El Petróleo pesado

El petróleo pesado constituye una fuente abundante de energía, pero es más caro de producir que el petróleo liviano o convencional. La mayoría de los petróleos pesados no son recuperables en su forma natural o a través de métodos de producción convencionales. Además, dado que su costo de refinación es más elevado, los procesadores pagan a los productores menos por el petróleo pesado de lo que pagan por el petróleo crudo producible mediante métodos de recuperación convencionales. No obstante, en los últimos años, el incremento de la demanda energética mundial y las innovaciones tecnológicas han convertido al petróleo pesado en un recurso viable.
Se trata de un petróleo crudo que posee una viscosidad normalmente superior a 0,01 Pa.s [10 cP] y un alto peso específico. El Congreso Mundial del Petróleo clasifica a los petróleos pesados como petróleos crudos con una densidad menor a 22,3°API. Otras de sus características son las bajas relaciones hidrógeno-carbono y el alto contenido de asfaltenos, azufre, nitrógeno y metales pesados además de su alta acidez.
Comparativamente, los petróleos extrapesados y el bitumen poseen densidades inferiores a 10°API, en tanto que la densidad de los condensados es de aproximadamente 70°API (Figura 1).
Fig. 1 – Componentes del petróleo pesado versus componentes del petróleo convencional. El petróleo pesado (izquierdo) contiene un mayor porcentaje de fracciones de alta viscocidad y baja densidad que el petróleo convencional (derecha) y, por consiguiente, necesita más mejoramiento, a través del fraccionamiento o de tratamientos químicos, antes de las operaciones de refinación para convertirlo en productos livianos. Un proceso de mejoramiento simple se lleva a cabo para reducir la viscosidad del petróleo pesado, en tanto que los procesos de mejoramiento más elaborados producen un sustituto del petróleo crudo de alta calidad
El origen del petróleo pesado
Los petróleos pesados se originan como petróleos convencionales que migran en sentido ascendente en dirección hacia trampas más someras, donde sub siguientemente se degradan a petróleo pesado. La mayor parte de los recursos mundiales de petróleo pesado se encuentra alojada en enormes depósitos someros emplazados en los flancos de las cuencas de antepaís. Las cuencas de antepaís son depresiones extensas formadas por el 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 (buzamiento) arriba constituyendo sedimentos erosionados de las cadenas montañosas modernas (Figura 2). Los sedimentos fríos y someros a menudo carecen de rocas de cubierta efectivas que

actúan como sello, lo que crea las condiciones apropiadas para la degradación severa de los hidrocarburos. A lo largo de las escalas de tiempo geológico, los microorganismos metabolizan los hidrocarburos más livianos y producen metano e hidrocarburos pesados enriquecidos.
Fig. 2 – Total de recursos de petróleo del mundo. El petróleo pesado y el petróleo extrapesado conforman aproximadamente un 40% de los recursos de petróleo total del mundo, que oscilan entre 1,4 y 2,1 trillones de m3 [9 y 13 trillones de barriles]Esta biodegradación en sitio incrementa la densidad, la acidez, la viscosidad y el contenido de azufre del petróleo. Dado que las condiciones óptimas para la degradación microbiana se dan en los yacimientos a temperaturas inferiores a 80°C [180°F], el proceso se limita a los yacimientos situados a una profundidad de aproximadamente 1,5-2 km [1-1,25 mi]. Existen además otros procesos, tales como la migración preferencial de los hidrocarburos más livianos, el lavado con agua o la evaporación, que también pueden degradar el petróleo.
Se ha encontrado petróleo pesado en formaciones geológicamente modernas de edad Pleistoceno, Plioceno y Mioceno y en formaciones más antiguas del Cretácico, el Mississippiano y el Devónico. Más del 35% de los recursos mundiales de petróleo pesado se encuentran en Venezuela y Canadá, seguidos por Medio Oriente, Estados Unidos de Norteamérica y Rusia. En conjunto, el petróleo pesado, el petróleo extra pesado, las arenas petrolíferas y el bitumen conforman aproximadamente un 70% de los recursos de petróleo totales del mundo; el petróleo pesado representa sólo el 15% (Figura 3). Los yacimientos de petróleo pesado difieren entre sí y los métodos de recuperación pueden variar considerablemente entre un yacimiento y otro.
Fig. 3 – Depósitos de petróleo pesado en el oeste de Canadá. Cuando se produjo el empuje de las montañas de la Columbia Británica, el curvamiento de la corteza terrestre generó las cuencas de antepais de Alberta frente a la cadena de montañas. Los sedimentos marinos (púrpuras) se convirtieron en la roca generadora (roca madre) de los hidrocarburos (marrón oscuro) que migraron echado arriba (flecha marrón oscuro) constituyendo los sedimentos (anaranjados) erosionados desde las montañas. Los microbios presentes en estos sedimentos relativamente fríos biodegradaron el petróleo, formando petróleo pesado y bitumen
Métodos de recuperación
La alta viscosidad y alta densidad del petróleo pesado vuelven ineficaces o incluso imposibles los métodos de producción convencionales. Debido a que la viscosidad del petróleo pesado depende significativamente de la temperatura, los métodos de producción de petróleo pesado se dividen en métodos en frío y métodos termales. Cuando se calienta, el petróleo pesado se vuelve menos viscoso y puede hacerse fluir desde un pozo. Los métodos de producción en frío, aquellos que no requieren el agregado de calor, sólo pueden ser aplicados cuando la viscosidad del petróleo pesado en condiciones de yacimiento es lo suficientemente baja como para permitir que el petróleo fluya por sus propios medios a regímenes económicamente viables.
La minería es uno de los diversos métodos de recuperación de petróleo pesado. En este método de explotación en minas a cielo abierto, el operador excava los depósitos de arenas petrolíferas cercanos a la superficie y de gran espesor y transporta las arenas a las plantas de procesamiento, donde el agua caliente separa el petróleo de la arena. Gran parte de la explotación del petróleo pesado por el método de minería tiene lugar en Canadá, donde el acceso desde la superficie, los volúmenes producidos y los precios de mercado favorecen la viabilidad económica de este método. Este método posee una alta tasa de recuperación, pero las tasas asociadas de emisiones de dióxido de carbono y daño ambiental han generado preocupación tanto en el público como en la comunidad científica.
En los yacimientos de la enorme faja de petróleo pesado del Orinoco en Venezuela y en algunos de los yacimientos de las áreas marinas de Brasil, el petróleo pesado es producido a veces por producción primaria en frío. Mediante la utilización de este método, el petróleo se extrae del yacimiento y luego se deja fluir hacia el interior de los pozos bajo condiciones naturales de yacimiento. En las arenas petrolíferas de Venezuela, los facto- res de recuperación con el método de producción primaria en frío oscilan entre un 8% y un 12% del petróleo total en sitio. En la producción primaria en frío, los operadores optimizan la producción mediante la perforación de pozos horizontales y multilaterales para contactar la mayor parte del yacimiento posible. Los operadores también pueden reducir la viscosidad del petróleo crudo mediante el agregado de diluyentes o el despliegue de tecnología de levantamiento artificial, principalmente sistemas de bombeo electrosumergibles y sistemas de bombeo de cavidad progresiva, para llevar los hidrocarburos a la superficie. El costo del método de recuperación primaria en frío es relativamente bajo, pero también lo son los factores de recuperación.
La producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS) es otro método de producción primaria; Canadá es el único país que aplica ampliamente el método CHOPS. Utilizado en yacimientos de areniscas no consolidadas que contienen petróleo pesado visco- so, el método CHOPS es económico en cuanto a implementación pero sólo recupera entre un 5% y un 10% de las reservas en sitio. Cuando se emplea este método, la producción exhibe un influjo inicial de arena del 10% al 40% del volumen de líquidos y sólidos producidos. El corte de arena se reduce con el tiempo hasta alcanzar un valor constante que oscila entre el 0,5% y el 10%, dependiendo de la viscosidad del petróleo. El movimiento de la arena, asistido por el gas que se libera del petróleo desprezurizado, incrementa la movilidad del fluido y forma canales en la formación, denominados agujeros de gusanos, que incrementan el tamaño de la zona de alta permeabilidad alrededor del pozo.
La producción de gas con el método CHOPS es sustancial debido al gas entrampado en el petróleo pesado viscoso; la relación gas/ petróleo generalmente se mantiene constante a lo largo de varios años. La producción de petróleo alcanza su tasa máxima a los pocos meses de la primera producción y luego declina cuando los efectos del agotamiento del yacimiento se vuelven predominantes. El método CHOPS requiere normalmente un sistema de levantamiento artificial para desplazar el petróleo y la arena a la superficie, donde ambos se separan gravitacionalmente. La arena contaminada con hidrocarburos debe ser eliminada, lo cual se considera una desventaja del método; gran parte de la arena contaminada es almacenada en cavernas de sal subterráneas.
La estimulación cíclica por vapor de agua (CSS) y el desplazamiento por vapor de agua son los procesos termales más comunes de recuperación de petróleo pesado. La estimulación cíclica por vapor de agua es un método de un solo pozo que se aplica en etapas. Este método, también conocido como impregnación con vapor, se inicia mediante la inyección de vapor en el pozo. Durante el período de impregnación en vapor, el petróleo se calienta para reducir su viscosidad y posibilitar la producción. Por último, el petróleo y el agua se llevan a la superficie y se separan y el proceso se reitera. El desplazamiento por vapor de agua es un método de pozos múltiples, en el que el vapor es inyectado continuamente en uno o más pozos y el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción. Para este método, los pozos se posicionan normalmente en esquemas regulares. El método CSS y el de desplazamiento por vapor de agua se utilizan en todo el mundo y proporcionan altas tasas de producción inicial y factores de recuperación de hasta un 30%.
En los últimos años, los operadores de Canadá probaron el método de extracción por vapor (VAPEX), que es eficiente porque reduce significativamente la viscosidad del petróleo mediante la disolución con solvente. El vapor solvente, que se inyecta en el yacimiento, expande y diluye el petróleo pesado por contacto. El método VAPEX emplea un par de pozos horizontales paralelos de inyección-producción apilados verticalmente y utiliza una combinación de solvente vaporizado —propano o butano o una mezcla— y un gas no condensado disponible en el mercado, tal como el metano. Los ingenieros inyectan la mezcla de solvente gaseoso en el pozo superior, lo que posibilita la creación de una cámara de vapor alrededor del pozo desde la que el petróleo pesado diluido drena gravitacionalmente hacia el pozo inferior. La extracción por vapor representa una alternativa energética- mente eficiente para la recuperación de petróleo pesado en los campos y los yacimientos para los cuales los métodos termales resultan inadecuados o antieconómicos.
Los métodos de recuperación termales calientan el yacimiento y proporcionan factores de recuperación generalmente más altos que los métodos en frío pero a un costo más elevado. El método de drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) se utiliza principalmente en los yacimientos que contienen petróleo extrapesado y bitumen. Como en el método VAPEX, el proceso SAGD utiliza pares de pozos horizontales paralelos perforados en el mismo plano vertical. El vapor se inyecta en el pozo superior y es forzado a ingresar en la formación adyacente para formar un volumen afectado por el vapor denominado cámara de vapor. El vapor se expande en sentido ascendente y lateral, calentando el petróleo en sitio para reducir su viscosidad, especialmente en el frente de vapor-petróleo. El petróleo puede ser calentado hasta alcanzar una temperatura superior a 200°C [400°F], reduciendo su viscosidad hasta aproximadamente 0,01 Pa.s, lo que posibilita la movilización del fluido. La fuerza de gravedad hace que la mezcla de petróleo movilizado y vapor condensado fluya hacia abajo en dirección hacia el pozo inferior, desde el cual es bombeado a la superficie. La comunicación inicial se establece entre el pozo superior y el pozo inferior mediante la circulación de vapor en ambos pozos. El método SAGD se utiliza en muchos campos de Canadá porque gran parte del petróleo pesado del oeste de Canadá se encuentra a demasiada profundidad como para ser extraído por el método de minería; el factor de recuperación estimado para este método oscila entre 50% y 70%. Sin embargo, se trata de un método de producción con utilización intensiva de capital; la generación de vapor es costosa y representa la mayor parte de los costos de operación. En algunos casos, la estratificación de la formación puede incluir barreras horizontales que impiden que el vapor contacte al petróleo dentro de la cámara de vapor, reduciendo de ese modo la recuperación.
La combustión en sitio, también conocida en inglés como fireflooding, implica el movimiento de un frente de combustión dentro del yacimiento. Utilizado desde hace más de 90 años, este método moviliza los petróleos de alta viscosidad a partir del calor proporcionado por la combustión. El método de inyección Toe-to-Heel (THAI) es un proceso de combustión controlado gravitacionalmente que utiliza la inyección de aire para alimentar la combustión a fin de craquear, mejorar y movilizar el petróleo pesado.
Los yacimientos de petróleo pesado constituyen un gran porcentaje del total de reservas de petróleo del mundo y la recuperación de estas reservas puede ser crucial para satisfacer el creciente apetito global de energía. Mirando hacia el futuro, el enfoque se centra en la optimización de las técnicas de recuperación disponibles, tales como los métodos SAGD y THAI, y a la vez en la ampliación de la búsqueda de métodos alternativos. Las reservas están; ahora la industria debe aprender a explotarlas de manera económica y segura.