productor a una distancia de aproxi-madamente 1 a 2 m [3 a 7 pies] de los pozos SAGD(derecha, extremo superior). Las mediciones detemperatura de los pozos de observación fueronregistradas mediante termocuplas (pares ter-moeléctricos), a lo largo del intervalo de 45 m[148 pies].

Para iniciar el proceso SAGD, se inyectóvapor en ambos pozos durante varios meses conel fin de reducir la viscosidad del bitumen. Enseptiembre de 2004, se emplazaron en el produc-tor un sistema de bombeo y una sarta deinstrumentos DTS, y se inició la producciónmientras se proseguía con la inyección de vapor

en el inyector, con un sesgo hacia la punta. Losdatos DTS adquiridos entre los meses de octubrey diciembre muestran un calentamiento general

de la región del inyector-productor, pero unazona cercana a la base del pozo se apartó de latendencia general (arriba).

> Proyecto piloto SAGD de Total E&P Canada, con un par de pozos horizontales productor-inyectorSAGD y tres pozos de observación para registrar las temperaturas en la región del inyector-productor.

Pozoproductor

Pozo inyectorde vapor

Pozo de observaciónOB1AA

Pozo de observación OB1B

Pozo de observaciónOB1C

Sarta guía Tubería deinyección

Tubería de revestimientocorta ranurada

ESP

Sarta guía

Tubería deproducción Colgador para

tubería de revestimientocorta

Tubería derevestimiento

corta

Sarta de instrumentos

Tubería derevestimiento corta

ranurada

> Datos DTS adquiridos durante tres meses a partir de octubre de 2004, donde se mues -tra el calentamiento de la región del inyector-productor. La profundidad aumenta dela base a la punta. Una zona cercana a la base del pozo no se calentó tanto como elresto de la región correspondiente al interior del pozo.

600

800

100

150

Tem

pera

tura

, °C

TiempoProfundidad, m

12/31/2004 11:14

12/14/2004 00:57

11/25/2004 15:15

11/07/2004 07:33

10/19/2004 22:52

10/01/2004 14:10Temperatura

37. Smith RJ y Perepelecta KR: “Steam Conformance AlongHorizontal Wells at Cold Lake,” artículo de lasSPE/PSCIM/CHOA 79009, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Operaciones Termales yPetróleo Pesado y en la Conferencia Internacional deTecnología de Pozos Horizontales, Calgary, 4 al 7 denoviembre de 2002.

38. Curtis C, Kopper R, Decoster E, Guzmán-García A,Huggins C, Knauer L, Minner M, Kupsch N, Linares LM,

Rough H y Waite M: “Yacimientos de petróleo pesado,”Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55.

39. Krawchuk P, Beshry MA, Brown GA y Brough B:“Predicting the Flow Distribution on Total E&P Canada’sJoslyn Project Horizontal SAGD Producing Wells UsingPermanently Installed Fiber Optic Monitoring,” artículode la SPE 102159, preparado para ser presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

En enero de 2005, el sistema de bombeo fuereemplazado por un sistema de bombeo ESP.Durante la reparación del pozo, se detuvo lainyección de vapor y la sarta DTS se removiótemporariamente. Además, se instaló una tube-ría de revestimiento corta y se reinsertó la sartaDTS. Luego, se reanudó la inyección de vapor,concentrándose en la base del inyector. Los nue-vos datos DTS indican el recalentamiento de laregión del inyector-productor (arriba).

La inspección más detallada de los datosDTS adquiridos después de la reparación mues-tra una oscilación inesperada de hasta 20C°[36F°] (derecha). Comparativamente, los datosDTS previos a la reparación muestran poca fluc-tuación. Se cree que la oscilación detemperatura observada en los datos posterioresa la reparación es causada por la flexión helicoi-dal de la sarta de tubería flexible que contieneel instrumental DTS. Antes de la reparación, lasarta DTS se encontraba emplazada probable-mente en la parte inferior de la tubería derevestimiento corta ranurada. No obstante,durante la reparación, la sarta se reinsertó y seflexionó dentro de la tubería de revestimientocorta ranurada.

La oscilación de temperatura observada,corresponde a los valores de temperatura vistosen el tope y el fondo del pozo productor. El bitu-

men calentado posee una temperatura hasta20C° más elevada en el tope del productor hori-zontal que en el fondo. Los datos de temperaturadel pozo de observación, adquiridos en el PozoOB1C antes y después de la operación de repara-ción, indican además que puede existir ungradiente de temperatura significativo en la sec-ción transversal del pozo productor (próximapágina). Por lo tanto, la interpretación de losdatos de temperatura requiere el conocimientode la posición de los sensores de temperatura enel pozo. La serie de mediciones continuas provis-tas por el instrumental DTS ayudó a esclarecerel desempeño del pozo.

El futuro del petróleo pesadoDada la abundancia de las reservas de petróleopesado, las compañías que actualmente se con-centran en la producción de petróleosconvencionales están ingresando en el ámbito delpetróleo pesado, uniéndose a otras empresas queproducen petróleo pesado desde hace variasdécadas.40 Es probable que estas compañíasrecién llegadas aporten nuevas tecnologías, ayu-dando a suplir las deficiencias tecnológicasidentificadas por los productores en el largo plazoy por otras organizaciones. Por ejemplo, la

58 Oilfield Review

> Vista en primer plano de los datos DTS, adquiridos después de la opera ciónde reparación, donde se muestra una oscilación de alta frecuencia de hasta20C° (curva roja). Comparativamente, los datos DTS previos a la repa raciónson mucho más suaves (curva azul). La oscilación de la temperatura en losdatos adquiridos después de la reparación es causada por la flexión helicoidaldel instrumental DTS. La oscilación de la temperatura representa la diferenciade temperatura entre el tope y el fondo del pozo.

Tubería derevestimiento

cortainstaladaen enerode 2005

Efecto de latubería espiral,febrero de 2005

Temperaturade flujo deltope del pozo,febrero de 2005

Temperaturadel fondo delpozo, octubrede 2004

80 100 120 140 160 180 200Temperatura, °C

100

0

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Prof

undi

dad,

m

> Datos DTS adquiridos después de la operación de reparación, donde se muestrael recalentamiento de la región del inyector-productor.

03/31/2005 18:39

03/25/2005 12:17

03/18/2005 17:48

03/11/2005 23:19

03/05/2005 04:50

02/26/2005 10:21

100

120

140

160

600 800Profundidad, m

Tem

pera

tura

, °C

Tiem

po

Temperatura

Tubería derevestimiento corta

Otoño de 2006 59

Cámara de Recursos de Alberta ha compilado unlistado de los avances necesarios para permitirque la producción de las arenas petrolíferasalcance 5 millones de bbl/d [800,000 m3/d], o un16% de la demanda norteamericana para el año2030.41 La materialización de esta visión exigiráinversiones para introducir mejoras tecnológicasen los métodos de minería y recuperación en sitioy en métodos de mejoramiento.

Por cada avance que se realiza hacia el mejo-ramiento de los métodos de recuperación depetróleo pesado, se presentan muchos caminosnuevos que señalan direcciones que necesitanmás trabajo. En el área de caracterización defluidos, los científicos están tratando de extraermás información acerca de la química del petró-leo y la estructura de sus componentes a partirde la adquisición de registros y de mediciones delaboratorio. Por ejemplo, se están registrandoavances en lo que respecta a vincular las distri-buciones de la difusión por NMR con las

longitudes de las cadenas moleculares de lospetróleos crudos.42 Los investigadores están tra-bajando para agregar mediciones de lafluorescencia a las prácticas actuales de análisisde fluidos de fondo de pozos basadas en laespectrometría, permitiendo una caracteriza-ción de fluidos más precisa y la adquisición deregistros de fluidos de fondo de pozo continuos.Se están realizando esfuerzos para estandarizarlas técnicas de laboratorio, tales como el análisisSARA, de manera de poder comparar los resulta-dos de diferentes laboratorios. Los avances entérminos de comprensión de los componentesmás pesados del petróleo crudo—los asfalte-nos—poseen el potencial de mejorar larecuperación de petróleo pesado y además ayu-dar a resolver los problemas de aseguramientodel flujo en petróleos más livianos.43

Los especialistas en petróleo pesado coinci-den en que no existe ninguna solución universalpara la evaluación y recuperación del petróleo

pesado. Algunas mejoras, tales como las registra-das en la interpretación de registros, quizásnecesiten ajustarse a las necesidades de unaregión en particular. En otros casos—por ejem-plo, el desarrollo de nuevos materiales queelevan las temperaturas de operación de losequipos de terminación de pozos de fondo—loséxitos logrados pueden tener amplia aplicación.Incluso pueden producirse otros desarrollos,incluyendo avances en el monitoreo en tiemporeal, a partir de la combinación de métodos cuyaeficacia por separado ya ha sido comprobada.

Otro punto de coincidencia es la necesidadde seguir considerando las cuestiones ambienta-les en el desarrollo de los recursos de petróleopesado. En la producción de bitumen por elmétodo de minería y en los proyectos actualesde recuperación en sitio, las consideracionesambientales y culturales constituyen una parteimportante del modelo de negocios, incluyendoel saneamiento de las áreas explotadas, la recu-peración de minerales para hacer uso de losmateriales de desecho, la minimización del con-sumo de agua, los asuntos relacionados con laspoblaciones nativas y la reducción de las emisio-nes de gas de efecto invernadero. Los nuevosproyectos tendrán que ser sensibles a éstos yotros factores, incluyendo las emisiones de CO2,la preservación del permafrost y de otros ecosis-temas frágiles, y la reducción de la energíaconsumida para calentar el petróleo pesado.

Si los yacimientos de petróleo pesado poseenuna ventaja con respecto a sus contrapartes máslivianas, ésta es su longevidad. Los campos depetróleo pesado pueden permanecer en produc-ción durante 100 o más años, tal es el caso de loscampos descubiertos en California a fines de ladécada de 1800. Según ciertas estimaciones, lasarenas petrolíferas de Canadá pueden producirdurante varios cientos de años. Las inversionesque se realicen ahora van a redituar mucho en elfuturo. —LS

> Datos de temperatura registrados en un pozo de observación, que muestrala alta temperatura registrada en el nivel del inyector y el gran gradiente detemperatura en el nivel del productor.

Elev

ació

n, m

235

240

245

250

255

260

265

Temperatura, °C

0 50 100 150 200 250

Profundidad del inyector

Profundidad del productor

Gradiente de temperatura en el productor

29 de diciembre de 200420 de marzo de 2005

40. Belani A: “It’s Time for an Industry Initiative on HeavyOil,” Journal of Petroleum Technology 58, no. 6 (Junio de2006): 40, 42.

41. Cámara de Recursos de Alberta, referencia 4.

42. Freed DE, Burcaw L y Song Y-Q: “Scaling Laws forDiffusion Coefficients in Mixtures of Alkanes,” PhysicalReview Letters 94, no. 6 (17 de febrero de 2005): 067602.Freed DE, Lisitza NV, Sen P y Song Y-Q: “MolecularComposition and Dynamics of Diffusion Measurements,”en Mullins OC, Sheu EY, Hammami A y Marshall AG(eds): Asphaltenes, Heavy Oils and Petroleomics. Ciudadde Nueva York: Springer (en imprenta).

43. Mullins OC: “Petroleomics and Structure-FunctionRelations of Crude Oils and Asphaltenes,” en Mullins OC,Sheu EY, Hammami A y Marshall AG (eds): Asphaltenes,Heavy Oils and Petroleomics. Ciudad de Nueva York:Springer (en imprenta).