Fuego bajo el crudo pesado Aplicación de la técnica THAI “Toe to Heel Injection”

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Rimac Bouby, Adolfo; Pissani Castro, Dante Maestría en Ciencias con Mención en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural, Universidad Nacional de Ingeniería Lima – Perú Septiembre 2015 Resumen: En los últimos 30 años, la tecnología petrolera ha evolucionado hacia la extracción más eficiente de hidrocarburos viscosos y rebeldes, como lo son el crudo pesado y el bitumen. El crudo pesado tiene una clasificación de 10 a 20 grados API; mientras que el extrapesado, es de 10 grados API o inferior. El bitumen, asfalto en forma natural, también tiene una clasificación de menos de 10 grados API. A diferencia de los crudos pesados, el bitumen no fluye. Esta masa negra solidificada arenosa debe ser extraída o calentada para producir crudo. En Canadá, empresas como Syncrude y Shell utilizan maquinaria pesada para excavar las llamadas arenas bituminosas. Camiones transportan el bitumen para su tratamiento con agua caliente, proceso que logra separar el crudo de la arena. A partir de allí se debe seguir mejorando el crudo antes de su refinación. Pero este proceso funciona bien para los pozos que están cercanos a la superficie. Cuando el bitumen está más profundo en el subsuelo, o cuando el crudo pesado no fluye con facilidad, los operadores deben calentar estos hidrocarburos in situ, para hacer que se muevan. Este proceso usualmente implica la inyección de vapor. Canadá ocupó titulares después que 180.000 millones de barriles de sus reservas de bitumen fueran declaradas recuperables. Esta clasificación ubica ahora a Canadá en el segundo lugar en cuanto a reservas de crudo en el mundo, lo que podría ser potenciado mucho más en los próximos años gracias a una nueva tecnología conocida como Thai/Capri, un proceso de combustión in situ que mejora la recuperación y la calidad del crudo pesado. Summary: In the last 30 years, the oil technology has evolved into the most efficient removal of viscous hydrocarbons and rebels, such as heavy oil and bitumen. The heavy oil is rated 10-20 degrees API; while the extra heavy, is 10 degrees API or less. Bitumen, asphalt, naturally, also is rated less than 10 degrees API. Unlike the heavy oil, bitumen does not flow. This sandy solidified black mass must be removed or heated to produce oil. In Canada, companies like Syncrude and Shell used heavy machinery to dig oil sands calls. Trucks transport the bitumen for hot water treatment process that manages to separate the oil from the sand. From there you should continue to improve the oil before refining. But this process works well for wells that are close to the surface. When the bitumen is deeper in the ground, or when heavy oil does not flow easily, operators must heat these hydrocarbons in situ, to make them move. This process usually involves the injection of steam. Canada made headlines after 180,000 million barrels of bitumen reserves were declared recoverable. This classification places now Canada in second place in terms of oil reserves in the world, which could be enhanced much more in the coming years thanks to a new technology known as Thai / Capri, a combustion process that improves site recovery and quality of heavy oil.

Introducción: El proyecto piloto de Petrobank no pudo venir en un momento más oportuno para Canadá. En 2003, las reservas estimadas de crudo de Canadá saltaron a 180.000 millones de barriles después que Oil & Gas Journal considerara que el bitumen, un asfalto que se produce en forma natural, de hecho es crudo recuperable tradicional. Con esta noticia, Canadá se ubica ahora en el segundo lugar, después de Arabia Saudita, en cuanto a reservas recuperables de crudo y por encima de grandes productores como Irak y Venezuela (Cuadro 1).

Hace 30 años esto habría sido inimaginable, debido al costo exorbitante de producir crudo a partir de

bitumen y otros crudos pesados. Sin embargo, hoy en día esos costos han caído de $30 a $12/barril.

Así, si ya es factible recuperar crudo de las arenas bituminosas de Canadá y del crudo extrapesado de la Faja del Orinoco en Venezuela ¿qué podría suceder si apareciera una tecnología que redujera los costos de producción y aumentara aún más la recuperación? ¿Podría entonces Estados Unidos, el tragagasolina, depender más de sus vecinos del sur y del norte para el suministro de crudo?

Desde un punto de vista realista, todavía faltan años para llegar a ese escenario. THAI, por ejemplo, tardó al menos 10 años en llegar apenas a la etapa de prueba de campo y probablemente

hagan falta otros cuatro años para que esté plenamente comercializada.

Sin embargo, si la tecnología resulta exitosa, las implicaciones son de largo alcance, especialmente para Venezuela. Si bien Canadá ahora se jacta de tener las mayores reservas de bitumen del mundo (1,69 billones de barriles, incluyendo irrecuperables), Venezuela ostenta una cifra igualmente impresionante de 1,2 billones de barriles de reservas de crudo pesado, gran parte del cual es irrecuperable.

En los campos tradicionales de Venezuela, los operadores recuperan 30% de un estimado de

75.000 millones de barriles. En la Faja del Orinoco, de crudo extrapesado, están recuperando apenas 6% de su cifra estimada de 200.000 millones de barriles. THAI promete de 70 a 80% de recuperación.

Por esa razón, lo mejor es que el Ministerio de Energía y Minas venezolano y PDVSA no pierdan de vista la tecnología THAI, señala Benito Luongo, gerente de Relaciones técnicas de Sincor. “Es una cosa que nosotros deberíamos ver con mucho, mucho cuidado y con mucho interés porque puede ser un breakthrough para todo la economía nuestra”, agrega.

¿En qué consiste Thai/Capri?

THAI en realidad combina una configuración especial de pozo vertical y horizontal con combustión in situ. CAPRI es simplemente THAI más un catalizador que se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de producción. La idea que sustenta a Thai/Capri consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer fluir el bitumen o el crudo pesado y, al mismo tiempo, mejorar el crudo antes de que salga del suelo.

Malcolm Greaves, ingeniero químico de la Universidad de Bath en Inglaterra, fue quien desarrolló por primera vez la tecnología a principios de los 90.

Desde entonces, Thai/Capri se ha seguido desarrollando y fue patentada en Canadá, Estados

Unidos, Inglaterra y Venezuela. Hoy Petrobank tiene la propiedad intelectual y sigue trabajando con Greaves y otros expertos para adelantar la tecnología.

La combustión in situ no es un proceso nuevo para los campos petroleros, donde ha sido aplicada por décadas con resultados no uniformes. Los métodos anteriores, que usaban pozos verticales, siempre han tenido resultados marginales (30% de recuperación máxima) y otros problemas.

Uno de los principales fue que los operadores no podían controlar el movimiento del frente de combustión. Por ejemplo, el fuego se iniciaba en el yacimiento, pero luego podía propagarse en cualquier dirección, dependiendo de los patrones de fractura de la estructura geológica.

Según Blacklock, Thai/Capri elimina este problema. “La razón”, explica, “es que finalmente podemos controlar el movimiento de la cámara de combustión”.

Thai/Capri lo logra usando un pozo de inyección vertical combinado con un pozo de producción horizontal, en lugar de únicamente pozos verticales.

En primer lugar, los operadores encienden un fuego que se alimenta junto con aire que se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el fondo del pozo vertical se encuentra el extremo, o “punta” (toe) de un pozo horizontal de 1.000 metros.

Al bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un calor tremendo dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo pesado, frío, cuya gravedad entonces hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal.

El gas producido a partir de la combustión hace subir el crudo hasta la superficie. Teóricamente, el frente de combustión se mueve forzosamente hacia el principio, o “talón” (heel), del pozo horizontal, en vez de moverse descontroladamente en cualquier dirección.

Esto sucede porque el frente sigue la fosa de baja presión del pozo horizontal, explica Blacklock. “La presión es menor en este pozo de producción, el crudo fluye hacia éste con lo que prácticamente succiona la cámara de combustión tras sí”, indica. Simulaciones computarizadas de este proceso predicen que la recuperación de crudo será hasta de 80%, algo nunca visto en la industria de los crudos pesados.

No sólo eso: al agregar CAPRI, el proceso mejorará el crudo ya en el subsuelo. CAPRI agrega un catalizador – similar a los que se usan en refinerías en todo el mundo – al relleno de grava que recubre el pozo horizontal.

Cuando el crudo caliente drena a través del catalizador hasta el pozo, ocurre la reacción química. Los productos no deseados como azufre, asfaltenos y metales pesados se separan del crudo. “Ahora estás produciendo un crudo espectacularmente mejorado”, señala Blacklock. “Y es mejorado in situ”. Thai/Capri podría eliminar la necesidad de mejoradores como los del complejo de Jose en el estado Anzoátegui.

Resultados de laboratorio demuestran que sólo usando THAI se transforma crudo de 11° API en crudo de 19° API. Al agregar CAPRI se puede disparar este valor hasta 26° API. “Lo que se está produciendo aquí es un crudo de muy alta calidad”, expresa Blacklock, quien señala que ni la inyección de vapor ni el Drenaje por Gravedad asistido con Vapor (SAGD) cambian la calidad API. Thai/Capri posee otras ventajas teóricas, entre ellas, que no deteriora el medio ambiente.

Por una parte, en comparación con la inyección tradicional de vapor, el proceso requiere menos energía en la superficie para hacer que fluyan el bitumen o el crudo pesado. “No te preocupa toda la energía que se requiere para generar vapor”, explica Blacklock, “Simplemente estás comprimiendo aire y haciéndolo entrar en el yacimiento”.

Al no quemar gas natural en la superficie para generar vapor, como con SAGD, Petrobank estima que pueden reducir en 22% las emisiones de dióxido de carbono.

Al eliminar los mejoradores en la superficie, también se reducirán los gases de invernadero, una consideración importante para países como Canadá que ha ratificado el Protocolo de Kyoto.

Thai/Capri también quema el coque no deseado en el subsuelo. (Normalmente, los mejoradores en la superficie eliminan el coque). Los remanentes de coque quemado sellan el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión.

Como resultado, el aire no puede ir directamente hasta el pozo horizontal ni pasar por encima del yacimiento de crudo, lo que dificulta la producción. Además, la combustión genera productos derivados beneficiosos, por ejemplo, gases, calor y agua.

Los gases arrastrados, como el nitrógeno, suben junto con el crudo hasta la superficie, donde son separados del crudo y comercializados. Se puede liberar calor para generar energía.

Es más, el agua producida será destilada, con calidad industrial, y como tal, requerirá un tratamiento mínimo para poder ser usada, por ejemplo, para irrigación.

Otras industrias podrían desarrollarse a lo largo del área de producción. “Tal vez ésta será la primera tecnología de producción de crudo verdaderamente diversificada”, agrega un optimista Blacklock.

Él insiste en que cada componente de Thai/Capri desde la inyección de aire en los pozos verticales hasta la alimentación de la cámara de combustión para recuperar el crudo de los pozos horizontales corresponde a una tecnología probada. “Sabemos que todo funciona.

Aun cuando esta tecnología es patentada y distinta, se basa en una serie de otras tecnologías y un conjunto de reacciones bien conocidas. Lo que se tiene que probar en el campo son características operacionales de la tecnología más que características físicas”, agrega Blacklock.

¿Funcionaría en Venezuela?

Si la prueba de campo de Thai/Capri en la región norte de Alberta tiene éxito el próximo año, Blacklock informa que Petrobank está preparada para financiar un proyecto similar en Venezuela.

En el 2001, él y sus colegas se acercaron a la industria petrolera venezolana para hablar sobre esta posibilidad, pero desde el paro muchas de las personas de Intevep y PDVSA que al principio expresaron algún interés ya se han ido.

Así pues, Petrobank se está preparando y nuevamente tiene planificado ofrecer una serie de presentaciones para PDVSA, el Ministerio de Energía y Minas y otros operadores privados en Caracas.

Algunos profesionales locales en el área de campos petroleros, quienes ya están familiarizados con Thai/Capri, lucen entusiastas sobre sus

perspectivas. “Yo personalmente pienso que esta tecnología va a tener una grandísima aplicación y que tiene un futuro extraordinario”, declara Luongo, de Sincor.

Igualmente confirma que Thai/Capri podría superar los problemas que enfrentaron los operadores con anteriores experimentos in situ, por ejemplo, no poder controlar el frente de Fuego cuando pasa por los yacimientos de crudo. James McGee, asesor de ingeniería de yacimientos para Intevep, concuerda.

“La combustión in situ permite un factor de recuperación muy elevado, pero es difícil de controlar. Con el concepto THAI se puede alcanzar un control considerable sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente, lo que representa un gran beneficio.

Luego cuando pasas al concepto CAPRI, en el que se agrega el catalizador, se obtienen elevados factores de recuperación y crudo fácil de mejorar”, señala. McGee explica que un problema con Thai/Capri podría ser sus temperaturas extremadamente altas, las cuales podrían achicharrar todo en el yacimiento.

Por esa razón, sugiere a Petrobank que considere la “combustión húmeda” o el bombeo de agua junto con aire por el pozo vertical, para controlar el tremendo calor.

Además, equipos tales como revestimientos, cubiertas y cabezales de pozo tendrían que resistir el calor. Blacklock señala que ingenieros de Intevep expresaron otra preocupación: de qué manera el proceso podría cambiar la composición del crudo producido.

Éste podría perder características importantes, lo que haría más difícil o imposible la refinación.

El principal problema, por supuesto, será la factibilidad económica. Hasta que Petrobank culmine el proyecto piloto y resuelva los problemas, nadie sabe cuál será el costo de producir un barril de crudo con Thai/Capri. Diego González, asesor petrolero y ex gerente de PDVSA Gas, piensa que la industria del crudo pesado venezolana sólo será persuadida por lo esencial. Expresa que “las tecnologías son conocidas, no hay nada nuevo.

El nombre del juego es economía. Es un asunto de tiempo y dinero; es todo. La cantidad de petróleo no importa porque se puede producir del modo convencional. Puedes perforar mil pozos en la Faja y nunca encontrarás uno seco. Todos producirán, y las vías convencionales son verdaderamente baratas”.

En la Faja, Sincor y otros operadores recuperan crudo con los medios convencionales, o con producción en frío. Esta última se usa en pozos con

bombas a fondo del pozo y ningún calor. (El crudo en la Faja es suficientemente caliente para fluir).

Una vez que el crudo se bombea hacia la superficie y se enfría, los operadores agregan diluyentes para hacerlo fluir en la tubería.

La tasa de recuperación general de este proceso en frío ahora es de 4 a 6% y probablemente nunca supere 10 a 12%. Incluso con estas bajas tasas de recuperación, los métodos convencionales son significativamente más económicos que los demás.

“Están haciendo producción en frío con unas tasas de rendimiento muy atractivas, por lo que actualmente no existe ningún incentivo para pasar a la recuperación secundaria”, explica McGee.

Al emplear la producción en frío, Sincor produce actualmente 200.000 b/d de aproximadamente 140 pozos activos en la Faja. Sin embargo, en el futuro, Luongo señala que Thai/Capri podría convertirse en una opción viable, dependiendo de cómo se comporten los campos de crudo pesado del Orinoco y de cómo se agoten durante los próximos 35 años de su contrato.

Agrega que “Después de que los operadores en la Faja hayan estado produciendo, digamos por 15 años, se ve que no tendrán suficiente reserva para soportar una producción continua de 200.000 barriles, como en el caso nuestro ¿Qué van a hacer? Tienen que buscar los medios de cómo producir o de aumentar la recuperación. Si no, no pueden suplir el crudo necesario que tiene que ir al mejorador”.

Luongo piensa que PDVSA debería considerar la ejecución de un programa piloto Thai/Capri ahora y no esperar. Es de la opinión que Thai/Capri, si funciona, podría cambiar radicalmente los valores de las reservas estimadas venezolanas. “Imaginen que se aplique aquí en Venezuela, en la Faja.

Si ya tenemos un estimado de 200.000 millones de barriles recuperables y aplicamos esta tecnología que recupera de 70 a 80%, podemos tener una idea de la cantidad de posibles reservas adicionales que tenemos”, agrega.

Thai/Capri también podría funcionar en los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente para incrementar la producción.

Dado que la inyección de vapor sólo produce una recuperación promedio de 30%, PDVSA empezó a utilizar SAGD hace cinco años, según McGee. Tres pares de pozos en tierra con SAGD cerca de Tijuana están recuperando actualmente 40% de un yacimiento que en algún momento no produjo más de 18%.

Pero McGee señala que la generación e inyección de vapor es extremadamente costosa. Thai/Capri,

por otra parte, sólo requiere “los fluidos más baratos y abundantes en la Tierra: agua y aire”, y agrega “¿Qué más podríamos desear? Simplemente se toma un compresor para comprimir aire, una bomba para bombear el agua, se hace todo in situ para que el pozo no vea altas temperaturas. Pienso que la economía de THAI será extremadamente mejor que la de SAGD”.

El proyecto del Lago Cristina y pruebas adicionales a la larga definirán esta economía. Entretanto, el futuro de Thai/Capri en los campos de crudo pesado en Venezuela sigue siendo pura especulación para personas como Luongo y McGee.

“El concepto de THAI ofrece un medio para controlar la combustión. Entonces, si se pone el catalizador alrededor del pozo de producción, se obtiene mejoramiento in situ”, afirma McGee, maravillado. “Suena hermoso en lo que a tecnología se refiere”.

Conclusiones

• ISC es una técnica que ha sido

extensamente probada y se han

identificado las causas de los fracasos.

• Existen proyectos relativamente

pequeños que han demostrado ser

económicos.

• La economía puede mejorar por

razones de escala.

• El conocimiento del mecanismo del

proceso y la experiencia operativa ha

reducido el riesgo de aplicación.