Crudos Pesados: Campos De Athabasca - Canadá
Enviado por laranaseca • 18 de Abril de 2014 • 1.104 Palabras (5 Páginas) • 172 Visitas
- CASO: Campos de Athabasca - Canadá
Canadá posee las reservas de bitumen y de petróleo ultrapesado más grandes
del mundo (2.5 x 1012 barriles). Los reservorios más conocidos son las
areniscas petrolíferas de Athabasca en Alberta, Canadá.
Se reportó por primera vez haber encontrado afloramientos de areniscas llenas
de alquitrán a fines de 1700. A principios de 1900, aparecieron métodos al
estilo minería para explotar el petróleo tipo asfalto como material de
pavimentación. Actualmente, varias compañías están desarrollando proyectos
para explotar estas areniscas, que contienen bitumen de 7.5° a 9.0° API, cuya
viscosidad alcanza hasta 1,000,000 cp a temperatura de yacimiento que es de
15°C (59°F).
La explotación minera de superficie de las areniscas es una industria
importante y en crecimiento en el área, donde compañías como Syncrude
Canadá, Suncor Energy y Shell Canadá extraen crudo de minas. Las areniscas
petrolíferas Athabasca proveen actualmente cerca de un tercio de la 51
producción total de petróleo de Canadá y se espera que provean el 50% para
el futuro.
Varios operadores están invirtiendo en yacimientos más profundos que sólo se
pueden alcanzar a través de pozos. La alta viscosidad de los crudos de
Athabasca no hace posible la producción en frío de los pozos. Sin embargo,
una vez que el petróleo se calienta, fluye fácilmente, de modo que las
compañías están invirtiendo en instalaciones de inyección de vapor de agua
desde el principio de la explotación de estos yacimientos.
La compañía EnCana se encuentra en la primera de las tres fases del Proyecto
Termal del Lago Cristina, el cual, se estima que a lo largo de sus 30 años de
vida, producirá unos 600 millones de barriles de petróleo de las areniscas de la
Formación McMurray.
La producción se llevará a cabo a través de drenaje gravitacional asistido por
vapor (Steam Assisted Gravity Drainage – SAGD), una técnica desarrollada en
Canadá y probada en varios pilotos. Pares de pozos horizontales paralelos
apilados constituyen los elementos básicos del concepto SAGD. El vapor
inyectado en el pozo superior calienta un volumen de petróleo circundante,
disminuyendo su viscosidad lo suficiente como para permitirle fluir hacia el
pozo inferior, el cual es un pozo productor. El Gráfico N° 6 esquematiza el
proceso tecnológico descrito
Se han perforado casi 75 pozos estratigráficos y se han efectuado
levantamientos sísmicos 2D y 3D. Las areniscas McMurray poseen entre 20 y
58 m (65 y 190 pies) de espesor, 30% a 35% de porosidad y una permeabilidad
que varía entre 3 y 10 Darcys. La alta calidad y el buen espesor de la arenisca
productiva convierten a estos yacimientos en buenos candidatos para la
utilización de la técnica SAGD. Sin embargo, el análisis de núcleos muestra la 53
presencia de algunas capas de lodolitas dentro de la arenisca productiva. Estas
capas actuarán probablemente como barreras para el vapor ascendente. La
extensión lateral y continuidad de las lodolitas impermeables aún se
desconocen y se espera que ejerzan influencia en la velocidad de ascenso del
vapor.
Como con cualquier proyecto de inyección de vapor, el objetivo es producir
tanto petróleo como sea posible con el mínimo capital y con los menores
costos de producción. La relación vapor-petróleo (Steam Oil Ratio – SOR)
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