República Bolivariana De VenezuelaMinisterio Del Poder Popular Para La Defensa

Universidad Experimental Politécnico De La Fuerza Armadas Nacionales

Núcleo Barinas (U.N.E.F.A)

Integrantes:Valera OsminaBelandria NelsonMartinez YendrithMonsalve SolangelLinares Eduardo

Sección “P85”Ingeniería de petróleo

Barinas, Enero del 2011

Profesora:Ing. Ibonne Mejias

Es una tecnología de recuperación mejorada de petróleo para la

producción de crudo pesado, extra pesados y bitumen.

El método SAGD; esta técnica que logra un recobro de 60% a 70% del

Petróleo Original En Sitio (POES). Esta característica lo hace muy atractivo

desde el punto de vista económico ya que otras técnicas de recuperación

térmica al ser aplicadas al mismo tipo de yacimiento logran un recobro

promedio del 18%. Se basa fundamentalmente en la inyección continua de

vapor saturado, es una forma avanzada de la estimulación de vapor en la que

un par de pozos horizontales en lugar de verticales se perforan en el

reservorio, donde uno de ellos se encuentra a unos pocos metros por encima

del otro. Vapor a baja presión Los operadores inyectan vapor continuamente

en el pozo superior el vapor sube en el yacimiento para calentar el petróleo y

así reducir su viscosidad del crudo, el cual luego fluye por gravedad hacia el

pozo de producción horizontal inferior permitiendo de esta forma que el

petróleo drene por gravedad hacia el pozo productor que se encuentra abajo

donde será bombeado en donde es necesario obtener y mantener las

condiciones de equilibrio en presión, temperatura y flujo tanto en el pozo

inyector como productor.

La idea de drenaje por gravedad fue concebido originalmente por el Dr.

Roger Butler, un ingeniero del Imperial Oil en el año 1969. Pero no fue hasta

1975 cuando el Imperial Oil lo transfirió a Calgary, Alberta, al frente de una

importante investigación acerca de este proyecto. Puso a prueba el concepto

en un piloto en Cold Lake, que aparece como uno de los primeros pozos

horizontales en la industria, con inyectores verticales. A partir de ser

considerado ineficiente por el Alberta Oil Sands Technology and Research

Authority (AOSTRA) en los 80, se dio lugar a la primer prueba de pozos dobles

horizontales SAGD, en el Underground Test Facility (UTF) en las Oil Sands de

Athabasca, donde se probó la factibilidad del concepto. Los primeros pozos

SAGD realizados en el UTF fueron perforados horizontalmente desde un túnel

en la piedra caliza, accediendo desde el tunel vertical de una mina. El concepto

coincidió con el desarrollo de técnicas de perforación direccional que permitió

a las empresas de perforación, realizar pozos horizontales con precisión, mas

baratos y eficientes.

El proceso SAGD comienza con una etapa de precalentamiento que

consiste en la inyección de vapor conjuntamente por el pozo inyector y

productor, acción que permite el establecimiento de intercambio calórico

entre ambos pozos (Butler y Stephens, 1980; Butler, 1991). Una vez

terminado el precalentamiento se continúa con la inyección de vapor

solamente por el pozo inyector. Se aprecia un corte longitudinal que

muestra la configuración y comportamiento para un yacimiento

homogéneo.

El calentamiento del petróleo por medio del vapor ocasiona una

reducción en su viscosidad cinemática facilitándose de esta forma que el

crudo fluya a través de la interface vapor-arena bituminosa por diferencia de

densidades (Drenaje Gravitacional) hacia el pozo productor; es decir, el

movimiento del petróleo hacia el pozo productor es causado por la fuerza de la

gravedad y la geometría de una zona saturada de vapor (Cámara de vapor) de

forma tal que el crudo se desplaza casi paralelo a la interface formada por la

frontera de la cámara de vapor que incrementa sus dimensiones de manera

continua. De esta forma, el petróleo y los condensados que se depositan en la

parte más baja de la cámara de vapor son removidos continuamente a través

del pozo productor gracias a la alta presión existente en la cámara de vapor

(Butler, 1991). Se aprecia un corte transversal que muestra el comportamiento

para un yacimiento homogéneo.

El método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) funciona para

los petróleos extrapesados. Se perfora un par de pozos horizontales

paralelos, situándose un pozo unos 5 a 7 m [16 a 23 pies] por encima del otro. El

vapor inyectado en el pozo superior calienta el petróleo pesado, reduciendo su

viscosidad. La gravedad hace que el petróleo movilizado fluya en sentido

descendente, hacia el productor horizontal inferior. La comunicación inicial se

establece entre el inyector y el productor mediante inyección de vapor, vapor

cíclico o inyección de solvente. El factor de recuperación estimado para este

método oscila entre 50 y 70%.12 No obstante, la estratificación de la formación

puede incidir significativamente en la recuperación SAGD.13 El método SAGD se

utiliza en muchos campos de Canadá, incluyendo los campos Christina Lake y

MacKay River.

La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a

hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por

lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor

económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del

proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a

poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más

esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición

final de los residuos. Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando

en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo

convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está

desplazando hacia la explotación de petróleo pesado. El petróleo pesado se define

como petróleo con 22.3°API o menor densidad. Los petróleos de 10°API o menor

densidad se conocen como extra-pesados, ultra-pesados o superpesados porque son

más densos que el agua. Comparativamente, los petróleos convencionales, tales

como el crudo Brent o West Texas Intermédiate, poseen densidades que oscilan entre

38° y 40°API.

Esta tecnología está siendo ahora explotada debido a precios del petróleo

crecientes. Mientras que los métodos que perforaban tradicionales eran frecuentes

para arriba hasta los años 90, los altos precios crudos del siglo XXI están animando a

métodos más poco convencionales (tales como SAGD) que extraigan el petróleo

crudo. Las arenas canadienses del aceite tienen muchos proyectos de SAGD en

marcha, puesto que esta región es hogar de uno de los depósitos más grandes del

betún en el mundo (Canadá y Venezuela tenga los depósitos más grandes del

mundo). El SAGD de proceso permitió Energía de Alberta y tablero de las utilidades

para aumentar su probado reservas del aceite a 179 mil millones barriles, que

levantaron las reservas del aceite de Canadá al segundo lo más arriba posible en el

mundo después La Arabia Saudita y reservas norteamericanas aproximadamente

cuadruplicadas del aceite.

En los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde

la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente para incrementar la

producción. Dado que la inyección de vapor sólo produce una recuperación

promedio de 30%, PDVSA empezó a utilizar SAGD hace cinco años, según

McGee. Tres pares de pozos en Petróleo tierra con SAGD cerca de Tijuana

están recuperando actualmente 40% de un yacimiento que en algún momento

no produjo más de 18%. Pero McGee señala que la generación e inyección de

vapor es extremadamente costosa.

La necesidad de incrementar la producción de crudos a corto y mediano

plazo en yacimientos altamente complejos, heterogéneos y en avanzado estado

de agotamiento, así como los continuos incrementos de los costos de

producción e inversiones asociadas a los planes de explotación han llevado a

realizar estudios de caracterización de yacimientos que indican la existencia de

una gran cantidad de reservas no contabilizadas en los libros oficiales cuyo

desarrollo requiere de una estrategia diferente de explotación con el objeto de

incrementar y optimizar las tasas de producción y recobro final de los mismos.

Esta necesidad es la principal fuente motora en la búsqueda de nuevas

tecnologías que incrementen el levantamiento de los fluidos del yacimiento a la

superficie, las cuales son y seguirán siendo un reto importante en el negocio

petrolero. Entre estas tecnologías emergentes se encuentra el método SAGD

(Butler y otros, 1981; Joshi and Threlkeld 1984), siglas en idioma Inglés que

indican “Steam Assisted Gravity Drainage process” o “Proceso de drenaje

gravitatorio asistido por vapor”, la cual es una técnica que logra incrementar de

60% a 70% el recobro de petróleo pesado y extra pesado original en sitio (POES).

Esta característica le confiere un tremendo potencial económico ya que permite

el aprovechamiento a gran escala de los depósitos de crudos pesados que han

sido detectados hasta la fecha. Es de hacerse notar que otras técnicas de

recuperación térmica sólo han proporcionado un recobro de 24% en el mejor de

los casos.

Consiste simplemente en perforar en la formación, dos pozos

horizontales paralelos, uno inyector de vapor superior y otro productor de

petróleo inferior. Por efecto de la Inyección de Vapor, se forma una cámara de

vapor a lo largo del pozo inyector, generando un aumento de la temperatura del

yacimiento y los fluidos, proporcionando así una disminución de la viscosidad,

donde uno de ellos se encuentra entre 4 a 6 metros por encima del otro.

En el pozo superior se inyecta vapor y en el pozo de abajo se acumula el

petróleo caliente que drenó desde la formación productiva, junto con el agua de

la condensación del vapor inyectado. La base del proceso es que al inyectar el

vapor se forma una "cámara de vapor" que crece a lo alto de la vertical y

horizontalmente en la formación. El calor del vapor reduce la viscosidad del

crudo pesado, lo cual permite que fluya hacia la parte inferior del pozo.

El vapor y los gases, ascienden debido a su baja densidad en comparación

con el crudo pesado, asegurando que el vapor no sea producido en el pozo

inferior. Los gases liberados, que incluyen el metano, el dióxido de carbono, y

por lo general algunos de sulfuro de hidrógeno, tienden a aumentar en la cámara

de vapor, llenando el espacio vacío dejado por el petróleo y, hasta cierto punto,

forman una manta aislante de calor por encima de la de vapor.

El flujo del petróleo y el agua van en contracorriente, impulsado por la

gravedad de drenaje en la parte inferior del pozo. El agua condensada y el

petróleo crudo son recuperados a la superficie por medio de algún sistema de

levantamiento artificial como puede ser el sistema de cavidades progresivas

(PCP) el cual tiene una excelente performance para el desplazamiento de fluidos

de viscosidad con sólidos en suspensión. La operación del pozo inyector y

productor, a una presión aproximada a la del reservorio elimina los problemas de

inestabilidad que afectan a todos los procesos de alta presión de vapor, por lo

que a partir del SAGD se puede producir entre el 70% al 80% del “oil in place” en

reservorios adecuados. El proceso es relativamente insensible a las vetas de

pizarras u otros obstáculos verticales, ya que como la roca se calienta, la

expansión térmica diferencial hace que se formen fracturas, permitiendo a que el

vapor y el líquido fluyan a través de ellas. Esto permite que las tasas de recobro

superen los valores antes mencionados en muchas oportunidades.

Térmicamente, el SAGD es dos veces más eficaz que la estimulación cíclica de

vapor (CSS), resultando también en menor cantidad de pozos.

Los pozos emplazados en yacimientos de petróleo pesado plantean una

diversidad de complejidades relacionadas con su construcción y terminación.

Tales complejidades incluyen la perforación de pozos estables en formaciones

débiles, el emplazamiento preciso de pozos horizontales, el diseño de sistemas

tubulares y cementaciones duraderas para pozos que experimentan

temperaturas extremas y la instalación de equipos de control de la producción

de arena, terminación de pozos y levantamiento artificial que deben operar en

forma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.

Todas estas operaciones se ven beneficiadas con la adopción de un

enfoque de ingeniería integrado que puede basarse en la experiencia global

para proveer soluciones a los nuevos problemas asociados con el petróleo

pesado. Los pozos que experimentan variaciones de temperatura extremas,

tales como en los proyectos SAGD, requieren equipos de terminación

especiales de alto desempeño. Las temperaturas elevadas y la variación de la

temperatura pueden hacer que los elastómeros comunes fallen. Esto se traduce

en sellos rotos, que dejan escapar la presión y los fluidos por la tubería de

revestimiento, incrementando la posibilidad de corrosión de la misma y

reduciendo la eficiencia de las operaciones de inyección de vapor.

Recientemente, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron sistemas no

elastoméricos capaces de operar con temperaturas cicladas de hasta 343°C

[650°F] y con presiones de hasta 21 MPa [3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen

la integridad de la presión, permitiendo al mismo tiempo el despliegue de

equipos de monitoreo y control de yacimientos; Los colgadores termales para

tuberías de revestimiento cortas, de alta temperatura.

Los pozos SAGD necesitan equipos de fondo con márgenes de temperatura

elevados. Estos pozos requieren altas tasas de incremento, control de la

proximidad entre el inyector y el productor, cementación flexible, control de la

producción de arena, y colgadores para tuberías de revestimiento cortas,

empacadores y equipos de levantamiento artificial capaces de operar a

temperaturas que pueden superar los 280°C (536°F).

La generación de vapor representa aproximadamente el 75% del costo de

operación de un pozo donde se aplica el método SAGD. Reducir la relación

vapor-petróleo (SOR), manteniendo al mismo tiempo el régimen de producción,

es clave para mejorar la rentabilidad de la operación. La reducción del

consumo de solvente se traduce en un ahorro del costo energético, disminuye

el volumen de agua producida y los costos de tratamiento, y reduce las

emisiones de CO2. Un componente importante del esfuerzo para reducir la

relación SOR es el sistema de bombeo eléctrico sumergible de alta temperatura

REDA Hotline 550, regulado para operar en forma continua a una temperatura

de motor interna de hasta 288°C [550°F] o a una temperatura de fondo de pozo

de 216°C [420°F]. Su aislamiento termoplásico para el bobinado del motor, de

alta temperatura, fue desarrollado inicialmente y patentado para pozos

geotermales y pozos bajo inyección de vapor. El sistema completo está

diseñado para compensar las tasas de expansión y contracción variables de

los diferentes materiales utilizados en el diseño de la bomba. La utilización de

un sistema ESP permite que el yacimiento sea explotado a una presión que es

independiente de la presión en boca de pozo o la presión del separador, lo que

mejora la calidad del vapor que puede inyectarse. Esto permite reducir la

relación SOR en un 10 a un 25%, generando un ahorro de aproximadamente

US$ 1.00 por barril de petróleo producido. Además, el sistema ESP Hotline 550

posee excelentes estadísticas de confiabilidad; siendo la instalación más larga

en funcionamiento, ha estado operando durante 844 días. El sistema ESP

Hotline 550 es utilizado por numerosos operadores canadienses, incluyendo

Encana, Suncor, ConocoPhillips, Nexen, Total, Husky y Blackrock.

VENTAJAS DEL PROCESO DE DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDA POR

VAPOR

El vapor asciende continuamente y crece en sentido horizontal permitiendo

drenar el petróleo de un área bastante grande (aunque los pozos inyector y

productor están bastante cerca en la dirección horizontal).

El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción.

Desventajas DEL PROCESO DE DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDA POR

VAPOR

proceso de SAGD no está enteramente sin desventajas sin embargo; requiere

cantidades pequeñas de agua dulce y de agua grande que reciclan instalaciones

y gas natural o electricidad con carbón barata para crear el vapor. Confiando en

drenaje de la gravedad, también requiere depósitos comparativamente gruesos y

homogéneos.

Diversos procesos todavía se están desarrollando. Los procesos derivados se

están desarrollando incluyendo SAGP y ES-SAGD en los cuales el gas no

condensable/condensable se mezcle con el vapor

PREDICCIÓN TEÓRICA DE LA TASA EN EL PROCESO DE SAGD

Conducción de calor en la dirección normal de la inter-fase.

la tasa de calor depende de:

conductividad térmica del yacimiento

de su densidad y calor especifico.

Tasa de avance de la inter-fase.

La velocidad de avance es U

Su Aplicabilidad principal es para yacimientos de crudo pesado, los cuales

son generalmente someros (poco consolidados), se debe tener mucho

cuidado a la hora de perforar estos pozos. En base a la información

obtenida, tanto de pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se

realizó un análisis estadístico de los parámetros que tienen mayor influencia

sobre la producción acumulada de petróleo y se determinó un modelo de

yacimiento ideal para la aplicación de SAGD, encontrándose que las

propiedades recomendadas son coherentes con los proyectos efectuados

hasta el momento.

•Espesor de arena neta petrolífera > 50 Pies

• Relación Kv/Kh > 0,8

• Gravedad API < 15º

• Permeabilidad (k) > 2 Darcy

• Porosidad (f) > 30 %

• Presión > 200 Psi

• Saturación de Petróleo (So) > 50 %

• Continuidad Lateral < 1500 Pies

En base al estudio estadístico realizado, tomando en cuenta

las propiedades promedio más importantes de los proyectos

pilotos se presenta el siguiente escenario aceptable para el éxito.

Modelo de Yacimiento propuesto para aplicación exitosa de SAGD.

Saturación inicial de Petróleo:

Al tener mayor saturación inicial de petróleo, mayor es el recobro final

del mismo, menor energía es perdida por calentamiento del agua que satura

inicialmente la formación, de la misma forma que el agua es un buen medio para

transferir calor por su alto calor especifico, también es un medio para quitar el

calor latente del vapor.

Permeabilidad:

Se recomienda una permeabilidad horizontal de 5.6 D, con una

variación vertical de permeabilidad vertical, lo cual favorece el desarrollo lateral

de la cámara de vapor, y adicionalmente disminuye el tiempo en el cual ésta llega

al tope del yacimiento, momento a partir del cual comienzan las pérdidas de calor

a la sobrecarga (overburden), hay que recordar que muchas variantes de SAGD

busca disminuir estas pérdidas.

Las condiciones encontradas en Venezuela son diferentes a las de Canadá, la

movilidad inicial de los fluidos dentro de yacimiento no hace necesario

precalentamiento para dar inicio al proceso de SAGD, por lo cual debe estudiarse

el impacto que tiene la separación en el desarrollo de la cámara de vapor y en el

recobro final en vez de la de dar movilidad a los fluidos entre ellos por

calentamiento.

Separación Vertical entre los Pozos:

Espesor de Arena:

Se sugiere un espesor de arena igual a 20 m, se observa que esta

propiedad presenta una desviación estándar de 6.130, por lo cual no

deben hacerse una generalización en el espesor, aunque espesores

delgados generan mayores pérdidas de calor al aplicar el proceso, y a

mayor espesor mayor es la eficiencia térmica y la vida productiva del

proceso.

Identificar las propiedades de yacimiento encontradas en

localizaciones donde se ha aplicado SAGD exitosamente es solo una

parte y no asegura por si misma el éxito del proyecto. Un correcto diseño

operacional es igualmente importante en el éxito del proyecto, se toma

como ejemplo el proyecto de SAGD realizado en Liaohe China , el cual

fue suspendido debido a:

capacidad de levantamiento insuficiente del sistema de gas lift.

dificultades en

la comunicación entre el pozo inyector y el productor debido al

espaciamiento entre el los mismos.

SAGD INYECCIÓN CONVENCIONAL DE VAPOR

POZOS HORIZONTALES POZOS VERTICALES

Desplazamiento del vapor

en dirección vertical y

horizontal; luego se

producen los fluidos por

gravedad.

Desplazamiento del vapor en dirección

horizontal los condesados se mezclan con el

petróleo frio adelante del frente de

condensación (el petróleo desplazado por el

vapor se enfría y es dificultoso desplazarlo

hacia el pozo de producción.)

No ocurre rebasamiento de

vapor inyectado.

Rebasamiento (override) del vapor inyectado

Tasa de producción del

orden de 0,3 B/PIES

Tasa de producción es relativamente baja