1 “ NOVEDOSO METODO BASADO EN UNA TECNICA DE UPGRADING EN FONDO DE POZO Y RECUPERACION MEJORADA PARA CRUDOS PESADOS : UNA INVESTIGACION EXPERIMENTAL” Mendoza – Sept. 2006 Adriana N. Cavallaro, Gustavo R. Galliano Repsol-YPF Steve Sim, Ashok Singhal, Douglas Fisher Alberta Research Council

2 Definición “Upgrading” se define como los procesos que mejoran la calidad de los crudos producidos incrementando su valor de venta por aumento de la gravedad API, reducción de viscosidad, resultando también en menor contenido de azufre,metales ( Hierro, Niquel, Vanadio) y de asfaltenos. “Upgrading” se define como los procesos que mejoran la calidad de los crudos producidos incrementando su valor de venta por aumento de la gravedad API, reducción de viscosidad, resultando también en menor contenido de azufre,metales ( Hierro, Niquel, Vanadio) y de asfaltenos. Los métodos de fondo en general se combinan con métodos de EOR Los métodos de fondo en general se combinan con métodos de EOR “Upgrading in situ “ mejora de calidad en reservorio” “Upgrading in situ “ mejora de calidad en reservorio”

3 Clasificación de crudos

4 Objetivo Desarrollar una tecnología propia o adaptar una existente, que permita producir en forma rentable y ambientalmente amigable yacimientos de crudos pesados ( 10-20 API), mejorando a la vez las propiedades de dichos crudos de forma de incrementar su valor Desarrollar una tecnología propia o adaptar una existente, que permita producir en forma rentable y ambientalmente amigable yacimientos de crudos pesados ( 10-20 API), mejorando a la vez las propiedades de dichos crudos de forma de incrementar su valor

5 Objetivos secundarios importantes Proporcionar desde la Unidad de Tecnología información a Repsol YPF sobre el area de innovaciones de la producción de crudos pesados. Generar conocimiento propio y adquirir experiencia que le permita a Repsol YPF estar preparada para su eventual participación en negocios de extracción de crudos pesados y extrapesados. Disponer de alternativas no convencionales de incremento de reservas y mejora de la recuperación en campos de crudos pesados dado que los procesos de upgrading en fondo combinan métodos EOR y mejoramiento.

6 Objetivos secundarios importantes Reducir el impacto ambiental de su explotación y refino respecto de los procesos convencionales para este tipo de crudo, alineándose con la política de la empresa de reducción de emisiones y desarrollo limpio. Encontrar beneficios respecto de los procesos de superficie como ser: - Menor impacto ambiental, reducción de gases de efecto invernadero - Reducción de los costos de transporte -Menor consumo de recursos

7 Reservas mundiales de crudos Billions of Barrels in Place Light Oil Bitumen & Heavy Oil Las reservas mundiales de petróleo exceden los 9 trillones de barriles” El 70 % son pesados y extra pesados

8 Fuentes de Bitumen y extra pesados

9 Situación Incorporación de nuevas tecnologías para la recuperación in situ de crudos pesados y extra pesados permitirán a las empresas de energía optimizar la producción e incrementar reservas y podrán contar con tecnología desarrollada para cumplir con la demanda mundial de energía en los próximos 30 años.

10 Minusvalor de crudos pesados Sin corrección Corrección º API > 36 - 0.15 $ / bbl por cada 1º API menor de 36º API % S < 0.47 - 1.00 $ / bbl por cada 1% S mayor de 0.47% Ejemplo: Crudo (12º API S= 3.5 %) vs. WTI por º API:24 x 0.15 $=-3.6 $ por % S:3,0 x 1.00 $=-3.0 $ Reducción= 6.6 $ / bbl El precio de transferencia de éstos crudos está significativamente afectado por su contenido de azufre y su grado API. Los descuentos con respecto al WTI suelen alcanzar mas de 6 dólares por barril.

11 Principales tecnologías en desarrollo Existen tecnologías para upgrading en superficie y en fondo Las que intentan lograr el mejoramiento del crudo en fondo se pueden agrupar en : a.Tecnologías basadas en procesos no térmicos b.Tecnologías basadas en procesos térmicos combinados con el uso de catalizadores de reacción c.Combinaciones de los anteriores ( procesos híbridos) d.Procesos microbiologicos (bio upgrading) e.Otros procesos ( microondas) Situación de la Tecnología

12 Proceso VAPEX Procesos no térmicos Entre los procesos no térmicos se destaca el proceso Vapex Consiste en la inyección de un solvente (C3, C4, mezclas) gaseoso a presiones cercanas a las de su saturación a la T de reservorio Se utilizan dos pozos horizontales paralelos (1 inyector y 1 productor) El solvente se difunde en el petróleo y este drena por gravedad al pozo productor. El proceso es cíclico y genera la precipitación de asfáltenos generando un crudo mas valioso. El solvente es recuperado Se estima que el proceso reduciría en un 85 % las emisiones de CO2 con respecto a los métodos térmicos convencionales

13 Procesos Basados en Solventes

14 Planificación del Proyecto Planificación / Etapas Etapa 1: Análisis de tecnologías y su grado de avance. Preselección. Caracterización de propiedades. Selección de crudos por API y contenido de Azufre Ensayos experimentales preliminares de tecnologías preseleccionadas ( Solventes y Térmico Catalítico) Etapa 2: Ensayos en modelos físicos. Etapa 3: Simulaciones de ensayos/ escalado básico a reservorios Etapa 4: Ensayo piloto en campo de tecnología seleccionada (No contemplada en el proyecto)

15 Estudio Experimental -Objetivos Seleccionar solventes o mezclas de solventes (propano, CO 2, condensado con 35% C3 y 15 % C4 ) para remover asfaltenos a presión y temperatura de reservorio Determinar la óptima relación solvente/crudo para la floculación y depositación de asfaltenos Analizar el efecto de la depositación de asfaltenos en el medio poroso Estimar el grado de upgrading y recuperación de petróleo

16 Secuencia experimental Caracterización de crudos pre y post test– CTA, Hycal y ARC Ensayo de Precipitación dinámica de asfaltenos- ARC Daño de Formación- ARC Simulación del proceso VAPEX en una celda empacada con roca reservorio-ARC

17 Caracterización

18 Equipo para ensayo de filtración Onset of Asphaltene Deposition

19 Resultados Selección de Solventes Crudo Argentina Crudo Venezuela

20 Conclusiones :Ensayo de Depositación Dinámica de Asfaltenos CO2 no es efectivo. El condensado solo es efectivo pero costoso. La mezcla de CO2 + condensado resultó ser satisfactoria en cuanto a reducción de asfaltenos, costos y ambientalmente amigable. Puede utilizarse el dióxido de carbono de un yacimiento vecino. La mezcla ha sido más efectiva en reducir asfaltenos con el crudo de Argentina comparada con el crudo de Venezuela. Las experiencias en modelos físicos se continuaron con la mezcla.

21 Esquema - Modelo Físico-Celda

22 Resultados Modelo físico -Crudo Argentina Porcentaje de remoción Porosidad : 43%, K :1.8 D Recuperación: 82%

23 Resultados Modelo físico -Crudo Venezuela Porosidad : 39.80 %, K :0.9 D Recuperación: 70% 60% 19.6% 15.9%

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25 Agotamiento natural Proceso cíclico y agotamiento natural en pozo vertical Agotamiento natural

26 Conclusiones Proceso basado en solventes De acuerdo a los resultados de la simulación (que debe ajustarse) el proceso luce potencialmente atractivo. Es necesario profundizar en la adquisición de más datos experimentales para realizar el ajuste del simulador.

27 CONCLUSIONES GENERALES Las tecnologías innovadoras de upgrading in situ analizadas pueden generar bajo ciertas condiciones una mejora en la calidad del crudo y por estar asociadas a procesos de recuperación asistida pueden producir una mayor cantidad de un crudo de mayor valor comercial. Los métodos de upgrading en reservorio tienen algunas ventajas respecto de los procesos de superficie, como ser: menor impacto ambiental, reducción de gases de efecto invernadero, reducción de los costos de transporte. Dichas ventajas deberán valorizarse en cada caso. Los diversos métodos basados en solventes a pesar de no ser aun comerciales y requerir de obtención de parámetros de laboratorios y de un ajuste de los simuladores son los más adelantados. Se los considera como candidatos para posible implementación a escala comercial de campo en el corto plazo. Se están realizando pilotos en Canada y Venezuela.

28 CONCLUSIONES GENERALES La experiencia adquirida en el proyecto puede ser extrapolada a las distintas etapas de explotación (primaria, secundaria, terciaria) de otros campos de RY con crudos de similares características. Es un área de I+D en fase inicial a nivel mundial y por tanto una oportunidad de desarrollo tecnológico Es un área de I+D en fase inicial a nivel mundial y por tanto una oportunidad de desarrollo tecnológico

29 GRACIAS POR VUESTRA ATENCION!!! ?

30 Diapositivas de apoyo

31 Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorio CLASIFICACIÓN DE PETRÓLEOS º API 455035 Ligero31.1 3025 Medio 223 223 Pesado100201510 50 Extrapesado Bitumen INDUSTRIADensidad800825850875900Ligero 900 (25.7 API) 925950975Pesado 10501075Pesado GOBIERNO

32 Proceso VAPEX -Pilotos en Ejecución en Canada Exxon Mobil ( Imperial Oil Resources), estimulación cíclica en Cold Lake Baytex Energy, Vapex en Saskatchewan EnCana Vapex y variantes en Foster Creek Suncor Energy vapex y variantes en Firebag Devon Canada lidera un consorcio para un piloto en Dover Nexen : 3 pilotos ejecución ( cíclico y convencional con pozos horizontales y verticales) Shell Canada: 1 piloto combinando pozos horizontales y verticales combinando inyección cíclica y continua.

33 De acuerdo a la mayoría de estos criterios en Argentina, Repsol YPF explota varios yacimientos de crudos pesados, entre ellos Malal del Medio (Fm. Grupo Neuquen), Cerro Fortunoso, Llancanello, Loma Alta Sur, Estructura Cruz de Piedra, Los Perales, El Guadal, Cañadón Perdido y Manantiales Behr. Algunos yacimientos en Venezuela (Quiriquire (shallow), Mene Grande) y Ecuador también se enmarcan en esta categoría. En el transcurso del año 2005 Repsol YPF adquirió áreas de crudos Pesados en Peru y Venezuela (Faja del Orinoco). El precio de transferencia de éstos crudos está significativamente afectado por su contenido de azufre y su grado API. Los descuentos con respecto al WTI suelen alcanzar mas de 6 dólares por barril. Crudos Pesados en Repsol YPF

34 Térmicos -Combustión in situ THAI ™ Air 80% Recovery

35 Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorio RESERVAS CRUDOS PESADOS º API% S Estim OOIP 10 9 bbl Venezuela (Quiriquire, Mene Grande)10-17 > 3 4 1 Llancanello12-14.52.41 2 Malal del Medio 14.4-19.82.82 3 Cerro Fortunoso 142.8 4 Loma Alta Sur 16.51.3 5 Estructura Cruz de Piedra 181 6 Los Perales, El Guadal, Cañadón Perdido 12-1811 7 Manantiales Behr 12-18S/D Reservas comprobadas de petróleo y de gas por cuenca, al 31 de diciembre de 1998 5 2 1 3 4 7 6 Venezuela

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37 Caracterización del Crudo

38 Basado enASTM D 189-95 (evaporación, pirolisis, determinación gravimétrica) 16.3 Número Acido (TAN) (mg KOH/g) ASTM D-664/95 1.82 Fuente: Hycal lab. Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorio CARACTERIZACION DE CRUDOS

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40 Micro-Visual Cell Digital Image Acquisition Video Camera Light Source High Pressure Housing Glass Windows Spacer  ‘2001’ Alberta Research Council, All rights reserved. Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorio

41 Argentina

42 Resultados comparativos pre y post test

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44 Daño de formación

45 Los campos de petróleo podrían parecerse más a las refinerías a medida que las instalaciones con procesos avanzados se acerquen más a pié de pozo. Un mayor enfoque en la fiabilidad del equipamiento y en las inspecciones basadas en el riesgo – herramientas familiares en las plantas de producción – mantendrá una óptima velocidad de flujo de petróleo y gas. Cada vez más, comenta Gary Masada, Presidente de la Compañía Chevron Research and Tecnology, métodos y equipos similares a los de las refinerías se trasladarán al interior del “pozo”.

46 volumenes VAPEX_ALTVAPEX_ALTQ1VAPEX_ALTQ2VAPEX_ALTQ3 CO2 Ksm31166.5777.7388.8194.4 Mezcla m3 586039021953972