vol. 13 núm. 1 (2015): fuentes, el reventón energético

El descubrimiento del Campo Situche Central en el Lote 64 ha marcado un hito en la Industria del Petróleo del Perú, no solo por constituirse en el yacimiento de crudo liviano más importante descubierto en los últimos 25 años en la Cuenca Marañón, sino también, por los retos tecnológicos involucrados en la perforación de pozos a gran profundidad, y el manejo de los reservorios productores a presión de formación y temperatura de fondo altas. La caracterización del comportamiento termodinámico de los hidrocarburos de un reservorio situado a gran profundidad, sometido a alta presión y temperatura de fondo, es una tarea sumamente importante que requiere entre otras tareas: verificar la estabilidad de las condiciones operativas durante el muestreo (presión de separador, temperatura de separador, GOR), verificar la representatividad de las muestras colectadas en fondo y/o superficie, y validar la consistencia de los ensayos de laboratorio, liberación flash, diferencial y ensayos de separadores. Una vez verificada la consistencia, se construirá el diagrama de fases para identificar si el yacimiento es de alto o bajo encogimiento, y si es necesario emplear una ecuación de estado o un set de tablas de propiedades para el modelamiento dinámico. La construcción del diagrama de fases requirió aplicar las mejores prácticas de la industria en cuanto a la agrupaciónde los componentes más pesados (C7+), teniendo en consideración su alta incidencia en el comportamientotermodinámico de la mezcla hidrocarburos; procedimientos de ensayo y error, así como de regresión numérica, fueron definidos para lograr el mejor ajuste de la predicción de la ecuación de estado (EOS), y las observaciones de los experimentos de liberación flash y diferencial; finalmente, una vez calibrada la EOS y exportada la tabla PVT, se realizaron las predicciones en el modelo dinámico de simulación numérica.

La movilidad de los crudos medios y livianos ha permitido que yacimientos de este tipo se exploten bajo escenarios de producción primaria y desplazamientos inmiscibles como la inyección de agua. Aunque los resultados han sido favorables, la necesidad de energía y los bajos porcentajes de recuperación han generado la posibilidad de implementar técnicas que antes no se consideraban viables en este tipo de yacimientos. La inyección continúa de vapor es un proceso de recobro térmico que genera mecanismos de recuperación tales como la expansión de la roca y los fluidos, la reducción de la viscosidad del aceite y la destilación de las fracciones más livianas del mismo, siendo este último el efecto más representativo en yacimientos de crudo medio según citan las fuentes bibliográficas consultadas. Teniendo en cuenta la temprana etapa de investigación y la poca aplicabilidad de la técnica, se realizó un estudio basado en simulación numérica que argumentara la viabilidad técnica del proceso. Para esto se construyeron cuatros modelos estratificados con diferentes tamaños de patrón, que de forma simplificada representaran propiedades petrofísicas de un campo colombiano de crudo medio. Este campo fue escogido con base a los rangos establecidos por distintos autores para la aplicación de la técnica. Un análisis de sensibilidad a la tasa de inyección también fue realizado con el objetivo de seleccionar el mejor escenario de explotación (tasa de inyección-espaciamiento). Esta decisión fue tomada con base al análisis realizado al comportamiento del factor de recobro, la relación vapor-aceite, el tiempo de ruptura y criterios financieros como el valor presente neto y la tasa interna de retorno. Finalmente un espaciamiento de 2,5 acres (10117 m2) y una tasa de inyección de 500 bbls/día (79,5 m3/día) conforman el mejor escenario, garantizando tanto la ocurrencia de los mecanismos de recuperación como la viabilidad financiera del proyecto.

El objetivo de la investigación fue la reducción de la acidez de un crudo colombiano (Número Total de Ácidos -TAN) de 4,9 mg KOH/ g Crudo) utilizando un líquido iónico formado in-situ con solución etanólica de 2 metilimidazol para extraer los compuestos ácidos. Se realizó un diseño de experimentos 2[3] con un punto medio y por triplicado, cuyas variables independientes fueron: la relación crudo: reactivos, la relación entre reactivos (2-metilimidazol: etanol) y el tiempo; y la variable dependiente fue el porcentaje de reducción de la acidez. Las mejores condiciones para la mayor extracción de ácidos fueron: una relación entre crudo: reactivos de (1:0,2 p: p), una relación 2-metilimidazol: Etanol al (20% peso/volumen), y un tiempo de agitación de 3 minutos. El máximo porcentaje de remoción de la acidez fue del 83%. El 2-metilimidazol demostró ser una base orgánica alternativa para la reducción de la mezcla ácida en el petróleo, sustituyendo a las bases inorgánicas comúnmente utilizadas que generan problemas como emulsiones y pérdidas de petróleo. El etanol fue un excelente solvente, debido a que la mezcla ácida fue soluble en él y no se perdió crudo en el proceso.

La tomografía axial computarizada de rayos-X (TAC) es actualmente una técnica ampliamente usada en el estudio de las rocas debido a que permite la inspección de su estructura interna de una manera no destructiva y la cuantificación indirecta de algunas de sus propiedades básicas. El presente artículo presenta una metodología para la adquisición e interpretación de imágenes TAC sobre rocas y el cálculo de sus propiedades, principalmente el número atómico efectivo, la densidad total y la porosidad. Los escaneos se realizan sobre núcleos completos y plugs. La metodología se divide principalmente en tres secciones, en la primera se presenta todo lo correspondiente a la adquisición de las imágenes a nivel de laboratorio. En la segunda sección se expone los procedimientos de corrección de imágenes y los procedimientos de cálculo. Finalmente, en la última sección se muestra los análisis que se pueden realizar en base a las propiedades estimadas de las rocas.

Esta investigación plantea la implementación de una técnica de inyección cíclica de vapor mejorado con solventes en un yacimiento de crudo pesado colombiano y su evaluación técnica usando como criterio el factor de recobro.Para observar el comportamiento de la producción en frío en un pozo, que posteriormente fue sometido diez ciclos de inyección de vapor y solvente, se utilizó simulación numérica de yacimientos. En este procedimiento se realizaron optimizaciones de parámetros operacionales como los tiempos de inyección, remojo y producción, la concentración de solvente a utilizar, la presión de operación y las tasas de vapor y de solvente. Al finalizar, se incluye un análisis de resultados de la aplicación de los ciclos mejorados con solvente, desde un punto de vista técnico y financiero.