Proyecto crudos

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Los petróleos crudos naturales exhiben un amplio espectro de densidades y viscosidades. La viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente la medida más importante para un productor de hidrocarburos porque determina cuán fácilmente fluirá el petróleo. La densidad es más importante para el refinador de petróleo porque es un mejor indicador de los derivados de la destilación.Desafortunadamente, no existe una correlación clara entre las dos. Un crudo de mediana, o baja densidad, con alto contenido de parafina en un yacimiento frío y somero puede presentar una viscosidad más alta que un petróleo crudo pesado, libre de parafina, en un yacimiento profundo y con alta temperatura. La viscosidad puede variar en gran medida con la temperatura. La densidad varía poco con la temperatura, yse ha convertido en el parámetro estándar del campo petrolero más comúnmente utilizado para categorizar los petróleos crudos.

Estos yacimientos tienden a ser someros y poseen sellos menos efectivos, exponiéndolos a condiciones que conducen a la formación de petróleo pesado. La naturaleza somera de la mayoría de las acumulaciones de petróleo pesado se debe a que muchas se descubrieron tanpronto como se establecieron las poblaciones en sus proximidades. La recolección de crudo de chapopoteras (manaderos de petróleo)
y la excavación a mano constituyeron las formas más tempranas de recuperación, seguidas de la perforación de túneles y la minería.

A fines de la década de 1800, los pobladores y exploradores descubrieron petróleo en California perforando yacimientos someros de petróleopesado y de brea cercanos a la superficie. Tres de los seis campos súper gigantes de California son campos de petróleo pesado: Midway-Sunset, Kern River y South Belridge ya han producido más de 160 millones de m3 [mil millones de barriles] de petróleo cada uno.

El Campo Kern River, ubicado cerca de Bakersfield, California, se descubrió en 1899 cuando el pozo descubridor cavado a mano encontrópetróleo a 13 m [43 pies] de profundidad. El campo es de unos 10 km de largo por 6.4 km de ancho [6 millas por 4 millas], y produce petróleo pesado de la Formación Kern River, de edad Miocena a Pleistocena. Las areniscas de la Formación Kern River poseían una saturación de petróleo inicial promedio de 50%. La porosidad promedio es de 31%, y la permeabilidad varía entre 1 a 10 darcies. El campocontenía unos 640 millones de m3 [4 mil millones] de barriles de petróleo originalmente en sitio
(POES). Sin embargo, la densidad del petróleo de 10 a 15°API y la viscosidad de 500 a 10,000 cp [0.5 a 10 Pa-s], combinadas con las bajas temperaturas y la presión inicial del yacimiento, dieron como resultado una baja recuperación primaria.

La producción del Campo Kern River alcanzó un pico de casi másde 6356 m3/d [40,000 B/D] a principios de la década de 1900 . El pobre comportamiento del yacimiento y la baja demanda de crudo pesado, causaron que la producción declinara a bajos niveles hasta el advenimiento de técnicas de refinamiento más
avanzadas de petróleo pesado, ocurrido a principios de la década de 1950. La llegada de calentadores de fondo de pozo a mediados de la década de 1950aumentó la producción. La experimentación con inyección de vapor a principios de la década de 1960 ayudó a comprobar el potencial de los métodos de recuperación termal. El crudo del Campo Kern River responde considerablemente bien al calor: la viscosidad de 12,000 cp [12 Pa-s] a la temperatura de yacimiento de 32°C [90°F], se reduce por un factor de 600, a 20 cp [0.02 Pas-s] a la temperatura deinyección de vapor de agua de 128° C [260°F].5 En 1973, el 75% de la producción del Campo Kern River provenía de proyectos de desplazamiento por vapor de agua.

El crecimiento proyectado para la producción del campo requiere muy buen manejo del calor, o la utilización del vapor de la forma más eficiente. La relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) es un factor importante cuando se...
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