De acuerdo con la revisión estadística de la energía mundial realizada por BP para el 2018 [¹], el consumo de crudo en el mundo creció en promedio de 1,4 millones de barriles por día, y teniendo en cuenta que el crudo pesado y el bitumen comprenden al menos el 70% de las reservas mundiales, la explotación de este tipo de crudo es cada vez más interesante. Para el 2018, la producción de crudo pesado en el mundo fue tan solo al 13,4% [²]. Sin embargo, debido a la distribución de las reservas por calidad de crudo, ésta cifra aumenta año tras año. El caso de Colombia es aún más favorable para el desarrollo y aplicación de nuevas tecnologías enfocadas a la producción de crudo pesado, debido a que al menos el 50% de la producción nacional corresponde a este tipo de crudos [²].

La producción de crudo pesado representa un reto mayor en comparación con la producción de crudo convencional, debido a que en promedio se requiere el doble de capital y uso de energía para su extracción. Lo anterior, debido a su baja movilidad a causa de la alta viscosidad a condiciones de yacimiento, junto con la presencia de componentes no deseados como, asfáltenos, metales pesados y sulfuros, haciendo de este un reto al momento de producirlo, transportarlo e incluso refinarlo [³]. Uno de los principales problemas asociados durante la producción de crudo pesado son las emulsiones. Durante la mayoría de los procesos de producción, existe una gran tendencia para que los crudos pesados formen emulsiones con agua de formación. La viscosidad de las emulsiones puede ser substancialmente más alta que la viscosidad del crudo, debido a que estas no presentan un comportamiento Newtoniano a causa del agrupamiento de las gotas de agua [⁴]. Las emulsiones con ciertas fracciones de fase acuosa se comportan como fluidos pseudoplásticos, ya que con el incremento de la tasa de esfuerzos su viscosidad se reduce.

Fakher S. et al. [⁵] en su investigación del uso de compuestos solubles de bajo peso molecular para la reducción de viscosidad de crudos pesados, listan las posibles alternativas que han planteado diversos autores para abordar el problema de las altas viscosidades de los crudos pesados, éstas van desde la generación de correlaciones para la predicción del valor de la viscosidad, el efecto de compuestos orgánicos como los asfáltenos sobre el incremento de la viscosidad del crudo, la investigación de técnicas de recobro mejorado a través de la inyección de fluidos calientes dentro del yacimiento, y el uso de agentes surfactantes con el objetivo de asistir el bombeo de crudo extremadamente viscoso, entre otras.

En este estudio de caso, se presentan los resultados obtenidos de la evaluación de aditivos fluidificantes en dos escenarios, el primero, a escala de laboratorio, evaluando la efectividad de los fluidificantes a temperaturas similares a las registradas en campo, de donde se seleccionó el aditivo de mejor desempeño, y finalmente, se realizó la evaluación de su efectividad en campo, para lo cual, se definieron los indicadores de desempeño que permitieron determinar el éxito de la aplicación.

Materiales y Metodologías

El desarrollo del estudio comprende globalmente el desarrollo de la fase experimental en laboratorio y la fase de aplicación en campo mediante el esquema mostrado en la figura 1.

Figura 1. Esquema de aplicación de fluidificantes. 

Materiales

Petróleo crudo. Se realizaron pruebas y ensayos de laboratorio para las muestras de crudo OF01 y OF02 que corresponden respectivamente a los pozos que fueron definidos como BES01 y UBH02. Estos crudos se encuentran dentro de la clasificación por gravedad API como crudos pesados. En la tabla 1, se presentan algunas propiedades del fluido de yacimiento medidas en el laboratorio, las cuales se han tomado como base para su caracterización.

Tabla 1. Propiedades de los fluidos de yacimiento. 

Fluidificantes. Se utilizaron aditivos de la Familia de Fluidificantes Smart Fluid: SF-FL01, SF-FL03 y SF-FL05, diseñados para reducir la viscosidad de este tipo de crudos. Estos aditivos son no iónicos, de base hidrocarbonada, con un pH de entre 6 y 7, densidad de 0,86 g cc^-1, y viscosidad de 4 cSt a 104 ºF.

Balanza. Se usó una balanza ABC Professional Digital Tabletopscale (0,01 - 500,00 g ± 0,01 g).

Centrifuga. Centrifuga Ortoalresa digtor 22C, bajo el procedimiento de la norma técnica ASTM D4007.

Hidrómetro. La gravedad API fue determinada con termo hidrómetro de acuerdo con la norma ASTM D287.

Viscosímetro. Pruebas de viscosidad cinemática con viscosímetro Cannon – Fenske Opaque, con control de temperatura a través de un baño Koehler KV1000, bajo el procedimiento de la norma técnica ASTM D 445.

Pozos productores. Se evaluaron dos pozos productores, uno con sistema de levantamiento de bombeo electrosumergible – BES, y el otro con un sistema de levantamiento de bombeo hidráulico - UBH. Las características de estos pozos se listan en la tabla 2.

Tabla 2. Parámetros operativos de los pozos evaluados. 

Metodología de trabajo fase experimental en laboratorio

Procedimiento de pruebas de reducción de viscosidad en laboratorio. Se toman muestras de crudo en un Beaker de 100 mL. Se pesan y se adiciona el porcentaje de fluidificante, en masa, según el ensayo que esté realizándose. Se agitan con un agitador magnético a bajas velocidades (menos de 500 rpm) con el fin de homogenizar la muestra. Se realiza la succión de la muestra dentro del viscosímetro capilar una vez el baño de temperatura se encuentre en el valor de temperatura de prueba (temperatura del pozo a evaluar), se introduce dentro del baño y se toman los tiempos que transcurren dentro de las marcas de los bulbos de los capilares. Este tiempo, en segundos, se multiplica por las constantes de calibración de los capilares y se registra el promedio del valor de viscosidad, siempre que entre estos no haya una diferencia porcentual mayor al 5%. Las temperaturas de prueba se determinan de acuerdo al perfil de temperatura registrado en campo.

Metodología de trabajo de fase de aplicación en campo

Resultados pruebas y análisis de laboratorio

Reducción de viscosidad con Fluidificantes SF – FL01, SF – FL03 y SF – FL05. Se evaluaron los efectos de los tres fluidificantes SF – FL01, SF – FL03 y SF – FL05 con las muestras de los dos pozos BES01 y UBH02 con el objetivo de identificar la mejor opción fluidificante para estas muestras de fluido de yacimiento, permitiendo observar el comportamiento del crudo con aditivo al 3% (3000 ppm) y 2% (20000 ppm) en %m, obteniendo resultados de reducción de viscosidad tal como se muestra en la figura 2. A partir de estos resultados, se selecciona de entre los fluidificantes evaluados la opción de aplicación del fluidificante para cada pozo.

Figura 2. Reducción de viscosidad con muestras OF01 y OF02 con aditivos fluidificantes SF – FL. 

En el caso del pozo BES01, fue seleccionado el fluidificante SF – FL01 con una reducción de viscosidad cercana al 22%; en el caso del pozo UBH02, se seleccionó el fluidificante SF-FL03 como la mejor opción, con una reducción de viscosidad de cercana al 20%. Se debe resaltar que las concentraciones usadas en las pruebas de laboratorio se implementan con el fin de identificar el fluidificante, además de evidenciar de mejor manera el comportamiento de la emulsión agua en aceite (W/O) una vez es adicionado el aditivo. Las dosis aplicadas en campo son significativamente menores.

Resultados de aplicación en campo

Resultados de aplicación Fluidificante SF – FL01 en pozo BES01. Se siguió el planteamiento establecido para la aplicación del fluidificante en el pozo BES01, se estableció la línea base sobre la cual se evalúa la inyección del fluidificante, llegando a los valores listados a continuación en la tabla 3.

Tabla 3. Línea base – Pozo BES01. 

Determinación Línea Base. Durante la evaluación de la línea base se observa claramente la inestabilidad en el comportamiento de las presiones del pozo. La presión en cabeza oscila entre un máximo de 350 psi y un valor mínimo de 80 psi. Adicionalmente, las pérdidas de presión en superficie entre la cabeza del pozo y el manifold del clúster, DP, estuvieron en un valor promedio de 85 psi, registrando una caída máxima de 270 psi. Esta aplicación se realizó en cabeza de pozo debido a la no disponibilidad del capilar de inyección de la bomba electrosumergible, para lo cual, se utilizó una facilidad diseñada para la prueba, la cual contaba con una línea de Bypass y un mezclador estático, a fin de verificar si se requiere el uso o no de este tipo de mezcladores en futuras aplicaciones.

Inyección en cabeza a través de línea de Bypass. Se realizó inyección de fluidificante SFFL01 en el pozo BES01 a través de la línea de Bypass con una concentración de 10000 ppm, con el fin de realizar una saturación inicial del sistema. En la tabla 4, se resume el seguimiento de las presiones del sistema.

Tabla 4. Presiones del sistema – Inyección en cabeza – Línea de Bypass. 

Tomando como referencia la presión en cabeza y las pérdidas de presión promedio, obtenidas del escenario de línea base, 164 psi y 85 psi respectivamente, la inyección del fluidificante a 10000 ppm sin mezclador estático produjo una reducción del 42% en la presión en cabeza del pozo y del 88% en las pérdidas de presión en el sistema de recolección hasta el manifold de producción. Así mismo, durante la inyección por Bypass se realizaron muestreos en cabeza, seguidamente se listan los resultados de laboratorio en la tabla 5.

Tabla 5. Resultados de prueba de laboratorio durante la inyección de SF – FL01 en superficie. Bypass. 

De acuerdo con los datos de referencia de la línea base, el valor de viscosidad promedio es de 5037 cSt y la viscosidad promedio durante la inyección por Bypass al 1% (10 000 ppm) del fluidificante SF – FL01 es de 4061 cSt, se obtiene una reducción del 19,4%.

Inyección en cabeza a través de Mezclador estático. Se realiza inyección de fluidificante SF-FL01 en cabeza del pozo BES01 a través de mezclador estático con una concentración de 10 000 ppm, con el fin de realizar una saturación inicial del sistema y a fin de tener la misma tasa de inyección aplicada por Bypass para la comparación. En la tabla 6, se resume el seguimiento de las presiones del sistema.

Tabla 6. Presiones del sistema – Inyección en cabeza – Mezclador estático. 

Tomando como referencia la presión en cabeza y las pérdidas de presión promedio, obtenidas del escenario de línea base, 164 psi y 85 psi respectivamente, la inyección del fluidificante al 1% con mezclador estático produjo una reducción del 48% en la presión en cabeza del pozo y del 89% en las pérdidas de presión. Así mismo, durante la inyección con mezclador estático se realizaron muestreos en cabeza de pozo, seguidamente se listan los resultados de laboratorio en la tabla 7.

Tabla 7. Resultados de laboratorio, inyección de SF – FL01 en superficie. Mezclador estático. 

De acuerdo con los datos de referencia de la línea base el valor de viscosidad promedio es de 5037 cSt y la viscosidad promedio durante la inyección por mezclador estático a 10 000 ppm del fluidificante SF – FL01 es de 3166 cSt, se obtiene una reducción del 37%.

Se procede a la reducción de la dosis de inyección del Fluidificante SF – FL01. Haciendo seguimiento a las presiones en superficie se encuentra el comportamiento que se lista en la tabla 8, se presentan los resultados de la aplicación con mezclador de y los resultados de la aplicación por bypass. En la figura 3, se muestra el comportamiento de las presiones del sistema durante la aplicación del fluidificante SF-FL01, en esta se evidencia que de acuerdo a lo descrito anteriormente, el uso de mezclador estático para la aplicación del fluidificante no es necesario, debido a que el objetivo de reducir y estabilizar la presión en cabeza de pozo se logró de igual manera con la aplicación por bypass sin el mezclador estático.

Tabla 8. Reducción de presión en superficie – aplicación SF-FL01. 

Figura 3. Comportamiento de las presiones del sistema durante la aplicación del fluidificante SF-FL01 en el pozo BES01. 

Aparte de la reducción de viscosidad del crudo del pozo BES01, el fluidificante SF-FL01 también genera efectos positivos sobre otros parámetros de producción como la reducción en el BSW. En la tabla 9 se listan los valores promedio obtenidos en los escenarios evaluados.

Tabla 9. Valores promedio de parámetros evaluados durante los 3 escenarios. 

De acuerdo con la tabla anterior, la inyección por Bypass del fluidificante SF – FL01 a 10000ppm reduce el BSW: es decir, ayuda al rompimiento de las emulsiones, y la viscosidad en un 27% y 19%, respectivamente. Por otro lado, la inyección a través del mezclador estático reduce el BSW y la viscosidad en 50% y 34% respectivamente, como se puede evidenciar en la figura 4.

Figura 4. Efecto de la inyección del fluidificante sobre el fluido. 

En la figura 5, se pueden evidenciar los resultados de las variables más representativas durante la aplicación del fluidificante SF – FL01 en el pozo BSE01. Se muestra, además, que a bajas concentraciones de aditivo, en 2000 ppm, se obtienen resultados favorables evidenciando la selección de una óptima dosis durante la inyección del fluidificante en campo, debido a que con esta concentración las variables evaluadas presentan el comportamiento objetivo de la aplicación, en el que se reduce la presión en cabeza (54%), se reduce la viscosidad del fluido de producción (31%) y se reducen las pérdidas de presión en el sistema de producción (89%). También es importante recalcar que los resultados de la inyección sin el uso del mezclador estático a una dosis de 2000 ppm presentan un mejor comportamiento en los parámetros de viscosidad y presiones evaluadas.

Figura 5. Aplicación del fluidificante SF-FL01 en campo. 

Resultados de aplicación Fluidificante SF – FL03 en pozo UBH02. Se siguió el planteamiento establecido para la aplicación del fluidificante en el pozo UBH02, se determinó la línea base sobre la cual se evalúa la inyección del fluidificante, llegando a los siguientes valores

Durante la evaluación de la inyección del fluidificante se satura el sistema con una dosificación del 5000 ppm y teniendo en cuenta el aporte del pozo a volumen del sistema se estudia el comportamiento de los parámetros operacionales con respecto a la reducción de la concentración del fluidificante, tal como se lista en la tabla 10.

Tabla 10. Parámetros operativos durante la prueba con fluidificante SF – FL03 - Pozo UBH02. 

En la tabla 10, podemos observar los datos operacionales de la línea base y compararlos con los datos obtenidos durante los días de la aplicación del fluidificante. Además de los parámetros operacionales durante la aplicación, el valor de viscosidad a la que llegó el crudo fue de 690 cSt, lo que representa una reducción del 25,7% con respecto al valor inicial de 928 cSt. Como resultado de esta reducción de viscosidad se evidencia un incremento en la producción y cambios de presión en el sistema de levantamiento.

En la figura 6, se puede observar un incremento en la producción de fluidos del pozo UBH02, producto de la aplicación del fluidificante SF – FL03. Aunque la tasa de declinación en la concentración del fluidificante es evidente, para esta aplicación se puede observar un incremento promedio de producción, en la que se tiene un incremento del 6,7% correspondiente a un aumento de 15 barriles de fluido por día. La disminución en la producción del día 11 de la aplicación, corresponde a un corte en el suministro de energía eléctrica durante 2 horas. Sin tomar en cuenta esta diferida, el incremento real de producción debido a la aplicación del fluidificante SF-FL03 corresponde a un 8%.

Figura 6. Producción total Vs, Concentración SF – FL03 – pozo UBH02. 

Conclusiones

Se ha demostrado que las dosis implementadas a nivel de laboratorio son utilizadas únicamente con el objetivo de facilitar la selección del fluidificante y que éstas son significativamente menores al momento llevar la aplicación a condiciones de campo y no se detectaron incompatibilidades por el uso de los Fluidificantes SF en las aplicaciones de los pozos BES01 y UBH02, En contraste, se han evidenciado los resultados esperados en mejoramiento de flujo y variables operacionales, además, se ha comprobado que su uso mejora la movilidad del crudo y consecuentemente el comportamiento del sistema de producción teniendo en cuenta las variables operacionales evaluadas.

Se han encontrado reducciones de viscosidad entre un 20 y un 40%, reducciones de presión en cabeza de pozo de 45%, reducciones de pérdidas de presión en el sistema de recolección de un 89% y reducciones en BSW de 50%; aportando de esta forma aumentos en la producción de los pozos demostrando así, la efectividad de la tecnología para cumplir su propósito.

En el caso del pozo BES01, con el Fluidificante SF-FL01 se alcanzaron además de reducciones de viscosidad mayores al 31%, reducciones en BSW del 41%, de presión en cabeza del 54% y pérdidas de presión superior al 80% con una dosificación igual o inferior a 2000 ppm, el cumplimiento del objetivo de reducir y estabilizar la presión en cabeza de pozo, demostrando su eficiencia para aplicación en a nivel de campo.

En el caso del pozo UBH02, con el fluidificante SF-FL03 se alcanzaron reducciones de viscosidad entre el 19,9% y el 25,7% a dosificaciones iguales o inferiores a 5000 ppm, demostrando mantener su eficiencia incluso con el paso del tiempo tras su adición en el sistema de levantamiento, condición importante para facilitar el transporte de fluido.