Edgar Iván Arenas
1 INTRODUCCIÓN

Con el advenimiento de la Revolución Industrial y sus respectivos avances tecnológicos, el desarrollo económico de los países ha girado en torno a la disponibilidad de la energía. Desde la antigüedad, las civilizaciones han hecho uso precario de la energía solar y la quema de madera como fuentes de energía calórica, evolucionando con el tiempo a soluciones más tecnificadas que permitan atender las crecientes exigencias de la población y satisfacer su bienestar.

Con la estrategia de contar con altos niveles de inversión, mediante la atracción de capital foráneo, se espera alcanzar un portafolio de proyectos amplio y diverso, tendiente a desarrollar campos en efecto más rentables, que mantengan un equilibrio entre la producción y la incorporación de reservas, pese a la complejidad e incertidumbre que implican proyectos en el off shore y el desarrollo de yacimientos no convencionales de hidrocarburos.

La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos.

La producción mundial de crudo pesado crecerá en 2 o 3 millones de barriles al día (bd) en los próximos diez años, desde los 6,7 millones bd que se generan actualmente, lo que supondría un incremento de hasta el 44 por ciento. Brasil produce 2,1 millones bd, de los cuales, 38% corresponde a crudos pesados. Colombia, con 1.000.000 bd, de los que cerca del 45% son de crudo pesado, se erige como el tercer productor de crudo de Suramérica, tras Venezuela y Brasil.

El director general de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, resaltó que Colombia proyecta producir 2 millones bd hacia 2020. Ver Figura 1.1.

2 FORMACIÓN DE RECURSOS VASTOS

De los 6 a 9 trillones de barriles [0.9 a 1.4 trillón de m3 ] de petróleo pesado, petróleo extrapesado y bitumen que existen en el mundo, las acumulaciones más grandes están presentes en ambientes geológicos similares. Se trata de depósitos someros super gigantes, entrampados en los flancos de las cuencas de antepaís. Las cuencas de antepaís son depresiones enormes, formadas a raíz del hundimiento de la corteza terrestre durante la orogénesis. Los sedimentos marinos de la cuenca se convierten en la roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos que migran echado arriba constituyendo sedimentos erosionados desde las montañas recién formadas (Fig. 3.1). Los nuevos sedimentos a menudo carecen de rocas de cubierta que actúan como sello. En estos sedimentos fríos y someros, el hidrocarburo se biodegrada. La biodegradación es la causa principal de la formación del petróleo pesado. A lo largo de las escalas de tiempo geológico, los microorganismos degradan los hidrocarburos livianos e intermedios y producen metano e hidrocarburos pesados enriquecidos. La biodegradación origina la oxidación del petróleo y reduce la relación gas/petróleo (GOR) e incrementa la densidad, la acidez, la viscosidad y el contenido de azufre y de otros metales. A través de la biodegradación, los petróleos pierden, además, una importante fracción de su masa original. Otros mecanismos, tales como el lavado con agua y el fraccionamiento de fases, contribuyen a la formación de petróleo pesado y separan las fracciones livianas del petróleo pesado por medios físicos más que biológicos. Las condiciones óptimas para la degradación microbiana de los hidrocarburos se dan en los yacimientos de petróleo, a temperaturas inferiores a 80°C [176°F]; el proceso se limita por lo tanto a los yacimientos someros.

Figura 2.1. Ambiente geológico de uno de los depósitos de petróleo pesado más grandes del mundo. Durante los episodios de orogénesis se forman las cuencas de antepaís frente a la cadena de montañas por hundimiento de la corteza terrestre. Los sedimentos marinos de la cuenca (púrpura) se convierten en la roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos (marrón oscuro) que migran echado arriba, constituyendo los sedimentos (naranja) erosionados desde las montañas recién formadas. Los microbios presentes en estos sedimentos relativamente fríos biodegradan el petróleo y forman petróleo pesado y bitumen. Donde la sobrecubierta tiene menos de 50 m [164 pies], el bitumen puede ser explotado a cielo abierto.

La acumulación de petróleo individual más grande que se conoce es la faja de petróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, con 1.2 trillón de barriles [190,000 millones de m3] de petróleo extrapesado de 6 a 12°API. Las acumulaciones combinadas de petróleo extrapesado de la cuenca del Oeste de Canadá, en Alberta, totalizan 1.7 trillón de bbl [270,000 millones de m3].

Las fuentes de estos petróleos no se conocen totalmente pero existe acuerdo, en ambos casos, en cuanto a que provienen de petróleos marinos severamente biodegradados.

En cualquier ambiente de depósitos, la combinación correcta de agua, temperatura y microbios, puede producir la degradación y la formación del petróleo pesado. Las acumulaciones de brea existen en muchos yacimientos, cerca del contacto agua-petróleo, donde las condiciones conducen a la actividad microbiana. El ambiente depositacional, la composición del petróleo original, el grado en que ha sido biodegradado, el influjo o la carga de petróleos más livianos y las condiciones de presión y temperatura finales, hacen que cada yacimiento de petróleo pesado sea único, por lo que todos requieren métodos de recuperación diferentes.

Recursos de crudo pesado en el mundo: Canadá 2.550.000 MMb, Venezuela 2.200.000 MMb, México 137.000 MMb, Estados Unidos 125.000 MMb, Brasil 16.000 MMb, Colombia 12.000 MMb. Otros países: Nigeria 454.000 MMb, Irak 447.000 MMb,China 402.000 MMb, Rusia 264.000 MMb, Kazajistán 253.000 MMb, Arabia Saudita 190.000 MMb, Kuwait 190.000 MMb.

3 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN

Los métodos de recuperación de petróleo pesado se dividen en dos tipos principales, según la temperatura. Esto se debe a que la propiedad clave del fluido, es decir, la viscosidad, depende significativamente de la temperatura. Cuando se calientan, los petróleos pesados se vuelven menos viscosos.

La inyección de agua es un método de recuperación mejorada de petróleo (EOR) en frío, que ha resultado exitoso en algunos campos de petróleo pesado, pero el factor de recuperación disminuye al aumentar la viscosidad del petróleo. Los petróleos de alta viscosidad causan digitación viscosa en los frentes de inyección de agua, lo que se traduce en una eficiencia de barrido pobre.

Los métodos termales, como sus contrapartes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Los factores de recuperación son más elevados que en el caso de los métodos de producción en frío pero también lo son los costos asociados con la generación de calor y el tratamiento del agua.

La estimulación cíclica por vapor de agua (CSS), también conocida como impregnación con vapor o inyección intermitente de vapor, es un método consistente en un solo pozo que se aplica por etapas. Primero, se inyecta vapor. Luego, durante el período de impregnación o espera, el petróleo se calienta. Por último, se producen y separan el petróleo y el agua calentados y el proceso se reitera. El método permite obtener factores de recuperación de hasta 30%, posee regímenes de producción iniciales altos y funciona bien en yacimientos apilados o estratificados. (Fig. 3.1).

El desplazamiento por vapor de agua, otro método termal, es un proceso de pozos múltiples. El vapor es inyectado en los pozos inyectores, en una diversidad de esquemas de espaciamiento y localización, y el petróleo es producido desde los pozos productores. El desplazamiento por vapor de agua permite lograr un factor de recuperación de hasta 40% pero requiere buena movilidad entre los pozos para inyectar el vapor a regímenes efectivos. Los desafíos que plantea este método son el sobrecontrol del vapor de baja densidad por la gravedad, las heterogeneidades de los yacimientos y el monitoreo del frente de vapor.

El método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) funciona para los petróleos extrapesados. Se perfora un par de pozos horizontales paralelos, situándose un pozo unos 5 o 7 m [16 a 23 pies] por encima del otro. El vapor inyectado en el pozo superior calienta el petróleo pesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo movilizado fluya en sentido descendente, hacia el productor horizontal inferior. La comunicación inicial se establece entre el inyector y el productor mediante inyección de vapor, vapor cíclico o inyección de solvente. El factor de recuperación estimado para este método oscila entre 50 y 70%. (Fig. 3.2).

La combustión en sitio, también conocida en inglés como fireflooding, es un método de movilización de los petróleos de alta viscosidad. Se trata de un proceso de pozos múltiples en el que un frente de combustión iniciado en un pozo de inyección de aire se propaga hasta un pozo de producción. La combustión en sitio quema parte del petróleo y el calor reduce suficientemente la viscosidad del resto como para posibilitar la producción. El petróleo quemado, o residuo de la combustión, se deja atrás. La combustión mejora el petróleo crudo mediante el craqueo o separación, de las moléculas pequeñas respecto de las grandes. En la mayor parte de los intentos de aplicación en el campo, se observó que el proceso era inestable.

Figura 3.1. Estimulación cíclica por vapor (CSS), un método de un solo pozo que se aplica por etapas. Primero, se inyecta vapor (izquierda). Luego, el vapor y el agua condensada calientan el petróleo vicoso (Centro). Por último, el petróleo y el agua calentados son bombeados a la superficie (derecha). Luego, el proceso se repite.

Figura 3.2. Método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). Se perfora un par de pozos horizontales paralelos, uno por encima del otro. Se inyecta vapor en el pozo superior para calentar el petróleo pesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo fluya hacia abajo, en dirección hacia el pozo productor.

4 CONSTRUCCIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS DE PETRÓLEO PESADO

Los pozos emplazados en yacimientos de petróleo pesado plantean una diversidad de complejidades relacionadas con su construcción y terminación. Tales complejidades incluyen la perforación de pozos estables en formaciones débiles, el emplazamiento preciso de pozos horizontales, el diseño de sistemas tubulares y cementaciones duraderas para pozos que experimentan temperaturas extremas y la instalación de equipos de control de la producción de arena, terminación de pozos y levantamiento artificial que deben operar en forma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.

Todas estas operaciones se ven beneficiadas con la adopción de un enfoque de ingeniería integrado que puede basarse en la experiencia global para proveer soluciones a los nuevos problemas asociados con el petróleo pesado. Los pozos que experimentan variaciones extremas de temperatura, como los que se ven en los proyectos de estimulacion cíclica de vapor y SAGD, requieren equipos de terminación especiales de alto desempeño. Las temperaturas elevadas y la variación de la temperatura pueden hacer que los elastómeros comunes fallen. Esto se traduce en sellos rotos, que dejan escapar la presión y los fluidos por la tubería de revestimiento, lo que incrementa la posibilidad de corrosión de la misma y reduce la eficiencia de las operaciones de inyección de vapor. Recientemente, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron sistemas no elastoméricos capaces de operar con temperaturas cicladas de hasta 343°C [650°F] y con presiones de hasta 21 MPa [3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen la integridad de la presión, lo que al mismo tiempo permite el despliegue de equipos de monitoreo y control de yacimientos.(Fig. 4.1).

Un componente importante del esfuerzo para reducir la relación vapor-petróleo, SOR, es el sistema de bombeo eléctrico sumergible de alta temperatura REDA Hotline 550, regulado para operar de forma continua, a una temperatura de motor interna de hasta 288°C [550°F] o a una temperatura de fondo de pozo de 216°C [420°F].

Figura 4.1. Una terminación propuesta para un pozo CSS o SAGD horizontal. Los colgadores termales para tuberías de revestimientos cortas proveen sellos entancos? a la presión para aumentar la eficacia de la inyección de vapor. El sistema de levantamiento artificial REDA Hotline 550 opera de forma continua, a una temperatura de motor interna de hasta 550°F. Los sistemas de medición de temperatura distribuida (DTS) monitorean los cambios de temperatura durante las operaciones de inyección de vapor y producción de petróleo.

5 MONITOREO DE LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO PESADO

La comprensión del flujo de fluido en yacimientos de petróleo pesado es importante para optimizar los métodos de recuperación, especialmente cuando se requiere calor para reducir la viscosidad y movilizar los fluidos. Se han desarrollado diversas técnicas entre las que se encuentran los sistemas de medición de la distribución de la temperatura (DTS), los medidores de presión permanentes, los levantamientos sísmicos y electromagnéticos entre pozos, las técnicas microsísmicas y el monitoreo sísmico repetido. (Fig. 5.1).

Figura 5.1. Datos DTS adquiridos durante tres meses, a partir de octubre de 2004, donde se muestra el calentamiento de la región del inyector productor. La profundidad aumenta de la base a la punta.

6 ENTORNO NACIONAL

La industria colombiana es responsable de algo más que un tercio de los consumos energéticos finales del país y se ubica segundo después del transporte con una contribución de 35,8%. La tasa de crecimiento del consumo total energético del sector industrial en el periodo 2000-2014 fue de 1,81% promedio anual, con interesantes modificaciones del consumo por fuente, gracias a los procesos de sustitución, los cuales muestran al gas natural, la electricidad, el carbón, diésel oil (ACPM) y, en una buena proporción, la biomasa, particularmente para los procesos de cogeneración en las refinerías de azúcar. En cuanto al consumo energético final de las familias, puede mencionarse que representa el 16% del consumo total y registra una tasa promedio de crecimiento anual de 0,8%. Ver gráfica 9.1.

La estimación obtenida a partir de los supuestos mencionados muestra que la demanda de energía final crecerá a una tasa de 2.32% promedio anual en el período 2013-2030, que equivale a un aumento de aproximadamente 126 millones de barriles equivalentes de depetróleo, destacándose el aumento de la electricidad y del gas natural con tasas de crecimiento promedio anual de 3,46% y 2,88%, respectivamente, seguidos por el ACPM, cuyo incremento se sitúa alrededor de 2,63%.

La industria del petróleo en Colombia –con la promulgación del Decreto Ley 1760 de 2003, mediante el cual se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH– dio un giro total en la política petrolera y marcó el inicio de una era de intensa actividad en la exploración y explotación de los recursos.

Surgió entonces la necesidad de reactivar la búsqueda de reservas, lo que llevó a una agresiva actividad exploratoria en los años 80, con un promedio de 40 pozos por año; actividad esta que declinó en los años 90 a 20 pozos por año y un posterior crecimiento en el nuevo siglo, cuando el promedio anual ha sido de 60 pozos por año, lo cual da un promedio de 41 pozos en el período 1980-2014. La intensificación de la actividad exploratoria, que involucró el conocimiento de nuevas cuencas, dio como resultado el descubrimiento de grandes reservas especialmente en la cuenca de los Llanos Orientales y el Valle Superior y Medio del Magdalena, que son las que en mayor proporción están actualmente abasteciendo las necesidades del país.

Las reservas se definen como aquella cantidad de hidrocarburos que se prevé será recuperada comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. Colombia no ha sido ajena a estas prácticas y el mecanismo de recuperación mejorada, en algunos de los campos en declinación, ha aumentado hasta 500%. El componente de la producción futura hace referencia al éxito exploratorio de hidrocarburos convencionales, crudos pesados y gas offshore.

“Se conocen como hidrocarburos no convencionales: el petróleo pesado y extrapesado, arenas asfálticas y pizarras/esquistos bituminosos. En los gaseosos se consideran gas metano en depósitos de carbón, esquisto de gas, gas de arenas compactas e hidratos de gas”.

GLOSARIO

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos
BEP: Barril equivalente de petróleo
Bl: Barril
BPD: Barril por día
BRENT: Crudo marcado en el Este de Europa
DOE: Departamento de Energía de los Estados Unidos
ECOPETROL S.A: Empresa Colombiana de Petróleos
EIA: Energy Information Administration
FMI: Fondo Monetario Internacional
GLP: Gas licuado de petróleo
GNC: Gas natural comprimido
IP: Ingreso al Productor
Km: kilómetro
KBPD: Mil de barriles por día
LNG: Gas natural licuado
MBPD: Millones de barriles por día
MME: Ministerio de Minas y Energía
MPOB: Malaysian Palm Oil Board
MTEP: Millones de toneladas equivalentes de petróleo
OECD: Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo
OPEP: Organización de Países Exportadores de Petróleo
PIB: Producto Interno Bruto
TEP: Toneladas equivalentes de petróleo
Ton: Tonelada
US$: Dólares americanos
US$/Bl: Dólares por barril
WTI: West Texas Intermedie