La producción de las acumulaciones de crudo Extra Pesado existentes en el subsuelo (ºAPI<10) depende de la movilidad efectiva que se logre para ese crudo, por ende la productividad de los pozos de cualquier acumulación de este tipo, se concentra en la reducción de la viscosidad del crudo a condiciones de yacimiento
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La movilidad del hidrocarburo a condiciones de yacimiento es resultado de la relación permeabilidad/viscosidad (K/MU). Adicionalmente, es una realidad que la mayoría de las acumulaciones de crudo extra pesado en Venezuela se presentan en arenas deleznables donde la permeabilidad es sumamente alta (5-10-20 darcys).
Como resultado de esta característica común de la roca-recipiente, la manera más efectiva de mejorar la movilidad del crudo, y en consecuencia la productividad de los pozos de cualquier acumulación de este tipo, se concentra en la reducción de la viscosidad del crudo a condiciones de yacimiento. Esto se refiere a la movilidad del crudo en el subsuelo. Por separado se trata la reducción de viscosidad en los sistemas de transporte en la superficie.
Afortunadamente para los fines de mejorar la movilidad del crudo in-situ y por tanto la productividad de los pozos, la viscosidad del hidrocarburo a producirse es función doble logarítmica
de su temperatura: MU= f(loglogT). Así, incrementar la temperatura del crudo resulta en un impacto enorme en la reducción de su viscosidad y por tanto en el incremento de su movilidad.
Esto resulta en incrementos importantes de tasas a nivel de pozos e incrementos de recobro a nivel de las acumulaciones, sin menospreciar los aumentos de costos y los elementos asociados a generar ese incremento de temperatura de los fluidos a nivel de yacimiento.
Dado que el agua y sus cambios de fase (liquido a vapor y viceversa) permiten acumular y liberar importantes niveles de energía tanto en el calor sensible como latente, se ha utilizado con gran éxito el vapor de agua para lograr el transporte de calor al subsuelo. Aunque hay otras opciones de llevar calor adicional al subsuelo, como son el generado por la combinación electricidad-resistencia eléctrica y otros, el agua en estado de vapor a alta presión y temperatura se ha convertido en un proceso maduro que permite lograr esa adición de calor a las acumulaciones de crudo extra pesado.
Otras opciones de generar calor a nivel de yacimiento, como por ejemplo combustión in-situ, y reacciones químicas que lo liberen, han resultado mucho más costosas que la simple transferencia del calor transportado por vapor de agua a alta presión y temperatura.
Esta adición del calor transportado en el vapor de agua, aplicado en forma intermitente (IAV) y en forma continua (ICV) y en distintas modalidades, representa la opción preferida y económicamente más atractiva para lograr la reducción de viscosidad deseada.
Está claro que el proceso indicado tiene importantes implicaciones operacionales y de costo, como son el suministro del agua para generar el vapor, el transporte del vapor al yacimiento a través de los pozos, el manejo de la producción asociada del agua inyectada y otros. Sin embargo, esta ha sido y sigue siendo la opción preferida desde el punto de vista económico para lograr la reducción de la viscosidad del crudo a nivel de yacimiento: incrementar su temperatura.
Aunque hay opciones tales como dilución en el fondo y adición de agentes químicos reductores de viscosidad, un conjunto de condiciones operacionales y de costos continúan haciendo el uso del vapor de agua como el mecanismo más utilizado en el transporte de calor a los yacimientos de crudo extra pesado.
Logrado el incremento de movilidad del crudo y productividad de los pozos, que permiten al crudo producido llegar a la superficie, su transporte a relativas cortas distancias hasta las instalaciones de tratamiento y manejo de los fluidos producidos, y luego el transporte a larga distancia del crudo ya llevado a especificaciones (luego del tratamiento requerido), para su entrega y refinación o exportación, representan procesos adicionales que tienen que manejarse adecuadamente,
Al igual que en subsuelo, hay opciones para mantener en la superficie una viscosidad del crudo producido que permita su transporte: calor, dilución, formación de emulsiones estables y otras son opciones válidas, todas con diferentes condiciones operacionales, logísticas y de costos asociados.
En resumen, hay dos grandes temas a manejar en la explotación de crudos extra pesados: lograr la reducción de la viscosidad del crudo a nivel de yacimiento en el subsuelo y mantener la viscosidad reducida a niveles aceptables en el transporte en la superficie, a distancias cortas y largas (cortas para tratamiento de los fluidos y largas para su entrega a refinerías y/o transporte de exportación).
Opciones de Subsuelo
La experiencia acumulada en el desarrollo histórico de los yacimientos de crudo extra pesado tanto en el Occidente como en el Oriente de Venezuela deja poca duda de que en la etapa actual del desarrollo de las reservas remanentes, el método preferido de incremento de productividad y de factor de recobro a mediano plazo será la utilización masiva continuada de la inyección de vapor en sus distintas modalidades, aun después de haberse aceptado la utilización de la geometría de pozos “horizontales” que realmente son altamente inclinados. Esto último por la existencia de arenas lenticulares de continuidad lateral limitada.
Por ello, en un trabajo separado que ha publicado EGEP se indican los argumentos que apoyan la decisión de proponer la inyección masiva de vapor de agua en los yacimientos de crudo extra pesado, como una etapa previa a la implantación de procesos mucho más complicados como por ejemplo la dilución in-situ a nivel de yacimiento, el mejoramiento in-situ, combustión y otros.
El trabajo específico donde se discute y se concluye sobre la opción de inyección de vapor de agua como mecanismo preferido a utilizarse en esta etapa del desarrollo de los grandes yacimientos de crudo extra pesado en Venezuela se incluye como Referencia 1.
A continuación, una discusión breve de las opciones ya probadas en el pasado y hoy disponibles para el manejo en la superficie de los fluidos producidos, y que forma parte del manejo integral (fondo-superficie) de la producción de los yacimientos de crudo extra pesado del país.
Opciones de Superficie
Como se indica en la sección anterior, se recomienda que la producción futura de crudo extra pesado resulte de la utilización masiva de inyección de vapor, primero alterna y luego continua, en pozos con secciones laterales altamente inclinadas que accedan al mayor volumen posible de las arenas con extensión lateral limitada.
Bajo ese esquema de producción no debe requerirse la inyección de diluente en el fondo de los pozos, ya que la reducción de viscosidad para incrementar la movilidad del crudo a nivel de yacimiento y el incremento localizado de presión en la vecindad de los pozos se debe haber logrado con el incremento de la temperatura resultante de la inyección de vapor.
Bajo ese escenario, el resto del transporte en superficie debe considerar los distintos tramos de transporte asi: entre los cabezales de los pozos hasta los múltiples de producción, de los múltiples de producción a las instalaciones de tratamiento para llevar el crudo extra pesado (diluido o nó) hasta los puntos de entrega para transporte a distancia, y finalmente el transporte a larga distancia para la entrega final del crudo a las instalaciones de refinación o para el embarque de exportación.
Se discute por separado el transporte en los tres tramos o segmentos de transporte en superficie.
Los segmentos de transporte en superficie a considerar son:
Cabezales de Pozos a Múltiples de Producción considerando utilización masiva de inyección de vapor
El proceso de adición de diluente a nivel de cabezal que se ha venido utilizando dejaría de ser necesario. A esto contribuiría, además del efecto de la temperatura, la condición de que el crudo caliente se produce con agua, tanto inyectada (por retroflujo) como el flujo de agua propia de los yacimientos.
Múltiples de Producción a Instalaciones de Separación y Tratamiento
Históricamente, las operaciones se han manejado sin la utilización masiva de vapor, por lo que se ha requerido de dilución desde el cabezal del crudo extra pesado producido. Con la adición de crudo liviano, nafta u otras fracciones livianas a nivel de cabezal, para llevar el crudo producido de unos 10 grados API a una mezcla diluida de unos 16 grados API, no se ha requerido la adición de calor para el transporte a las instalaciones de separación y tratamiento.
Sin embargo, ante la escasez de crudo liviano, nafta u otros cortes livianos para ser utilizados como diluente, se propone utilizar calentamiento limitado y control con aislantes de la pérdida de calor en las tuberías de esta parte del sistema de superficie.
Esto se ha hecho en el pasado y se puede volver a hacer. De hecho, a nivel mundial, es un proceso habitual del transporte de crudos extra pesados en otros países. Obviamente hay opciones para la generación de ese calor en la superficie, como son gas cuando está disponible, e inclusive calor generado quemando parte del crudo producido.
Los métodos tradicionales de aislamiento térmico se han venido mejorando con el desarrollo de recubrimientos efectivos, de alta durabilidad y costo razonable, capaces de permitir un “tiempo de parada extendido” que permita a su vez hacer paradas del bombeo sin sustitución inmediata en las líneas del crudo extra pesado por agua.
Transporte a Distancia desde Instalaciones de Tratamiento hasta Refinerías y/o Puertos de Embarque
Si el crudo extra pesado se ha diluido a nivel de cabezal en los pozos, no se ha requerido adición de calor para ese transporte a distancia, sin que haya habido que manejar dificultades adicionales por suspensión del bombeo y “solidificación” del crudo en las líneas, impidiendo el reinicio del bombeo ante el incremento en la viscosidad por el enfriamiento al pasar el tiempo durante la parada no-programada en el bombeo.
Sin embargo, se tienen en el país casos específicos de manejo a largas distancias de crudo extra pesado, utilizando calentamiento en lugar de dilución.
Por ejemplo, en el Occidente del país, la operación del Oleoducto Boscán-Bajo Grande durante muchísimos años (primero por Chevron y luego por filiales de PDVSA) siempre fue con calentamiento en la Estación Principal del Campo Boscán.
Obviamente, el deterioro con el tiempo del oleoducto y la resultante degradación de su máxima presión de operación limitó el tiempo disponible para reparaciones o sustitución del crudo en la línea por agua, para permitir el reinicio del bombeo después de reparar filtraciones y/o roturas de la tubería.
Cuando se planteó la sustitución del oleoducto por uno nuevo, en razón de su estado físico y la reducción de la presión máxima de operación para permitir el reinicio del bombeo, resultando en un tiempo reducido para efectuar las reparaciones ante las pérdidas de calor, enfriamiento y aumento de la viscosidad, se evaluó extensamente la combinación de diámetros y aislantes térmicos que permitiera incrementar el tiempo disponible para efectuar las reparaciones o sustituir los fluidos contenidos en el oleoducto.
Ante la disponibilidad de una tubería de gran diámetro (26 pulgadas) caliente y enterrada, que por su volumen de crudo caliente contenido permitía un tiempo de respuesta equivalente al de una tubería de mucho menos diámetro (20 pulgadas) recubierta con aislante térmico y enterrada, y la comparación con el costo de la tubería de menor diámetro, se optó por utilizar la tubería sin aislante térmico, enterrada.
Otro ejemplo en el Oriente del país, lo representa el transporte de crudo extra pesado calentado de Morichal a Caripito, con calentamiento en el punto de despacho y calentamiento adicional en un punto intermedio, a medio camino del destino.
En ese caso, la tubería no se enterró (salvo en algunos cruces) sino que se utilizó una opción de “berming”, en la cual la tubería superficial se recubrió a lo largo de su trayecto con una pequeña pirámide de tierra para limitar las pérdidas de calor. Ello permitía detectar y reparar rápidamente las filtraciones y/o rupturas de la tubería.
Elementos para comparación de costos (inversión y operación) de opciones de transporte
De la discusión que antecede se concluye que las tres opciones que se deben comparar para el transporte de crudo extra pesado son:
- Dilución
- calentamiento y
- Uso de aditivos reductores de viscosidad
Dilución
Al utilizar dilución para el transporte debe considerar los siguientes elementos:
- Diámetro de la tubería a utilizarse y costo de la misma
- Disponibilidad de diluente (crudo liviano, nafta o equivalente)
- Valor agregado de la mezcla por venta del crudo diluido y degradación del precio original del diluente
- Costo total de transporte (desde el cabezal hasta la entrega en refinería o puerto) por barril extraído de crudo original extra pesado
- Costo total de operación (incluye todas las operaciones intermedias)
Este último rubro considera todos los elementos de la operación como son separación de los fluidos, remoción de agua y sal, y otros (excluyendo el elemento transporte antes indicado).
Adicionalmente, se debe considerar el costo, por barril extraído, de las operaciones para escenarios de contingencia.
Calentamiento
Al utilizar calentamiento para el transporte debe considerar los siguientes elementos:
- Diámetro de la tubería a utilizarse y costo de la misma
- Combustible utilizado para la generación del calor (gas, diésel, crudo)
- Costo total de transporte (desde el cabezal hasta la entrega en refinería o puerto) por barril extraído del crudo original extra pesado
- Costo total de operación (incluye todas las operaciones intermedias)
Este último rubro considera todos los elementos de la operación como son separación de los fluidos, remoción de agua y sal, y otros (excluyendo el elemento transporte antes indicado).
Adicionalmente, se debe considerar el costo, por barril extraído, de las operaciones para escenarios de contingencia.
Aditivos reductores de viscosidad
Al utilizar aditivos visco reductores para el transporte debe considerar los siguientes elementos:
- Diámetro de la tubería a utilizarse y costo de la misma
- Costo de los aditivos visco reductores y sistema de dosificación
- Costo total de transporte (desde el cabezal hasta la entrega en refinería o puerto) por barril extraído del crudo original extra pesado
- Costo total de operación (incluye todas las operaciones intermedias)
Este último rubro considera todos los elementos de la operación como son separación de los fluidos, remoción de agua y sal, y otros (excluyendo el elemento transporte antes indicado), todo esto considerando los aditivos visco reductores.
Adicionalmente, se debe considerar el costo, por barril extraído, de las operaciones para escenarios de contingencia.
Conclusiones
La comparación de costos entre las distintas opciones se debe adelantar para casos específicos de tasas, distancias, costos del combustible, costos de los aditivos etc.
No parece acertado hacer comparaciones paramétricas que pudieran no representar escenarios implantables desde el punto de vista práctico.
Por lo tanto, caso a caso, se deben comparar las opciones de niveles de inversión y costos de operación para las tres opciones de transporte, utilizando las características reales del caso operacional especifico. Los detalles se refieren a tasas, diámetros de tubería, geometría del sistema de transporte, distancias y los otros detalles específicos que sean pertinentes.