Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo pesado

7/27/2019 Tecnologas para desarrollar yacimientos de crudo pesado

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Tecnologas para desarrollar yacimientos de crudo pesado

12/09/2009 in Internacional

por Edward Hanzlik

El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para

decidir los mtodos de extraccin, produccin y procesamiento de un campo.

Las pruebas de laboratorio brindan informacin acerca de los atributos

termodinmicos y fsicos de las reservas de crudo pesado de una compaa.

Sin embargo, el equipo de laboratorio debe ser capaz de recrear condiciones

de presin, volumen y temperatura representativas del subsuelo durante la

recuperacin. Versin ampliada del artculo publicado en la edicin impresa.

Nota de la Redaccin: A medida que disminuye el suministro global de crudos

livianos y medianos, los depsitos de crudos pesados cobran importancia, y las

compaas petroleras inevitablemente comienzan a considerar los costos y la

logstica para desarrollar esos campos. Los pases andinos poseen una porcin

muy importante de los yacimientos mundiales de crudos pesados. Estos ya se

explotan exitosamente en la Faja Petrolfera del Orinoco de Venezuela, y

Colombia en particular viene promocionando activamente la oportunidad dehacerlo.

El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para

decidir los mejores mtodos de extraccin, produccin y procesamiento de un

campo. Las pruebas de laboratorio de las muestras de fluido brindan valiosa

informacin acerca de las propiedades termodinmicas y fsicas de las

reservas de crudo pesado de una compaa. Sin embargo, el equipo de

laboratorio debe ser capaz

de recrear condiciones de presin, volumen y temperatura representativas del

ambiente del subsuelo durante la recuperacin. En el caso de los crudos

pesados, esto podra involucrar presiones y temperaturas elevadas

relacionadas con procesos de recuperacin, como la inyeccin de vapor.

El presente artculo, de un experto consultor de Chevron, destaca las

generalidades tcnicas de los principales mtodos de produccin de crudos


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pesados y extrapesados.

El petrleo pesado se define como un aceite que tiene una viscosidad de

petrleo muerto (dead oil viscosity), a la temperatura original del yacimiento,

mayor a 100 centipoise (cP), o (a falta de datos de viscosidad) una gravedad

API menor a 22,3. Cotiza a un menor precio que los crudos livianos,

especialmente cuando presenta un alto contenido de azufre y metales pesados.

As mismo, la productividad de los pozos es menor y puede dificultar el

transporte para su comercializacin. Por lo tanto, la explotacin exitosa del

petrleo pesado requiere planeacin y ejecucin cuidadosas.

Los elementos clave para una operacin exitosa con crudo pesado son varios.

Se debe considerar la cadena de valor completa desde el campo productor

hasta el transporte, la comercializacin, el mejoramiento y la refinacin de este

petrleo. Para lograr una recuperacin ptima y xito econmico, el operador

debe tener la experiencia organizacional y la capacidad para implementar y

dirigir la operacin eficientemente, adems de mejorar y optimizar las

operaciones de manera constante. Todas estas tareas deben ser dirigidas

en una forma tal que cumplan con los estndares y expectativas ambientales.

Una caracterizacin fidedigna de los recursos de crudo pesado es vital, sin

importar la opcin de desarrollo que se escoja. Un buen conocimiento

geolgico resulta esencial. Tratndose de petrleo pesado se deben estimar

cuidadosamente los parmetros importantes de roca y roca/fluido, que afectan

la productividadespecialmente la viscosidad del petrleo y su permeabilidad

relativa. Las mediciones adecuadas son difciles y por ello los laboratoriosdonde estas se lleven a cabo deben tener experiencia con crudos pesados y

deben ser seleccionados meticulosamente.

Recuperacin primaria

La recuperacin primaria se puede aplicar para petrleo de gravedad API muy

baja. Por lo general, es el mtodo preferido, si resulta econmico. Los factores

clave para tener una produccin primaria exitosa son la energa del reservorio

(presin del reservorio y cantidad de gas disuelto) y la movilidad del petrleo


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(permeabilidad/viscosidad del aceite). Un ejemplo de produccin primaria

exitosa es el campo gigante Boscn en la regin occidental de Venezuela. Este

campo ha producido ms de 1300 millones de barriles de petrleo de 10 API

en ms de 50 aos de operacin.

La aplicacin de tecnologa moderna ha incrementado las opciones para la

produccin primaria de crudos pesados. Un ejemplo es el campo Bare,

localizado en la regin del Orinoco en Venezuela. El yacimiento principal

contiene petrleo de 9 API, tiene una profundidad de 3500 pies (1070 metros),

una presin inicial de

1220 psi y una viscosidad mayor a 1000 cP. El desarrollo inicial del campo, aprincipios de la dcada de 1980, se basaba en pozos verticales. Para alcanzar

la productividad deseada del pozo se us estimulacin cclica con vapor. La

tecnologa de pozos horizontales se prob en Bare a mediados de la dcada de

1990. Como consecuencia de la utilizacin de terminaciones horizontales de

1500 pies (460 metros), se obtuvo una productividad de pozo mayor a 1000

barriles por da. Esto cambi por completo los planes de desarrollo del campo y

demostr la factibilidad de utilizar pozos horizontales y produccin primaria

para el desarrollo inicial de cuatro proyectos integrados de

produccin/mejoramiento en el Orinoco. La capacidad productiva total de estos

proyectos es de aproximadamente 600.000 barriles de aceite por da.

Inyeccin de agua y, o, mantenimiento de presin

La inyeccin de agua puede ser aplicada en algunos yacimientos de crudo

pesado donde los procesos de recuperacin mejorada de petrleo no sontcnica o econmicamente posibles. Sin embargo, la inyeccin de agua para la

extraccin de crudo pesado mejora marginalmente la recuperacin final (de 2%

a 20%, con respecto a la recuperacin primaria) en comparacin con la

recuperacin mejorada. Para considerar su aplicacin, los factores clave son la

viscosidad del crudo, la heterogeneidad de la permeabilidad, as como la

continuidad de estratos de alta permeabilidad dentro del yacimiento. La


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viscosidad afecta fuertemente el escape de burbujas de agua (water fingering)

por causa de inestabilidades

viscosas y, a su vez, la recuperacin final. De forma similar, si un yacimiento

tiene un alto grado de variacin en la permeabilidad, as como continuidad de

estratos de alta permeabilidad entre pozos, la recuperacin ser afectada de

forma adversa y la inyeccin de agua podra no ser factible.

Buena parte de la recuperacin de petrleo ocurre con altos porcentajes de

corte de agua. Sin embargo, la inyeccin de agua puede ayudar a mantener la

productividad del pozo y los resultados pueden ser impresionantes si se

presentan condiciones favorables en el yacimiento. Un ejemplo es el campoCaptain que opera Chevron en el mar del Norte. El petrleo en Captain tiene 20

API con una viscosidad de petrleo vivo (live oil viscosity) de 88 cP. El campo

Captain tiene un yacimiento con arenas de alta calidad con una porosidad de

30% y 7 Darcies de permeabilidad. El campo ha mantenido una produccin

estable de 50.000 a 60.000 barriles por da mediante el uso de inyeccin de

agua y un cuidadoso manejo del reservorio. El factor de recuperacin actual es

mayor a 20% y se espera que la recuperacin final sea de 30%.

Recuperacin mejorada de petrleo: inyeccin de vapor

Las tcnicas de recuperacin mejorada pueden aumentar significativamente la

recuperacin final. En algunos casos, como las arenas bituminosas en

Athabasca, Canad, este mtodo puede ser utilizado cuando la produccin

primaria no es factible. Sin embargo, la recuperacin mejorada involucra

inversiones y gastos operativos muy superiores a los requeridos por laproduccin primaria o

la inyeccin de agua.

El proceso de inyeccin de vapor es una de las tcnicas dominantes en la

recuperacin mejorada de la extraccin de petrleo pesado. Por lo tanto, la

discusin en este trabajo se concentrar en la recuperacin mejorada por

inyeccin de vapor. As, la historia de la produccin del campo Kern River, en

California, muestra que el impacto de la inyeccin de vapor sobre la produccin


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de este campo ha sido dramtico. El pico de produccin con inyeccin de vapor

fue de aproximadamente 120.000 barriles por datres veces la produccin

mxima alcanzada mediante recuperacin primaria.

Hay cuatro factores clave para una operacin efectiva y eficiente de

recuperacin mejorada:

Generacin eficiente de vapor.

Distribucin efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo.

Monitoreo efectivo de la produccin.

Monitoreo efectivo del calor y la saturacin en el yacimiento.

Generacin eficiente de vapor

El vapor se produce por medio de generadores de vapor convencionales de un

paso o mediante instalaciones de cogeneracin, que producen vapor y energa

elctrica. Por ejemplo, en el Valle de San Joaqun de California la empresa

Chevron cuenta con un centro de control completamente integrado para los

generadores de vapor, el cual monitorea todas las operaciones de los

generadores de vapor convencionales. Parmetros crticos, como el flujo de

gas combustible y aire para la combustin, el exceso de oxgeno y la calidaddel vapor son constantemente medidos y controlados; as mismo, todos los

datos se registran. Los generadores

de vapor tienen una configuracin altamente eficiente con recirculacin de

gases de escape y con quemadores de combustin escalonados para reducir

las emisiones de xidos de nitrgeno.

Distribucin efectiva de vaporEl vapor que se inyecta en los campos petroleros es saturado (hmedo) y tiene

dos faseslquido y vapor, lo que lo hace difcil de medir y controlar. Adems,

los sistemas de distribucin de vapor regularmente lo suministran a cientos de

pozos de inyeccin. Cuatro problemas interrelacionados se asocian con esta

distribucin.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, tanto en la superficie como en

el subsuelo, y la calidad del vapor (cociente de masa de fase vapor sobre fase


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lquida) tambin debe ser medida y controlada conforme el vapor se distribuye

a travs del campo. A lo largo de muchos aos, Chevron ha desarrollado y

optimizado econmicamente soluciones para este tipo de problemas.

El mtodo de estranguladores de orificio fijo en flujo crtico es el preferido para

el control y medicin del flujo de vapor. Su desempeo se basa en las

ecuaciones desarrolladas en los laboratorios de flujo de vapor de Chevron,

verificadas en condiciones de campo. La medicin de la calidad de vapor en el

cabezal de pozo se realiza combinando una placa de orificio y un estrangulador

fijo. Las ecuaciones para la combinacin de placa y estrangulador se resuelven

simultneamente para el flujo y la calidad de vapor. La instrumentacin de

medicin es simple, compacta y de bajo costo. Puede ser operada mediante el

uso de paneles solares

como fuente de energa y movilizada fcilmente de pozo a pozo por una

persona.

El control de la calidad de vapor en sistemas de distribucin superficiales

complejos se realiza mediante un dispositivo, desarrollado por Chevron,

denominado Splitigator. Este dispositivo suministra el vapor, de una calidad

especfica, a los ramales del sistema de distribucin y que se coloca en las

interconexiones de dicho sistema. De esta manera, el dispositivo impactar el

desempeo del yacimiento e influir de forma positiva en la economa del

proyecto.

Ahora, considerando el subsuelo, la distribucin apropiada de vapor a las

zonas individuales es importante si se quiere alcanzar una recuperacin y undesempeo econmico ptimo de inyeccin de vapor en arenas mltiples. Se

han desarrollado herramientas de pozo para controlar la distribucin de calor y

el desempeo del campo y se han demostrado los beneficios de una

distribucin apropiada del mismo.

Monitoreo efectivo de la produccin

La optimizacin de procesos costosos de recuperacin mejorada demanda un

excelente monitoreo de produccin. Chevron lleva a cabo aproximadamente


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2500 pruebas en pozos productivos al da para sus operaciones trmicas en

California. Estos datos son utilizados para optimizar el tiempo de las

operaciones de remediacin en los pozos y analizar el desempeo del

yacimiento.

Monitoreo en el yacimiento

En el campo Kern River, Chevron tiene aproximadamente 8000 pozos activos y

660 pozos de observacin. La identificacin del vapor, la saturacin de crudo y

los registros de temperatura

provenientes de pozos de observacin se utilizan para desarrollar geomodelos

de variaciones temporales de saturacin de petrleo y temperatura. Estainformacin se utiliza posteriormente para identificar las reas que necesitan

vapor adicional o las que han alcanzado un estado de maduracin de la

inyeccin de vapor. En otros campos, donde resulta apropiado, se han utilizado

mtodos de monitoreo indirecto. Estos incluyen medidores de inclinacin,

sensores remotos por satlite y monitoreo de ssmica 4D.

Conclusiones

* La recuperacin primaria puede ser una opcin, incluso para crudos muy

pesados, si en el yacimiento existen condiciones que lo permitan.

* La inyeccin de agua y el mantenimiento de presin puede ser aplicable en

algunos tipos de crudos pesados menos viscosos, pero la mayor parte de la

recuperacin ocurre con altos cortes de agua y el incremento en la

recuperacin es usualmente marginal en comparacin con la recuperacin

mejorada con vapor.* Las innovaciones tecnolgicas han incrementado las aplicaciones de

recuperacin primaria e inyeccin de agua en yacimientos de crudo pesado.

* La aplicacin efectiva de innovaciones tecnolgicas en operaciones de

recuperacin mejorada por inyeccin de vapor provee beneficios econmicos

significativos.

PETROLEO INTERNACIONAL

Miguel Mendoza Ponce


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Jos Alberto Murillo Hernndez, alumno del Posgrado de esta institucin,

obtuvo el grado de doctor luego de defender exitosamente su tesis Efecto de

los lquidos inicos y la acuatermlisis en las propiedades del crudo pesado de

la angostura,

presentada el pasado 2 de marzo en el auditorio Bruno Mascanzoni.

La investigacin desarrollada por Murillo Hernndez es la primera que se

presenta en su tipo en Mxico, sobre la recuperacin mejorada de petrleo

crudo pesado mediante la adicin de lquidos inicos y el tratamiento en

condiciones de acuatermlisis, la cual podra convertirse en una tecnologa

que coadyuve a mejorar las propiedades de los crudos pesados y facilitar sumanejo durante las etapas de extraccin, transporte y procesamiento.

Los resultados presentados por el novel doctor abren una perspectiva amplia

de investigacin y desarrollo tecnolgico, mediante la aplicacin de una idea

original iniciada por los doctores Jos Manuel Domnguez Esquivel y Simn

Lpez Ramrez en 2004, cuando ambos especialistas del IMP realizaron el

diseo de experimentos que posteriormente condujeron a la realizacin de un

proyecto facturable para Pemex Exploracin y Produccin (PEP) en 2006,

basndose en las interacciones moleculares que ocurren entre los crudos

pesados y los lquidos inicos.

Estos ltimos tienen propiedades muy interesantes, por ejemplo son sales en

estado lquido a temperatura ambiente y en ese estado permanecen estables

hasta los 300 y 350 grados centgrados, adems de que son solventes

ecolgicos (solventes verdes), porque a diferencia de los orgnicostradicionales no se evaporan en ese intervalo de temperaturas, no son txicos y

s fciles de sintetizar y de reciclar.

Los doctores Simn Lpez Ramrez y Jos Manuel Domnguez Esquivel,

directores

de esta tesis, participaron como sinodales junto con el doctor Jess Rivera y el

ingeniero Jos Guevara Gonzlez, ambos de PEP, as como con el doctor

Isidoro Garca Cruz, del IMP, quienes luego de felicitar a Jos Alberto Murillo


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Hernndez por su disertacin, lo aprobaron por unanimidad.

e acaba el petrleo? (ARI)

Pablo Benavides

ARI N 83/2008 -23/07/2008

Tema: Este ARI considera la posibilidad de que se llegue al fin de la era del

petrleo y repasa los distintos aspectos de una situacin muy compleja y

dependiente de mltiples factores.

Resumen: El petrleo, como tantos otros recursos naturales, est llamado a

disminuir y, en ltimo trmino, corre el riesgo de desaparecer. Sin embargo,

como coment el Jeque Yamani, creador y gestor de la OPEP durante largosaos, al igual que la edad de la piedra no se agot por falta de piedra, la era

del petrleo no se extinguir por falta de petrleo. La realidad probablemente

no caben dogmatismos en esta cuestin es que ni la boutade del Jeque ni los

augurios de los pesimistas responden pr completo a una situacin muy

compleja y dependiente de mltiples factores. Para dar respuesta a la cuestin

hay que partir de una serie de preguntas ms precisas para no permanecer en

el plano de las especulaciones y adoptar las decisiones necesarias para una

gestin ordenada de los recursos petrolferos: de cunto y de qu petrleo

hablamos?; cul es el consumo actual de petrleo y cul el previsible?; de

qu medios tecnolgicos disponemos en la actualidad y cuales pueden estar

disponibles en el futuro para la explotacin de las reservas?; y a qu precios y

durante cuanto tiempo?

Anlisis: En estos momentos en los que tan de actualidad estn las energas


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renovables, el fin de la era del petrleo tiene una respuesta sencilla: ste,

evidentemente, como tantos otros recursos naturales, est llamado a disminuir

y, en ltimo trmino, corre el riesgo de desaparecer. Ese hombre pausado y

sabio que es el Jeque Yamani, creador y gestor de la OPEP durante largos

aos, dijo en una ocasin y gusta de reiterar con sentido del humor que al

igual que la edad de la piedra no se agot por falta de piedra, la era del

petrleo no se extinguir por falta de petrleo. Una afirmacin exagerada y

provocadora frente a los petropesimistas que, como Colin Campbell, vienen

augurando la desaparicin de los recursos petrolferos desde hace ya largos

aos y que para defender sus tesis y alertar sobre los riesgos de estas se han

llegado a constituir en un grupo organizado bajo el nombre de ASPO

(Association for the Study of Peak Oil). La realidad probablementeno caben

dogmatismos en esta cuestin es que ni la boutade del Jeque ni los augurios

de los pesimistas responden por completo a una situacin muy compleja y

dependiente de mltiples factores.

El clculo y la explotacin de las reservas petrolferas han venido

tradicionalmente siendo descritos en la conocida campana de King Hubbert,

un grfico de coordenadas en cuya lnea de abscisas se hace figurar el perodo

de explotacin en dcadas y en la de ordenadas las reservas explotadas.

El punto ms alto de la curva que describe una forma de campana corresponde

al denominado pico de explotacin, a partir del cual se inicia el descenso de

las reservas disponibles hasta su eventual agotamiento por carencia de

descubrimientos de sustitucin. Desde hace dcadas los analistas han venidomodificando el perfil de esa campana aumentando la altura del pico en

funcin del incremento del consumo y la anchura de la figura en funcin de la

extensin progresiva del perodo durante el que se prevn recursos

disponibles. En una palabra, la curva de Hubbert gana en altura, se ensancha

y, lo que es ms alentador, se desplaza hacia la derecha en la lnea de

abscisas indicando que el momento del agotamiento se producira ms tarde.

La amenaza de agotamiento del petrleo ha venido, pues, retrasndose


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prcticamente desde el comienzo de su explotacin industrial cuando el seor

Al Hammil perfor un extraordinario pozo en Spindletop (Tejas) un 10 de enero

del ao 1901.

Para dar respuesta a la cuestin hay que partir de una serie de preguntas ms

precisas para no permanecer en el plano de las especulaciones y adoptar las

decisiones necesarias para una gestin ordenada de los recursos petrolferos:

de cunto y de qu petrleo hablamos?; cul es el consumo actual de

petrleo y cul el previsible?; de qu medios tecnolgicos disponemos en la

actualidad y cuales pueden estar disponibles en el futuro para la explotacin de

las reservas?; y a qu precios y durante cuanto tiempo?

Las reservas de petrleo

No existe una absoluta homogeneidad

en la interpretacin de la nocin de reservas de hidrocarburos. Los institutos,

las compaas o los gobiernos las utilizan a su guisa en funcin de mltiples

criterios. El mtodo ms generalizado es el consensuado en febrero de 2000

que diferencia entre reservas probadases decir, aquellas cuya probabilidad

de explotacin excede del 90%, reservas probablesen las que esa

probabilidad oscila en torno al 50% y las posiblesque pueden situarse en

torno al 5%. Aun as, las evaluaciones de las reservas se ven sometidas a

variaciones dependientes de factores geopolticos o de conveniencias

empresariales. No existe en realidad una evaluacin que no est sesgada por

intereses de uno u otro signo. A ttulo de ejemplo, la evaluacin de los recursos

en hidrocarburos de la zona caucsica, que han alcanzado hoy un importanteprotagonismo, sigue sumida en la incertidumbre. Es difcil hoy dar crdito a

informaciones que en escasos aos y en funcin de la fuente consultada ha

hecho oscilar las evaluaciones de las reservas de esa zona con variaciones del

simple al doble. Y es que unas u otras pueden influir en decisiones geopolticas

trascendentales, entre otras acerca de los oleoductos aconsejables, de su

trazado y de su capacidad. Igualmente, en no pocas ocasiones las propias

compaas del sector se han visto forzadas a corregir la evaluacin de sus


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reservas, unas veces para disminuirlascomo en los casos recientes de Shell y

RepsolYPF o, al contrario, al alzacomo Petrobrs con sus nuevos

descubrimientos de reservas offshore en el gran yacimiento

de Tup.

A fines del ao 2006 las reservas probadas de petrleo en el mundo podan

cifrarse en al menos un billn doscientos mil millones de barriles, de los que

742.000 millones se sitan en Oriente Medio, a gran distancia del Continente

africano, con 117.000 millones, y Amrica del Sur y Central, con 100.000. En

escala descendente figuran Rusia, Amrica del Norte, el resto de la antigua

Unin Sovitica, Asia y Europaque no dispone de ms de 17.000 millones.Estas cifras, como cualquier otra, pueden ser cuestionables pero en todo caso

se refieren a crudos convencionales explotables en las condiciones

tecnolgicas actuales y a precios de extraccin asumibles. En cuanto a la

produccin mundial, esta alcanzaba en las mismas fechas un volumen de 81,7

millones de barriles por da, de los que se extraan 25,6 millones de la zona de

Oriente Medio, 13,7 millones de Amrica del Norte, 9,8 millones de Rusia, 10

millones de frica, 7,9 millones de AsiaPacfico, 6,9 millones de Amrica

Meridional y Central, 5,2 millones de Europa y, finalmente, 2,6 millones de los

pases de la antigua URSS. La ratio de explotacin y reservas oscila, pues,

enormemente entre una cifra inferior a 10 en el caso de las reservas europeas

escasas y sobreexplotadas y de cerca de 80 para Oriente Medio, que es y

seguir siendo el abastecedor mundial de referencia.

El problema que los defensores de la teora del agotamiento rpido del petrleosubrayan es la falta de descubrimientos de yacimientos susceptibles de

sustituir los que progresivamente van agotndose. Es

cierto, sin duda, que la era del petrleo fcil y barato est agotada, que los

tiempos de los hallazgos de los grandes campos como los de Ahwaz, Marun,

Urengoy, North Field y Astrakan, han pasado y que en ciertos casos como el de

EEUU la ratio explotacin/reservas no ha dejado de seguir una lnea

irremisiblemente declinante durante los 20 ltimos aos. Incluso


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descubrimientos como los de los campos de South Pars en Irn o Kashagan en

Kazakstan, evidentemente de gran importancia, plantean problemas

geopolticos o tcnicos de tal envergadura que han motivado fracasos sonados

de algunas empresas occidentales que han tomado riesgos excesivos. Si se

desea cubrir la demanda prevista hacia 2015 en base a los parmetros de

consumo actuales sera necesario aadir unos 60 millones de barriles diarios a

la produccin presente, algo inalcanzable pues supondra descubrir y

desarrollar una decena de campos nuevos cada uno de la dimensin de North

Field.

Pero si el crudo convencional disminuye no por ello puede afirmarse que el fin

del petrleo se acerca. La demanda mundial creciente nos obliga a apuntar a

otros tipos de petrleos no convencionales. Los que eran considerados hasta

ahora como crudos no explotables se han convertido en objetivo necesario y

posible. Es el caso de las arenas asflticas de Athabaska, en la provincia

canadiense de Alberta, cuyas reservas superaran en trminos de petrleo

extrable a las actuales de Arabia Saud pero cuya explotacin exige un

movimiento de tierras gigantesco con la correspondiente aportacin de agua yenerga

y unos riesgos medioambientales considerables. Los crudos pesados y

extrapesados de la Franja del Orinoco en Venezuela que esperan, ya sea bajo

la forma de orimulsin u otra, su extraccin y comercializacin si la poltica del

actual gobierno bolivariano permitiera las ingentes inversiones necesarias para

hacer frente a ese reto tecnolgico. Otro tanto puede afirmarse de lasexplotaciones offshore en aguas profundas o extraprofundas. Las dificultades

tcnicas de las actuales explotaciones offshore, como las del Golfo de Mjico,

del Mar del Norte, de Nigeria, de Guinea Ecuatorial o de Angola, no son

comparables a las de esos yacimientos en aguas extraprofundas. De hecho,

los descubrimientos de Tup frente a la ciudad de Santos, que Brasil se ha

apresurado a contabilizar como reservas explotables a corto plazo, se refieren

a un inmenso yacimiento de unos 8.000 millones de barriles consistente en una


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capa de un espesor medio de 500 metros desplegada a lo largo de una zona

de 800 kilmetros de longitud y 200 de anchura. Pero toda ella situada bajo una

capa de sal de 2.000 metros y a una profundidad de 6.000 metros, de los

cuales 2.000 de agua marina. Un extraordinario yacimiento cuyo coste de

explotacin no bajara de 50.000 millones de dlares.

Desde hace aos Noruega, que explota muy eficientemente sus reservas de

hidrocarburos del Mar del Norte, anuncia posibilidades inmensas en aguas ms

septentrionales como las del Mar de Barents a las que vendran a aadirse las

del petrleo polar, incluidas las posibles reservas de Groenlandia. Resulta,

por el momento, muy difcil evaluar las potencialidades de todas estasreservas, pero ello no es bice para que las grandes potencias nrdicas hayan

puesto ya sus ojos en el rtico como zona de recursos importantes no

solamente en hidrocarburos, y para que alguna de ellas, como Rusia, haya

depositado en el fondo marino su bandera para marcar un territorio cuya

delimitacin y explotacin econmica podra dar lugar a graves fricciones

internacionales. El Great Game de comienzos de siglo en el Cucaso no est

excluido para el futuro en otras reas. La principal dificultad sera la del

transporte del crudo en unos mares helados durante gran parte del ao, a

menos que en virtud de una extraa paradoja el deshielo producido por el

cambio climtico facilitara la apertura de nuevas rutas. Otras explotaciones

potenciales en Alaska o en la Siberia nororiental se enfrentan a problemas no

superados de preservacin del medio ambiente (como la Reserva Natural de

Alaska) o a la delicada estabilidad del permafrost perirtico.Tal es, en un resumen apresurado, la situacin en cuanto a la oferta de

petrleo expresada en trminos potenciales de reservas. De contabilizar todas

las posibilidades descritas, las reservas se multiplicaran en no menos de un

250% y alcanzaran una cifra superior a los tres billones de barriles de petrleo

equivalente.

La demanda, la tecnologa y los precios

El agotamiento del petrleo, una vez estimadas las reservas disponibles,


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depender esencialmente de tres factores: (1) la evolucin de la demanda

global; (2) los conocimientos

tecnolgicos; y (3) los precios del mercado. Todos los clculos de cualquier

fuente que se tomen desembocan en el mismo resultado: la demanda de

energa en las prximas dcadas crecer a un ritmo aproximado del 2% anual.

La Agencia Internacional de Energa en su World Energy Outlook 2007 lo cifra

en 1,8%, lo cual llevara a un incremento global del 55% en el horizonte de

2030. En ese incremento previsible de la demanda jugarn un papel

determinante los pases emergentes y en especial China y la India, a las que la

Agencia dedica una especial atencin, as como los pases en va dedesarrollo. El grupo BRIC (Brasil, Rusia, la India y China) ser responsable del

80% del aumento, las importaciones chinas se multiplicarn por cuatro y las de

la India se triplicarn. Mientras tanto, en los pases industrializados el consumo

tender a estabilizarse y la eficiencia energtica jugar como freno de este. A

ttulo de ejemplo, las mejoras en los modelos del parque automovilstico y la

utilizacin de biocarburantes y quiz de pilas de combustible en EEUU haran

que el aumento previsible del consumo actual de gasolina convencional de 9,2

millones de barriles/da pasara a 10,6 millones, pero se traducira de hecho en

una disminucin de la gasolina convencional a 8,5 millones de barriles. Los

biocarburantes representaran casi un milln y el ahorro de consumo

representara el milln de barriles restante.

La observacin de la curva del consumo global muestra una pendiente

agudsima entre los aos 1950 a 2000 segn la cual el crecimiento delconsumo

energtico duplica el de la poblacin mundial. Sin embargo, a partir de los aos

2000 el consumo de algo ms de 10.000 millones de tep, aun creciendo, podra

estar alcanzando unos niveles que se estabilizaran entre los aos 2025 a 2050

en torno a los 12.000 millones de tep. De ser as, el consumo de energa per

cpita podra tambin estabilizarse en una cifra algo inferior a 2 tep.

Este resultado tiene en cuenta hechos como el aumento previsible de vehculos


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por poblacin determinante en el consumo de petrleo. Hoy, frente a los 620

automviles por 1.000 habitantes de EEUU, los 487 de Japn y Corea y los 444

de Europa Occidental, China dispone tan solo de 12. Para el ao 2025, EEUU

se mantendr en cifras ligeramente superiores a las actuales pero el parque

automovilstico se incrementar espectacularmente en pases como China

hasta 74 vehculos por 1.000 habitantes, con incrementos semejantes en

Rusia y la ex URSS o en Latinoamricaque duplicaran su parque con 312 y

269 automviles, respectivamente, por 1.000 habitantes.

En cualquier caso, la demanda derivada de las necesidades del transporte

constituir el grueso del consumo de petrleo, que continuar en aumento pese

a las mejoras sustanciales que se introducen tanto en vehculos terrestres

como en aviacin, en la cual el consumo de combustible por motor o por

pasajero ha decrecido drsticamente desde 1960 pero tiende a estabilizarse a

partir de 2005.

En cuanto a las tecnologas, en un resumen muy somero, hay que subrayar las

inmensas mejoras introducidas en todas las fases

de la produccin petrolfera: en la de exploracin, con el conocimiento ms

preciso y depurado de los campos y cuencas geolgicos; en la de perforacin,

que permite una exactitud mucho mayor en los intentos y una disminucin muy

sensible de fallidos, y en el desarrollo en los campos offshore, esenciales para

mantener a niveles adecuados la produccin de crudos convencionales; y en la

fase de produccin. especialmente en la recuperacin de crudos. Un aumento

del factor de recuperacin de campos ya explotados se traducira en unincremento muy significativo de las reservas disponibles. En el terreno

tecnolgico, segn el reciente Informe HyWays financiado por el Programa de

investigacin de la Unin Europea, el consumo de crudo en el sector del

transporte terrestre se reducira en un 40% de aqu a 2050 mediante la

utilizacin del hidrgeno. De acuerdo con el Informe, en 2030 se alcanzara el

umbral de rentabilidad con un parque de 16 millones de automviles y unas

inversiones totales acumuladas de 60.000 millones de euros en


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infraestructuras.

Finalmentelast but not least, el factor precio. En noviembre de 1998 el barril

de Brent lleg a cotizar a algo menos de 10 dlares; el 27 de febrero de 2008 el

mismo barril superaba la cifra mgica de los 100 dlares, una cotizacin que ni

los ms pesimistas analistas teman alcanzar en fechas tan tempranas. A partir

de aqu, nada impide especular con el Brent a 125150 dlares como lo hacen

ya algunas instituciones financieras o, en el caso de un escenario dramtico

como un ataque americano a Irn

y la consiguiente interrupcin del trfico por el Estrecho de Ormuz, con los 200

dlares como el propio Yamani admita en una reciente intervencin suya enMadrid.

Sea cual fuere la horquilla de precios futura, el hecho cierto es que en inters

de todos est que ese nivel permita desarrollar la bsqueda de soluciones

alternativas. Los anlisis de la relacin entre ambos factores muestran en

breves trazos que los costes de produccin se sitan entre los cinco y los siete

dlares para los crudos de saudes y qatares, entre 15 y 20 dlares para las

explotaciones en aguas profundas y para los crudos pesados en torno a los 25

dlares en la plataforma continental y a partir de 45 dlares las arenas

bituminosas canadienses. Obviamente, la conocida curva de Hubbert se ampla

en igual medida, haciendo que las reservas disponibles aumenten de un billn

de barriles al precio de 15 dlares hasta 4,5 billones de barriles a precios de

7580 dlares reservas, que incluiran progresivamente los crudos no

convencionales, las explotaciones en aguas profundas, el petrleo rtico, elsuperprofundo, la recuperacin, el crudo extrapesado y las arenas y pizarras

bituminosas.

Conclusiones

Se acaba el petrleo?

Volvamos, pues, al comienzo. El fin del petrleo no est cerca ni es por el

momento previsible a pesar de los augurios de los ms pesimistas como

Campbell que, aun teniendo aparentemente en cuenta todos los factores


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examinados, sitan el pico de la curva en torno al ao 2015, con una

produccin mxima de 30.000 millones anuales de barriles, y una pendiente

de disminucin que acabara en unos 15.000 millones anuales hacia 2050.

Otras previsiones como las de Laherr?re, apoyndose en modelos de la

Agencia Internacional de la Energa y asumiendo la obviedad de unas

inversiones que la propia Agencia cifra para los prximos 30 aos en 22

billones de dlares, calculan que sobre la base de un consumo diario de ms

de 90 millones de barriles diariosalgunos sitan esta cifra en 116 millones,

las reservas disponibles alcanzaran con mucha probabilidad los tres billones

de barriles y, menos verosmilmente, los cuatro billones y que la curvadescendiente de produccin global nos llevara al ao 2100. El famoso pico

depender, pues, de dos visiones muy diferentes y podra situarse segn unos

u otros en torno a los aos 20122015 o en algn punto prximo a los aos

20302040.

Nada de todo esto exime a la Humanidad de una regla de oro que parece

todava obstinadamente ignorar: los recursos naturales de nuestra Tierra no

son infinitos, su gestin no pertenece solamente a nuestra generacin sino que

ha de anticipar el bienestar de las siguientes y las capacidades financieras y las

de nuestra razn habrn de hacer el resto.

Pablo Benavides

Embajador de Espaa, antiguo director general de Energa de la Comisin

Europea

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Barmetro del RIE - Boletn Elcano - Calendario - Materiales de Inters

Fundacin Real Instituto Elcano, Madrid, 2009

POR EMPUJE POR AGUA

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presin inicial

es mayor que la presin del punto de burbuja. Cuando la presin se reducedebido a la produccin de fluidos, se crea un diferencial de presin a travs del

contacto agua-petrleo. De acuerdo con las leyes bsicas de flujo de fluidos en

medio poroso, el acufero reacciona haciendo que el agua contenida en l,

invada al reservorio de petrleo originando Intrusin o Influjo lo cual no solo

ayuda a mantener la presin sino que permite un desplazamiento inmiscible del

petrleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusin ocurre debido a:

(a) Apreciable expansin del agua del acufero. A medida que se reduce la

presin, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extrados del

reservorio.

(b) El acufero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al

reservorio de petrleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petrleo, los

reservorios por empuje de agua se denominan:(a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formacin es usualmente de

gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede

moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificacin puede

convertirse en un gran problema. (b) Reservorios por empuje lateral, en la cual

el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.

Algunos


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indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

(a) El hidrocarburo (petrleo o gas) esta rodeado por agua. (b) Debe existir

suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50

md).

(c) A medida que el tiempo transcurre, la produccin de agua incrementa.

(d) El mtodo de balance de materiales es el mejor indicador.

Entre los mtodos para estimar la recuperacin se tiene: Buckley-Leverett, la

tcnica de Dykstra-Parsons, el mtodo de Stiles, Balance de Materiales,

Correlaciones y Simulacin Numrica. Para estimar el influjo tenemos las

teoras de Van-Everdingen y Fetkovich.

RESERVORIOS DE IMPULSION POR AGUA |

CARACTERSTICAS | TENDENCIA |

Presin del Reservorio | Permanece alta |

GOR de superficie | Permanece bajo. |

Produccin de agua | Inicia muy temprano e incrementa a cantidades

apreciables. |

Comportamiento del pozo | Fluye hasta que la produccin de agua es excesiva.|

Recuperacin esperada | 10 al 70 % del OOIP |

EMPUJE POR AGUA O HIDRALICO |

La etapa de produccin es aquella que se lleva a cabo una vez que se ha

terminado el proceso de perforacin del pozo. Dependiendo de la energa del

yacimiento, es decir, aquella energa necesaria para que los hidrocarburos

sean expulsados desde el yacimiento hacia el pozo productor, l mismo puede

ser puesto en funcionamiento por flujo natural.

Uno de los principales tipos de flujo natural es el empuje por agua, el cual

es bsicamente la fuerza para provocar la expulsin del petrleo del yacimiento

con el empuje de agua acumulada debajo de l. Para ello, se debe recordar

que en sus condiciones originales la mayora de los yacimientos de


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hidrocarburos muestran un contacto con un cuerpo de agua (acufero),

comnmente llamado CAPO.

El mecanismo consiste en que el la expansin del agua desplaza a los

hidrocarburos hacia los pozos que drenan al yacimiento, debido a que el agua

acumulada a presin en el acufero es capaz de expandirse y transmitir parte

de esa energa al yacimiento, a lo largo y ancho de la interfase agua-petrleo al

reducirse la presin por la produccin acumulada de lquidos.

Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relacin

muy ajustada entre el rgimen de produccin de petrleo que se establezca

para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El

contacto agua-petrleo debe mantenerse unido para que el espacio que va

dejando el petrleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua.

Por otro lado, se debe mantener la presin en el yacimiento a un cierto nivel

para evitar el desprendimiento de gas e induccin de un casquete de gas.

La tubera de revestimiento de los pozos se perfora a bala o caonea muy por

encima del contacto agua-petrleo para evitar la produccin de agua muytempranamente. A pesar de esto, llegar un momento en que en los pozos se

mostrar un incremento

de la produccin de agua. La verificacin de este acontecimiento puede indicar

que el contacto agua-petrleo ya est a nivel de las perforaciones o que en

ciertos pozos se est produciendo un cono de agua que impide el flujo del

petrleo hacia el pozo.Algunas caractersticas del empuje por agua son:

La presin en el yacimiento permanece alta.

La produccin de agua inicia muy temprano e incrementa a cantidades

apreciables.

El petrleo fluye hasta que la produccin de agua es excesiva.

La recuperacin esperada es del 10 al 70%.

Por ltimo, El empuje por agua es considerado el mecanismo natural ms


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eficiente para la extraccin del petrleo. Su presencia y actuacin efectiva

puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizs ms del petrleo en sitio.

Adems, hay casos de acuferos tan activos que rehabilitan y estabilizan la

presin del yacimiento sin tener que cerrar la produccin. Esto ocurre cuando el

caudal de agua que alimenta al acufero es equivalente al volumen de todos los

fluidos que se estn produciendo en el yacimiento, como es el caso de algunos

yacimientos de la cuenca de barinas.

Bibliografa

http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/03/empuje-por-agua-o-

hidraulico.html

www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

EMPUJE POR ENTRADA DE AGUA

El desplazamiento por invasin de agua es en muchos sentidos similar al del

casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos, el agua tiene lugar

atrs del aceite y en la interfase agua-aceite mvil. En este proceso el agua

invade y desplaza al aceite, progresivamente, desde las fronteras exteriores del

yacimiento hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidrulico

es lo suficientemente fuerte para mantener la presin del yacimiento o permitir

un ligero abatimiento de ella, entonces el aceite ser casi totalmente

recuperado por desplazamiento con agua, puesto que no habr liberacin de

gas en solucin o dicha liberacin ser pequea y asi mismo el desplazamientoque ocasione.

Los requerimientos bsicos para este proceso son:

En primer lugar una fuente adecuada que suministre agua en forma

permanente al yacimiento.

En segundo trmino una presin diferencial entre la zona del aceite

(yacimiento) y la zona de agua (acufero), que induzca y mantenga la invasin.


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El empuje hidrulico puede ser natural o artificial. Para que se presente en

forma natural debe existir, junto a la zona productora, un gran volumen de agua

en la misma formacin, sin barreras entre el aceite y el agua, la permeabilidad

de la formacin para facilitar su filtracin adecuada.

La formacin acufera puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso

la fuente del agua de invasin podr disponerse a travs del agua superficial

por el afloramiento como se muestra en la figura. Esta condicin no es muy

comn. Generalmente, la invasin de agua tiene lugar por la expansin de la

roca

y el agua del acufero, como resultado de la declinacin de la presintransmitida desde el yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca

y el agua son muy pequeas, un empuje hidrulico regular requerir de un

acufero extenso y grande, muchas veces mayor que el yacimiento.

Tan pronto como el agua invade la seccin de la zona de aceite y desplaza

algo de l, la saturacin de agua aumenta, la formacin adquiere e incrementa

su permeabilidad al agua y sta tiende a fluir junto con el aceite.

Como agente desplazante el agua tiene una ventaja sobre el gas, ya que

debido a su menos movilidad (mayor viscosidad), un volumen de agua

introducido en el espacio poroso desalojar ms aceite que el mismo volumen

de gas y se acumular tambin en mayor grado, mostrando menos tendencia

que el gas a fluir a travs del aceite.

Despus que la interfase o contacto agua-aceite alcanza un pozo, su

produccin de agua aumenta progresivamente. El proceso se termina al

abandonar el yacimiento cuando se invaden los pozos superiores y su

produccin disminuye a un nivel tal que la recuperacin deja de ser costeable.


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En l mayora de los yacimientos agotados por empuje de agua, la presin del

yacimiento se conserva a un nivel relativamente alto cuando se abandona su

explotacin.

La relacin gas-aceite producida en yacimientos con empuje hidrulico efectivo

no sufre cambios substanciales debido a que al mantenerse alta la presin,

se evita la liberacin del gas disuelto y su distribucin en la produccin

Las recuperaciones varan normalmente entre el 35 y el 75% del volumenoriginal de aceite en el yacimiento. Las recuperaciones bajas corresponden a

yacimientos heterogneos o con aceite viscoso.

En yacimientos con empuje hidrulico la recuperacin es sensible al ritmo de

explotacin. Si los gastos son altos el depresionamiento propiciar la liberacin

de gas y el desplazamiento con agua se efectuar en presencia de una fase

gaseosa. En estas condiciones la saturacin de aceite residual puede reducirse

substancialmente. Esta reduccin proporciona una recuperacin de aceite

mayor que la obtenida con invasin de agua donde no existe una fase gaseosa.

El desplazamiento con agua en una formacin parcialmente saturada de gas da

lugar al desarrollo de una zona de alta saturacin de aceite (blanco de aceite),

formada adelante del agua de invasin. El banco de aceite desplaza parte de la

fase de gas mvil inicial, dejando al gas residual atrapado distribuido en los

poros en forma de burbujas discontinuas o filamentos. El aceite es desplazadoposteriormente por el agua, en presencia de la fase gaseosa inmvil. En la

figura se presenta la secuencia del sistema de desplazamiento descrito.

Si se desea obtener la mxima recuperacin, se deber controlar el ritmo de


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produccin, a fin de que el desplazamiento por agua se efecte a la presin

ms conveniente.

Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo pesado

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