Es lógico que se denomine a  la empresa Imperial Oil Limited Canada como el rey de la producción  en yacimientos bituminosos. La empresa comenzó hace 126 años e inició en 1985 el primer proyecto comercial en Cold Lake, Alberta (Estados Unidos). A Imperial se le atribuye el invento de estimulación cíclica con vapor (CSS) y el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD).

Hoy en día la producción de Cold Lake de 13 etapas es de 150.000 a 160.000 barriles por día.  El método de CSS de Imperial, en el cual el vapor caliente se inyecta en el pozo durante varios meses para bajar la viscosidad a  los 10.5 –grados API de  bitumen,  luego el petróleo se obtiene del mismo pozo durante varios meses, ahora se recupera más del 25% del bitumen y no el 13% como en los ’80.

La empresa continúa avanzando en la producción de yacimientos bituminosos en dos aspectos. En una de las áreas de investigación  se aspira al desarrollo de tecnologías para mejorar las operaciones existentes. El otro foco de atención se logrará a largo plazo- es el desarrollo del avance de las tecnologías, el cual no será comercializado hasta dentro de 10-15 años.

En la primera categoría, el nuevo y más importante desarrollo es una tecnología patentada que se denomina LASER, que son las siglas de “Liquid Addition to Steam to Enhance Recovery” (Adición de liquido al vapor para mejorar la recuperación). Una pequeña cantidad de solvente- en este caso gas natural condensado-  se agrega al vapor que se inyecta en el los pozos de CSS  para aumentar la recuperación del bitumen.
Esto es diferente al Vapex  (“extracción de vapor”), el cual es como el SAGD exceptuando por el solvente vaporizado que se utiliza como un condensado de gas natural, en vez de vapor. El vapor que se inyecta en los pozos horizontales diluye el bitumen, el cual fluye con gravedad a un pozo horizontal creado paralelamente.

Imperial realizó grandes investigaciones a cerca del Vapex, las cuales incluyen la coparticipación con otra empresa en Dover al noreste de Alberta. El trabajo de Dover también experimentado con el proceso de “hot Start”- que inyecta vapor para establecer rápidamente una comunicación con el productor del pozo antes de inyectar el solvente vaporizado. Una ventaja del Vapex es el rendimiento de la energía- no hay pérdida de calor.

Pero Imperial no continúa las investigaciones de Vapex, ya que se necesita demasiado dinero para las mismas. Uno de los problemas es el costo del solvente, el gas natural condensado cuesta más que el petróleo crudo del oeste de Texas, pero el bitumen se puede vende por mucho menos Y no todo el solvente que se inyecta se puede recuperar, lo que se deja en el suelo es mucho más caro que el producto que se obtiene.  Para que resulte económicamente viable “se debe tener cuidado cuanto solvente se coloca, cuanto bitumen se obtiene y cuanto solvente se pierde en el suelo”,  ese es el desafío de Vapex.
Además, tratar de combinar el bitumen con el solvente es un poco más complicado que simplemente calentarlo.  Aunque Imperial no sigue con Vapex continúa las investigaciones de otros temas relacionados con los solventes, incluyendo el “efecto de infiltración” donde el solvente que se inyecta sale a una miríada de pequeños canales  y no a través de un sólido frente de la reserva.

A diferencia de Vapex, LASER mejora el rendimiento de los pozos maduros de CSS. En vez de vapor puro, del 5 al 10% del fluido inyectado es un solvente vaporizado como el gas natural condensado. Imperial comenzó las pruebas con LASER en una locación de múltiples pozos en Cold Lake en el 2002. El primer ciclo de producción se completo en el 2004 y el segundo ciclo se esta completando.  El primer ciclo de producción al utilizar LASER recuperó de un 30-50% más de bitumen que una locación de múltiples pozos que utilizó solo CSS.

Los resultados son lo suficientemente alentadores  por eso Imperial pidió la aprobación para expandir el uso de LASER a todas las locaciones de múltiples pozos en Cold Lake (son alrededor de 200), las mismas comenzaran en el 2007. (Cada locación  posee alrededor de 20 pozos). Imperial no afirma cuanto costará utilizar LASER, pero el gasto de inversión requerido es mínimo porque los pozos, las plantas de vapor y las otras instalaciones ya se encuentran en el lugar es decir que la infraestructura ya esta ahí. Por lo tanto, cualquier incremento en la inversión será muy beneficioso.
La aplicación de LASER de Imperial se realizará en etapas y se introducirá el próximo año en 10 locaciones de múltiples pozos.

Otra innovación de Cold Lake se denomina: perforación limitada de entrada, o LEP (limited entry perforation). La idea es distribuir uniformemente el vapor a través de los pozos horizontales. Aunque la mayoría de los pozos CSS son verticales, Imperial esta incrementado el uso de los pozos horizontales. La mayoría son de 500 metros a 1 Km de largo, el desafío es asegurar que el vapor se encuentre en contacto con el bitumen  a través del pozo. El diseño de los pozos lo logró por el descenso de presión a través de las perforaciones en el liner. El descenso de la presión es lo suficientemente bajo durante la inyección de vapor para asegurar que el vapor entra en la formación a lo largo del liner, pero lo suficientemente bajo para que no afecte las operaciones de producción posteriores.

Tecnologías de avance
 La segunda investigación de arenas petroleras de Imperial se basa en tecnologías, las cuales necesitarán de 10 a 15 años, después de que el primer depósito de arenas petroleras se haya desarrollado. Los recursos más dificultosos a futuro incluyen, por ejemplo, las arenas petroleras con gas suprayacente o aguas subyacentes. Incluso algunas de las arenas petroleras de Imperial poseen gas en la parte superior  y  agua por debajo En tales casos, el desafío será minimizar la cantidad de vapor desechado en “zonas de pérdidas” de agua y de gas.
CSS no es la tecnología  adecuada para estos casos porque posee muchas pérdidas de energía.

¿Podemos utilizar solvente en vez de vapor? O ¿Podemos utilizar una combinación de vapor y solvente que va a ser más económico que un proceso térmico? Para los desarrollos  de recursos de gas en tramo superior  y agua  en la parte inferior  a futuro Imperial presentó una aplicación reguladora para poner a aprueba el solvente asistido de SAGD en Cold Lake.

En sus operaciones comerciales, sin embargo, Imperial utiliza CSS y no SAGD.  El vapor de alta presión fractura los finos cristales de lutita en la formación, permitiéndole a Imperial acceder a una vasta porción de los espesores productores   de las arenas petroleras. Un motivo por el cual Imperial puede utilizar este sistema de alta presión es porque la formación Clearwater esta directamente recubierta por una gruesa capa de arcilla. El vapor de alta presión no trabajará en la región de Athabasca donde se encuentran las arenas petroleras- y donde Imperial también posee tierras- porque los depósitos son poco profundos y no hay espesores de arcilla. (Un ejemplo espectacular de lo que puede suceder sin una buena roca de cubierta sucedió en mayo en el proyecto de arenas petroleras de Total S.A.’s Joslyn en Alberta cuando el vapor estalló en el suelo y  se formó un cráter de 20 metros de ancho y 5 metros de profundidad. Y Total utiliza SAGD, la cual supone mucha menos presión que la CSS).

Imperial quizás pueda utilizar SAGD en alguna de sus operaciones comerciales en el futuro. La elección de la tecnología dependerá de la geología de los  recursos. Imperial inventó la CSS en 1966 y la SAGD en 1982, pero una no es mejor que la otra.
Cuando los defensores de SAGD citan el índice de recuperación, en general ellos están excluyendo una gran parte del gross pay. SAGD puede llegar a recuperar el 40-60% del bitumen en el lugar en la cámara de vapor, pero cuando Imperial dice que la CSS recupera el 25-30%, se refiere al grosor de la reserva entera o del espesor productor. Porque el CSS es un proceso de alta presión, pone en contacto partes de la zona productora  que el SAGD no puede acceder.

Cuando se habla del factor de recuperación, se trata de todo el espesor productor  del bitumen. La parte que no fue recuperada del espesor productor la hace más atractiva para realizar los procesos de seguimiento con el de recuperación de solvente.
Otro aspecto de la investigación (a largo plazo) es la actualización. Las actualizaciones de técnicas comerciales-  coqueo continuo y coqueo retardado- se han utilizado por décadas, ambas demandan una fuerte inversión porque los conductos deben resistir presiones y temperaturas extremas. Los costos de operación son elevados porque los vastos volúmenes de gas natural necesitan de calor e hidrógeno, dependiendo del proceso utilizado. Para reducir los costos de operación, algunas mejoras aparentemente utilizarían la gasificación.

Imperial posee tres o cuatro proyectos de investigación para reducir el capital y los costos de operación comparados con la tecnología convencional al 50%. Estas tecnologías esperan ser comercializadas dentro de 10-15 años.  Ya que el verdadero avance de la tecnología lleva bastante tiempo.

EPIGRAFES

Productor pionero

Las locaciones múltiples pozos de Imperial Oil, contienen aproximadamente 20 pozos cada uno, el paisaje de Cold Lake en Alberta. Imperial es la primer y más grande empresa de Canadá de producción térmica de bitumen.

Éxito experimental

Imperial está agregando un gas natural condensado al vapor para mejorar la producción térmica del bitumen en Cold Lake. A la derecha: Las primeras pruebas dieron como resultado un 30-50% más de bitumen comparado con las locaciones de múltiples pozos utilizando solamente CSS.

Medios de producción

Depende de la geología del recurso, se debe utilizar (a la izquierda) el drenaje gravitacional asistido por vapor -SAGD o (a la derecha) la estimulación cíclica con vapor –CSS.

Recuperacion de la Investigacion y Desarrollo

Arriba: El factor clave en el proceso del tratamiento de Imperial (de agua en Cold Lake) es remover las sales y cloruros del agua.
Derecha: Las investigaciones que se realizan  llevaron a una significante mejora en la producción desde que Imperial comercializó la extracción térmica del bitumen en 1985.
 
Traducido por Staff Petrolnews

Fuente: New Technology Magazine

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