SAGD

FUNDACIÓN PARA LA PROMOCIÓN Y DESARROLLO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO MONAGAS DIPLOMADO DE PRODUCCIÓN DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

SAGD Steam Assisted Gravity Drainage (Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor)

REVISADO POR ING. ALICIA DA SILVA

REALIZADO POR SALCEDO D’HEUREUX, VERÓNICA JOSEFINA. C.I.: 16.054.807. 16.054.807.

VARELA GIMÉNEZ, DAVID JESÚS. C.I.: 18.395.194. VÁSQUEZ RIVERO, FRANCY ROSA JOSÉ. C.I.: 14.421.735.

AGOSTO 2013

ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1 DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO ASIST IDO CON VAPOR (SAGD) ...................... 2 1.1 ANTECEDENTES ............................................... .............................................................................................. ............................................... 2 1.1.1 Mundo. Canadá .............................................. ............................................................................................. ............................................... 2 1.1.2 Venezuela. Venez uela. Proyecto Pro yecto piloto .............................................. ........................................................................... ............................. 3 1.2 GENERALIDADES DE SAGD ......................................................................... 4 1.2.1 Cámara de vapor ..................................................... ........................................................................................... ...................................... 7 1.2.2 Estrategias de inicialización ......................................................................... 9 1.2.2.1 Recirculación de Vapor ......................................................................... ..................................................... .................... 9 1.2.2.2 Inyección de Vapor .............................................................................. 10 1.3 CONSIDERACIONES GEOLOGICAS GEO LOGICAS Y DE YACIMIENTOS .................... 10 1.3.1 Consideraciones C onsideraciones de yacimientos ............................................... ................................................................. .................. 11 1.3.2 Consideraciones geológicas ...................................................... ........................................................................ .................. 12 1.3.2.1 Espesor de la arena .............................................................................. 12 1.3.2.2 Acuíferos ................................................. .............................................................................................. ............................................. 13 1.3.2.3 Capa de gas ...................................................... .......................................................................................... .................................... 13 1.3.2.4 Heterogeneidades de la formación ....................................................... 13 1.3.2.5 Efecto del buzamiento de la formación ............................................... 14 1.4 CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN PROYECTO SAGD ............................ 15 1.4.1 Zonas con alta prospectividad .................................................................... 16 1.4.2 Zonas con baja prospectividad ................................................................... 16 1.5 CONFIGURACIÓN DE LOS POZOS ............................................................. 17 1.5.1 Pozo inyector vertical posicionado encima de un pozo horizontal productor ............................................... .................................................................................................... ............................................................... .......... 17 1.5.2 Pozo Poz o inyector horizontal h orizontal .................................................. ............................................................................. ........................... 18 1.5.2.1 Distancia de separación sepa ración entre los pozos pozo s .............................................. 19 1.5.2.2 Espaciamiento entre en tre las parejas de pozos ............................................ 20 1.6 COMPLETACIÓN DE LOS POZOS ....................................................... ............................................................... ........ 21 1.6.1 Completación con c on sarta doble de tuberías .................................................. 21 1.6.2 Completación doble con levantamiento artificial con gas .......................... 23 1.7 CONTROLABILIDAD DEL PROCESO SAGD ............................................. 24 1.7.1 Variables controlables controlab les ................................................................................ 25 1.7.2 Variables manipulables............................................................................... 25 1.7.3 Variables de perturbación pertur bación ................................................ ........................................................................... ........................... 25

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1.8 LEVANTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN SUPERFICIE .......................... 30 1.9 INFLUENCIA DE LOS PARÁMETROS P ARÁMETROS DE PRODUCION ......................... 31 1.9.1 Influencia de la tasa de inyección de d e vapor ............................................... ................................................. 31 1.9.2 Efecto de la tasa de producción .................................................................. 32 1.9.3 Efecto de la presión del vapor .................................................................... 33 1.9.4 Efecto de gases no condensables ........................................................ ................................................................ ........ 34 1.10 VARIACIONES DEL DE L PROCESO SAGD ...................................................... 34 1.10.1 Drenaje por gravedad asistido con vapor mediante un solo pozo (SWSAGD) .................................................. ....................................................................................................... ............................................................... .......... 35 1.10.2 Extracción de vapor (VAPEX) ............................................... ................................................................. .................. 36 1.10.3 Drenaje por gravedad asistido con Nafta (NAGD) .................................. 36 1.10.4 Drenaje rápido por gravedad asistido con vapor (FAST-SAGD)............. 37 1.10.5 Drenaje por gravedad asistido con vapor con estimulaciones intermitentes en el pozo productor (SAGD-ISSLW) ................................................................ 38 1.10.6 Drenaje por gravedad mejorado asistido con vapor (E-SAGD) ............... 39 1.10.7 Empuje asistido con gas y vapor (SAGP) ................................................ ... ............................................. 40 1.11 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO PROCES O SAGD ............................ 41 1.11.1 Ventajas del Proceso S.A.G.D. ............................................... ................................................................. .................. 41 1.11.2 Desventajas del Proceso S.A.G.D. ........................................................... ................................ ........................... 44 CONCLUSIONES ................................................ .................................................................................................... ...................................................... 45 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS BIBLI OGRÁFICAS .................................................. .................................................................... .................. 47

INTRODUCCIÓN Los descubrimientos de acumulaciones convencionales de petróleo se están haciendo cada vez menores y en consecuencia, se han incrementado los costos de producción y explotación de yacimientos altamente complejos, heterogéneos y en estado avanzado de agotamiento. Por esta razón, las acumulaciones de crudos pesados y extrapesados han adquirido importancia en las últimas décadas, ya que las compañías petroleras han tenido que explotar estos yacimientos para completar la producción que se demanda mundialmente. Venezuela tiene un alto potencial en la explotación de crudos pesados y extrapesados debido a las inmensas reservas que posee., ya que más del 90 % de las reservas mundiales de petróleo pesado y extrapesado están depositadas en Canadá y Venezuela. Debido a que estas acumulaciones requieren el uso de estrategias especiales de explotación, para incrementar y optimizar las tasas, de modo de hacerlas económicamente rentables, no han cesado las investigaciones de nuevas tecnologías que permitan la extracción de los fluidos de estos yacimientos. El proceso de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD por sus siglas en inglés) ha surgido como una tecnología efectiva y de gran potencial económico para el recobro de petróleo pesado y extrapesado. En general, este proceso utiliza dos pozos horizontales, uno por encima del otro separados por una distancia vertical. El pozo superior es usado para inyectar vapor a la formación, calentando el crudo y permitiéndole fluir hacia el pozo inferior bajo la acción de la gravedad. El éxito de la implementación del proceso SAGD depende de dos factores principales: los parámetros del yacimiento y las condiciones cond iciones operacionales. Por esta razón, es de gran importancia encontrar las condiciones operacionales apropiadas (que pueden ser controladas) para la optimización del proceso bajo condiciones de yacimiento específicas.

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DRENAJE POR GRAVEDAD GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR VAPOR (SAGD) 1.1 ANTECEDENTES 1.1.1 Mundo. Canadá La teoría que predice el comportamiento de producción bajo el proceso SAGD, fue desarrollada por la División de Investigación de Crudos Pesados de Essol Resources en Calgary, Canadá a través del Dr. Roger Butler, quien a mediados de los años 70 propuso inicialmente el uso de pozos verticales inyectores de vapor sobre pozos productores horizontales. El primer pr imer proyecto pro yecto piloto bajo esta configuración de pozos fue perforado en Canadá en 1978 en el campo Cold Lake, por la compañía Imperial Oi1, utilizando un pozo productor horizontal y un pozo inyector vertical. El pozo horizontal fue perforado cerca de la base de la formación y el pozo inyector vertical fue localizado directamente sobre el horizontal a una distancia de 45 m, respecto al final de la sección horizontal. En 1987; en el Campo Athabasca de Canadá, la "Alberta Oí1 Sands Technology and Research Authority (AOSTRA)" realizó la primera prueba del proceso de drenaje por gravedad grav edad asistido con vapor, vap or, utilizando 3 pares par es de pozos horizontales ho rizontales (inyectores (in yectores - productores). La longitud de cada par fue de 55 m, separados en el plano vertical aproximadamente por una distancia de 5 m. La prueba piloto fue denominada instalación de prueba subterránea (UTF: Underground Test Facility), la cual consistió en la perforación de un túnel de 5 m de ancho por 4 m (le alto, por medio del cual fueron perforados los pozos horizontales. El porcentaje de recobro obtenido en las diferentes fases de este proyecto se ubico entre un 55 y 60 %.

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1.1.2 Venezuela. Proyecto piloto En el año de 1997, se realizo en Venezuela la primera perforación de pares de pozos horizontales como prueba piloto para evaluar el proceso de Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor, específicamente en el campo Tía Juana Tierra (ver Figura 1), bloque C-7, donde los fluidos de yacimiento son bastante viscosos (generalmente 20000 cp a condiciones de yacimiento). La profundidad del yacimiento es aproximadamente 1000 pies, con una porosidad de 38 % y una permeabilidad de 1 a 2 d. Este campo históricamente mostró recobros bajos, del orden de 10 %, bajo Estimulación Cíclica con Vapor (CSS). La producción promedio resultante, durante el primer año de operación en SAGD, fue de 700 B/d, en dicha prueba se perforaron 2 pares de pozos (LSE 508515088 y LSE 509 1/5092), los cuales reportaron un 61 % y 58% de factor de recobro respectivamente, por cada pareja de pozos, luego de cuatro años de operaciones, lo que muestra el gran potencial del proceso para la explotación de yacimientos de crudos pesados y extra pesados en Venezuela. Posteriormente en el año 2000, dicha prueba se extendió al campo Lagunillas Tierra, con la perforación de dos pares de pozos horizontales adicionales (LS 529815302 y LS 5308153 1 l), para evaluar igualmente dicha tecnología de producción. Durante la perforación de los pozos horizontales se encontró alto contenido de intercalaciones lutíticas en el yacimiento, lo cual influyo para que la puesta en producción de dichos pozos no fuera exitosa.

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Figura 1. Localización de la Prueba Piloto SAGD en Venezuela Fuente: http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/2697/1/Tomo.pdf

1.2 GENERALIDADES DE SAGD El proceso de Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD), para la obtención de crudos pesados y extrapesados, es una técnica que logra un alto recobro del petróleo original en sitio (POES), lo que lo hace muy atractivo desde el punto de vista económico. Es un método sistemático de inyección continua de vapor, que permite incrementar el recobro de petróleo en yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Su principal mecanismo de empuje es causado por la fuerza de gravedad, la cual produce el movimiento del crudo hacia un pozo productor. Igualmente, la viscosidad del crudo es reducida por el efecto de calentamiento que proporciona el vapor inyectado, lo cual mejora su movilidad. Por lo general, el arreglo de los pozos en el proceso SAGD, envuelve la utilización de pozos horizontales perforados cerca de la base del yacimiento. Su

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configuración consiste en dos pozos, de los cuales uno es inyector de vapor y está ubicado encima de un pozo productor. Ambos pozos deben estar alineados en la misma dirección y verticalmente separados por una corta distancia (ver Figura 2). Comienza con una etapa de precalentamiento, que generalmente consiste en la recirculación de vapor conjuntamente en el pozo superior e inferior, acción que permite iniciar la conducción de calor en la zona entre los pozos. Una vez culminado el precalentamiento, el pozo horizontal superior es usado para inyectar vapor, con el fin de formar una cámara de vapor alrededor del mismo, y el pozo inferior es usado para recolectar los líquidos producidos (agua de formación, agua condensada y petróleo). El vapor es inyectado constantemente a la cámara de vapor, que crece progresivamente hacia arriba, hasta encontrarse con la capa impermeable (tope de la formación), y es cuando ésta comienza a expandirse hacia los lados (se condensa en las fronteras de la misma), calentando de esta forma al petróleo y haciéndolo fluir hacia pozo productor.

Figura 2. Cámara de vapor

Fuente: http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/2697/1/Tomo.pdf

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Este es un proceso de drenaje gravitacional y por ello depende principalmente de la diferencia de densidad entre el vapor y la fase líquida así como de la permeabilidad vertical efectiva del yacimiento. Se han propuesto una serie de modelos matemáticos para ajustar la dinámica del proceso SAGD. Butler, uno de los pioneros en el estudio del proceso, trabajó en el desarrollo de modelos teóricos y, entre sus resultados, se encuentra una correlación empírica para determinar la máxima tasa de petróleo del proceso SAGD. Esta correlación es dada por la siguiente ecuación:

Donde: Φ: es la porosidad (fracción). ∆So: es la variación de la saturación de petróleo (adimensional).

K: es la permeabilidad (m2). g: es la aceleración debida a la gravedad (m/s2). α: es la dif usividad térmica del yacimiento (m2/s).

H: es el espesor del yacimiento (m). m: es el parámetro de viscosidad del petróleo (adimensional). vs: es la viscosidad cinemática del petróleo (m2/s).

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1.2.1 Cámara de vapor Durante el desarrollo de la cámara de vapor dentro el yacimiento, se presentan tres etapas o periodos, que se originan sucesivamente, a medida que esta se forma. Estos periodos son:



Periodo de Crecimiento Vertical de la Cámara: la cual es conocida como periodo de ascenso de la cámara o periodo de incremento de potencial. y ocurre desde el momento en que comienza la inyección del vapor en el yacimiento hasta que este llega al tope del mismo. En esta etapa la tasa de producción aumenta progresivamente.



Periodo de Expansión Lateral: la cual se caracteriza por una tasa de producción que se mantiene estable. Esta etapa se inicia desde e1 momento en que la cámara llega al tope del yacimiento y comienza a expandirse solamente hacia los lados, hasta abarcar la longitud horizontal del pozo productor.



Periodo de Declinación: Última fase en la cual la tasa de producción comienza a disminuir. La etapa se inicia desde el momento en que la cámara de vapor llega al final de la longitud horizontal del pozo productor y finaliza cuando la altura del volumen de crudo entre los pozos (ubicada dentro de los límites del área de drenaje de la cámara) comienza a decrecer con lo que disminuye igualmente la tasa de drenaje, hasta convertirse en un proceso antieconómico. Al llegar a este punto se concluye que el proyecto ha finalizado.

La presión en la cámara de vapor normalmente se mantiene constante durante todo el proceso, y se encuentra rodeada de arena petrolífera fría. El vapor fluye a través de la arena dentro de la cámara hasta alcanzar la interfase "Arena Petrolífera Cámara de Vapor", donde se condensa y el calor liberado se transmite por conducción a la arena petrolífera fría. De esta forma, es calentando el petróleo que se encuentra

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cerca de la superficie de condensación, permitiendo a su vez que tanto el petróleo como los condensados sean drenados por gravedad hacia el pozo productor. Durante este proceso, el petróleo se mueve en dirección contraria a la de avance de la cámara de vapor. El petróleo y los condensados drenan hacia abajo y el vapor hacia arriba, ya que el vapor tiende a subir, y tanto los condensados y el crudo caliente tienden a caer al fondo (por ser más pesados). Por lo tanto, el flujo es causado por la fuerza de gravedad (ver Figura 3).

Figura 3. Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD)

Fuente: http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z2636/Publico/parte_01.pdf

En general, el mecanismo del proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor, se puede resumir en cuatro pasos:



El vapor se condensa en la interfase.



El petróleo y el condensado son drenados hacia el pozo productor.



El flujo es causado por la gravedad.



Crecimiento de la cámara de vapor hacia arriba y hacia los lados.

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1.2.2 Estrategias de inicialización Existen varias formas de llevar a cabo el período de arranque en el proceso SAGD. A continuación se presenta una breve reseña de las dos formas más utilizadas en la industria.

1.2.2.1 Recirculación de Vapor En yacimientos en donde la inyectividad inicial es muy baja, como aquellos que contienen crudos de alta viscosidad, se utiliza la recirculación de vapor para dar movilidad al crudo que se encuentra en la zona entre los dos pozos. En ambos pozos horizontales el vapor es inyectado a través de la tubería y retorna por el anular a la superficie (ver Figura 4). Esta es la estrategia de inicialización más común en el proceso SAGD.

Figura 4. Ilustración del concepto de Recirculación de Vapor Fuente: http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/2697/1/Tomo.pdf

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1.2.2.2 Inyección de Vapor Esta técnica es usada cuando es posible la inyección inicial de vapor, como por ejemplo en yacimientos que tienen crudos con cierta movilidad inicial. El vapor es inyectado a través del pozo superior y se obtiene la producción en el pozo inferior cuando se establece la comunicación entre los dos pozos (ver Figura 5).

Figura 5. Ilustración del concepto de Inyección de Vapor

Fuente: http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/2697/1/Tomo.pdf

1.3 CONSIDERACIONES GEOLOGICAS Y DE YACIMIENTOS Para determinar la viabilidad del proceso SAGD en yacimientos de crudos pesados y extrapesados, es necesario analizar y evaluar la influencia de la arquitectura geológica y las características de yacimientos en una determinada formación, ya que dicho proceso es altamente sensible a las mismas.

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1.3.1 Consideraciones de yacimientos El proceso SAGD requiere de una alta relación crudo - vapor (SOR), debido a que toda la región del yacimiento depletado requiere ser calentado a la temperatura del vapor. Según esto, es necesario contar con buenas propiedades petrofísicas, tales como alta porosidad (Ø), alta permeabilidad (K), alta saturación de crudo (So). Si dichas

propiedades

presentan

bajos

valores,

tenderían

a

incrementar

significativamente los requerimientos de vapor, haciendo el proceso antieconómico. Igualmente, las formaciones con baja viscosidad (μ), están asociadas con yacimientos de mayores profundidades, los cuales no son atractivos para el proceso SAGD, ya que igualmente requerirían mayores presiones de inyección de vapor. Asimismo debe existir una buena difusividad térmica dentro del yacimiento, que asegure una buena transmisión del calor a través de la matriz de la arena. Esto mejora el transporte de la masa, contribuyendo finalmente a una mayor extracción de crudo. Respecto al contenido de arcilla dentro de la formación, especialmente las hinchables (montmorionita), se recomienda que sea lo más bajo posible, o al menos inferior al 10%. Esto se debe a que el agua al condensarse (al hacer contacto con el crudo) dentro de la cámara de vapor y mezclarse con la arcilla puede originar daños a la formación, por hinchamiento de las mismas. Igualmente es necesario contar con una buena permeabilidad vertical, que garantice el ascenso del vapor, así como el drenaje del crudo por gravedad. Una baja permeabilidad vertical se reflejaría en una cámara de poca altura con mayor expansión lateral.

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1.3.2 Consideraciones geológicas La mayoría de las características geológicas de la formación, definen la forma y tamaño de la cámara de vapor, así como la viabilidad del proceso. A continuación se describen los aspectos geológicos que influyen dentro del proceso SAGD:

1.3.2.1 Espesor de la arena Para desarrollar el proceso SAGD, es necesario contar con un buen espesor de arena petrolífera, ya que el empuje por gravedad depende de la altura de la cámara de vapor, la cual a su vez depende del espesor de la formación. Bajo este método, la tasa de producción depende de cuánto crudo con buena movilidad puede ser drenado, mientras que el recobro depende del volumen que ocupe la cámara de vapor dentro del yacimiento. Por consiguiente, mientras alta sea la contribución de la fuerza de gravedad, mayor será la tasa de producción. Para aplicar este método de producción, es deseable contar con una zona continua de por lo menos 10 metros (33 pies) de espesor. Obviamente, formaciones con mayor espesor proporcionan ventajas adicionales, ya que ofrece mayores reservas haciendo el proyecto más rentable. En formaciones de bajo espesor, además de afectar la altura de la cámara de vapor y por ende afectar el drenaje por gravedad, se origina una baja eficiencia de energía bajo la inyección del vapor, ya que se producen grandes pérdidas de calor hacia el tope y la base de la formación, haciendo el proyecto antieconómico.

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1.3.2.2 Capa impermeable Es necesario que en el tope de la formación se encuentre una capa impermeable o sellante, que garantice la contención o confinamiento de la cámara de vapor dentro del yacimiento.

1.3.2.2 Acuíferos En los yacimientos que presentan presencia de acuíferos, se producen problemas de pérdidas de energía bajo el proceso SAGD, ya que al entrar en contacto con la cámara de vapor, se pierde gran parte del vapor inyectado, debido a la mayor permeabilidad relativa del agua.

1.3.2.3 Capa de gas Al igual que en los acuíferos, las capas de gas al entrar en contacto con la cámara de vapor, producirían altas perdidas de calor durante la inyección del vapor. En muchos casos, el yacimiento cuenta con la presencia de capas de agua y gas, los cuales actúan como zonas ladronas de energía, desviando el vapor hacia áreas indeseadas. Por lo tanto, se deben evitar sus presencias en un diseño bajo el proceso SAGD. Igualmente es importante analizar las presiones adyacentes dentro de la zona de interés, ya que la presencia de regiones depletadas puede conllevar a un aceleramiento de las pérdidas de vapor fuera de la zona objetivo.

1.3.2.4 Heterogeneidades de la formación Viene dado por la presencia de ciertas características geológicas que afectan la permeabilidad vertical de la formación, y por consiguiente, controlan la forma y desarrollo de la cámara de vapor. Estas características pueden alterar el

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comportamiento del proceso SAGD, al punto de afectar significativamente su viabilidad. Entre estas se encuentran, la presencia de barreras o intercalaciones lutíticas, cambios litológicos, presencia de fallas y fracturas. La presencia de barreras o intercalaciones lutíticas afectan el proceso dependiendo de su naturaleza y extensión. La presencia dentro del yacimiento de intercalaciones de poca extensión puede permitir el ascenso del vapor, desplazándose alrededor de las barreras que están presentes dentro de la cámara. En contraste, si la presencia de las intercalaciones lutíticas abarca una gran parte de la extensión lateral (ancho) de la cámara impedirían severamente el ascenso del vapor y por consiguiente, esta no se formaría. Así mismo, no permitirían el drenaje por gravedad del crudo. La existencia de cambios litológicos así como presencia de fallas, pueden impedir el flujo vertical del crudo, reduciendo significativamente la producción. Así mismo, las fracturas, por su alta permeabilidad pueden impedir el progreso de la formación de la cámara, ya que el vapor inyectado se canalizaría preferiblemente por estos conductos, desviándolo hacia zonas indeseadas.

1.3.2.5 Efecto del buzamiento de la formación Hasta la actualidad, la experiencia bajo la tecnología SAGD, ha sido con pozos cuya sección horizontal no presentan inclinación (o declive), ya que de presentarse pueden conllevar ciertas complicaciones, principalmente, la variación del nivel de fluidos encima del pozo productor. Igualmente, se requiere que el gradiente de presión de la dentro cámara de vapor que crece, sea lo más bajo posible en la dirección de los pozos, de tal forma que la base de la cámara se forme lo mas horizontal posible. Debido a esto, es recomendado orientar la dirección de los pozos horizontales perpendicular al buzamiento de la formación, para asegurar que tanto el pozo productor y el inyector queden lo mas nivelado posible.

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Ubicar un pozo horizontal en una área sin declive, implica que la porción del yacimiento ubicada debajo de la sección horizontal del pozo no podrá ser recobrada. De allí surge la necesidad de que los pozos horizontales son ubicados lo más cercano posible a la base de la formación, para minimizar las perdidas por crudo no recuperable. En los yacimientos que presenten declive, se recomienda que los pozos sean orientados paralelos al contorno de la base de la formación.

1.4 CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN PROYECTO SAGD Los siguientes criterios de selección, sugieren las bases para considerar llevar a cabo un proyecto rentable bajo la tecnología SAGD, los cuales están basados en resultados de simulaciones. Sin embargo, cualquier yacimiento en particular, debe ser analizado y simulado con sus características originales, a fin de .asegurar la viabilidad del proceso. A continuación se enumeran los factores de diseño:



Arenas continuas con espesores mayores a 15 metros (49 pies) para viscosidades de hasta 10000 cp. Para crudos menos viscosos se pueden aceptar espesores de hasta 10 metros (33 pies).



Permeabilidad mayor a 1 darcy.



Alta saturación de crudo (> 80%).



Alta porosidad (>30%).



Gravedad API < 20°.



Presión actual del yacimiento < 1000 psi.



Profundidad < 4500 pies.



Evitar la presencia de capas de gas y acuíferos (tanto en el tope como la base del yacimiento). De presentarse, deben ser menores a 1 metro de espesor. En algunos casos la permisibilidad del espesor puede alcanzar hasta 2 metros. Igualmente, si están asociadas a arenas con espesores mayores a 20 metros,

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pueden alcanzar tasas económicamente atractivas si las capas de agua y gas son aun más delgadas. 

No deben existir barreras lutíticas de gran continuidad o extensión y poco espesor (< 2 metros).



Presencia de una capa impermeable en el tope de la formación.



Contenido de arcillas hinchables dentro de la formación menor a 10%.



Evitar la presencia de fallas y fracturas.

1.4.1 Zonas con alta prospectividad A continuación se enumeran varias de las principales características que posibilitan la viabilidad del proceso SAGD, en una determinada formación:



Acumulaciones de arenas con buena secuencia vertical, sin 1a presencia significativa de intercalaciones lutíticas.



Buena continuidad lateral.



Buena conectividad interna entre los intervalos.



Alta relación de permeabilidad vertical y horizontal (Kv/Kh).

1.4.2 Zonas con baja prospectividad A continuación se presentan las características que hacen poco atractivo la aplicación del proceso SAGD en una determinada formación. Es obvio que para cada caso en particular hay que analizar las características presentes, así como los factores económicos.

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

Formaciones con bajo espesor.



Zonas con presencia de capas de gas y acuíferos.



Arenas con múltiples intercalaciones lutíticas.



Regiones con significativas e impredecibles barreras lutíticas.



Formaciones con alto contenido de arcilla.



Regiones con presencia de fracturas y fallas comunicantes, que desvíen el vapor inyectado a zonas indeseables.

1.5 CONFIGURACIÓN DE LOS POZOS Existen dos formas generales de configuración de los pozos para desarrollar el proceso SAGD:

1.5.1 Pozo inyector vertical posicionado encima de un pozo horizontal productor Esta opción presenta entre sus ventajas que su ejecución es más económica y sencilla de construir. Igualmente, es posible cambiar el punto de inyección en el pozo, a medida que la madurez del proyecto avanza (en las etapas iniciales es deseable tener un punto de inyección lo más cercano posible al pozo productor para facilitar la comunicación entre los pozos, sin embargo, a medida que el proyecto continua, es preferible elevar el punto de inyección de forma que el movimiento del vapor a través de la cámara produzca un gradiente de presión más favorable). La principal desventaja de este tipo de configuración, es que cada pozo inyector solo abarca una longitud limitada del pozo productor. Por consiguiente, para pozos productores de gran longitud se requerirá un mayor número de pozos inyectores (ver Figura 6).

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Figura 6. Pozo vertical inyector


1.5.2 Pozo inyector horizontal En esta aplicación los pozos deben estar configurados de forma paralela (inyector ubicado encima del productor) y alineados en la misma dirección. La separación entre los pozos debe ser muy cercana de forma de que permita una buena comunicación así como el calentamiento efectivo del yacimiento ubicado entre los pozos, permitiendo que se establezca un flujo entre los mismos. La comunicación entre los pozos es alcanzada calentando ambos pozos y presurizándolos cíclicamente. En esta etapa, se forma la cámara de vapor y debe crecer ascendiendo progresivamente hasta el tope del yacimiento de forma que alcance una buena conformidad vertical (ver Figura 7).

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Figura 7. Pozo Inyector Horizontal SAGD


1.5.2.1 Distancia de separación entre los pozos Este factor juega un papel crítico dentro de efectividad de la operación SAGD, por consiguiente, tanto la separación vertical como la alineación entre los pozos, debe ser lo más precisa posible. Esto se debe a que si los pozos son perforados muy cerca, el vapor inyectado en el pozo superior puede comunicarse directamente con el productor. Si por el contrario, los pozos están muy separados se puede afectar la producción del crudo, ya que el vapor inyectado podría no calentar suficientemente e1 volumen existente entre los pozos, con lo cual, no se aseguraría la ocurrencia del drenaje por gravedad. En general, los pozos son espaciados entre 4 a 10 metros de separación. Esta variable depende de la viscosidad del crudo. Para crudos muy viscosos cuya movilidad es muy limitada a la temperatura del yacimiento, el pozo inyector es

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ubicado generalmente a 5 metros de separación del pozo productor. Esta distancia es típica (a nivel mundial) para crudos pesados y está basada en simulaciones, así como, en los excelentes resultados de campos obtenidos. Esta corta separación permite establecer la comunicación entre los pozos, produciendo la movilización del crudo del yacimiento entre el inyector y el productor mediante calentamiento por conducción térmica. Si el crudo del yacimiento es menos viscoso, existe mayor flexibilidad en relación a la ubicación del pozo inyector, por lo cual este puede ser ubicado en una sección superior del yacimiento, permitiendo una mayor separación entre ambos pozos. El factor limitante es que la movilidad del crudo dentro del yacimiento debe ser suficientemente alta para permitir que la cámara de vapor avance hacia abajo (desde el inyector hasta el productor), en un periodo de tiempo razonable. Durante este avance, existirá un desplazamiento de crudo en frío y vapor condensado hacia el pozo productor, y con una adecuada movilidad del crudo, este periodo de comunicación puede ser altamente productivo.

1.5.2.2 Espaciamiento entre las parejas de pozos Para un mejor recobro del yacimiento y eficiencia del proceso, siempre es recomendable, iniciar un proyecto SAGD con al menos dos pares de pozos, los cuales deben estar espaciados a cierta distancia de separación. En general, este proceso en formaciones heterogéneas con alto espesor, resulta en un alto drenaje de toda la extensión lateral que abarque la cámara de vapor. Mientras mayor sea el espaciamiento entre las parejas de pozos, resultara en mayores tasas de producción acumuladas por cada pareja de pozos. Sin embargo, a medida que se incrementa el espaciamiento, so= presenta un desequilibrio por un lado con la tasa de producción acumulada y por el otro con la relación crudo - vapor, en

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combinación con el factor de recobro. Por consiguiente, el espaciamiento óptimo dependerá de los resultados de simulaciones, que definan el mejor balance entre los mencionados parámetros de producción. En líneas generales, el espaciamiento entre las parejas de pozos oscila entre 100 a 150 metros.

1.6 COMPLETACIÓN DE LOS POZOS La concepción convencional del proceso SAGD, implica que la producción de los pozos se realice mediante levantamiento natural de los fluidos, lo cual conlleva a la no utilización de equipos de bombeo. Debido a que las temperaturas de operación del proceso SAGD, son generalmente mayores a 200° Centígrados, para tales temperaturas no existen sistemas de bombeo confiables que puedan manejar la cantidad de producción esperada, mas aun si se presenta producción de arena. Por consiguiente, el tipo de completación es totalmente atípica y única bajo este tipo de tecnología. Adicionalmente de utilizar el mecanismo de producción de levantamiento de flujo natural con vapor, este puede ser apoyado, mediante levantamiento con inyección de gas.

1.6.1 Completación con sarta doble de tuberías La completación consiste básicamente, en una sarta doble de tuberías colgadas dentro de cada pozo. Una sarta es larga y abarca toda la longitud del pozo, mientras que la otra es corta y su longitud alcanza hasta el final de la sección curva del pozo. Durante el periodo de inicio del precalentamiento, se circula vapor en ambos pozos. Se inyecta vapor por la sarta larga y se circula por la corta (ver Figura 8). Posteriormente, en condiciones normales de operación se detiene la circulación por la tubería corta en ambos pozos. Al llegar a esta condición se suministra e1 vapor en el pozo inyector en un porcentaje del 10-25% del volumen a través de la sarta larga,

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mientras que el volumen restante se inyecta por el anular (90 - 75%). 13-1 el pozo productor los fluidos son producidos a través de la tubería larga (ver Figura 9).

Figura 8. Completación Doble en la Fase de Precalentamiento Fuente: http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z2636/Publico/parte_01.pdf

Durante el periodo de precalentamiento de los pozos, el flujo de retorno (conformado por condensado y vapor) circula a una presión y temperatura más baja que el fluido de inyección. Esto crea la tendencia de que el calor se traspase del flujo inyectado al flujo de retorno, por medio de transferencia de calor a través de las paredes de las tuberías. Dicha tendencia hace impráctico la utilizaci6n de una sola sarta (dentro de los pozos) por la cual se inyecte el vapor y se retornen los fluidos por el anular; ya que el calor transferido entre los tubos concéntricos crea la formación de un intercambiador de calor (por convección) muy grande para tal sistema, por lo que esencialmente, lo que llegaría al fondo del pozo seria vapor condensado (agua caliente).

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Figura 9. Completación Doble en la Fase Inyección / Producción Fuente: http://tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2012-03-19T08:25:15Z2636/Publico/parte_01.pdf

1.6.2 Completación doble con levantamiento artificial con gas Bajo este tipo de completación, solo varia la del pozo productor, dentro del cual, adicional a la sarta doble de tuberías, se coloca en el interior de la sarta larga, una tubería continua, generalmente de 1" a 11/4" de diámetro, cuya longitud abarcaría hasta sección curva del pozo. El propósito de esta tubería es proporcionar la opción de inyectar gas para levantar los fluidos cuando estos se encuentren a temperaturas más bajas o cuando por razones operacionales se requiera una presión -mucho más alta en el cabezal. Esta tubería también puede ser utilizada para realizar mediciones de las presiones. Cuando el pozo se completa bajo este diseño, se debe tomar en cuenta el efecto de la presencia del gas en la producción del crudo, ya que esto tiende a incrementar la

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caída de presión en la sección horizontal, mientras que las pérdidas de presión son menores en la sección curva. El efecto neto de esto, es la disminución general de la presión en el cabezal del pozo. Desde el punto de vista operacional, es preferible producir los fluidos con una baja relación gas - petróleo, ya que esto reduce la cantidad de vapor a manejar en superficie y permite mantener presiones más altas en el cabezal. Sin embargo, será necesario purgar periódicamente el sistema, para reducir la acumulación de gases no condensables (ver Figura 10).

Figura 10. Completación Doble para Inyección de Gas


1.7 CONTROLABILIDAD DEL PROCESO SAGD Así como en cualquier proceso, para controlar la operación SAGD es necesario identificar tres tipos de variables de forma de definir la estrategia o esquema de control a seguir. Estas son:

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1.7.1 Variables controlables Son aquellas que deben ser mantenidas en un valor de referencia seleccionado. El sistema de control debe tomar en cuenta que ciertas variables del proceso deben ser restringidas a ciertos valores. Como se menciono anteriormente, la condición de sub-enfriamiento tiene una importante influencia en la producción del proceso SAGD, por lo que es necesario definir el grado de sub-enfriamiento requerido para mantenerlo en un nivel opimo. Otra variable que requiere ser mantenida en un valor constante, es la tasa de inyección de vapor, ya que permite una transferencia de calor apropiada para la formación y el desarrollo de la cámara de vapor. Igualmente debe existir un balance entre la producción (drenaje de la cámara de vapor) y la tasa de inyección, para obtener una óptima recuperación del petróleo.

1.7.2 Variables manipulables Son aquellas que son ajustadas para mantener las variables controladas restringidas a los valores de referencia. En el proceso SAGD, las variables a ser manipuladas son la presión de producción y la tasa de vapor. Estas variables son las únicas a ser utilizadas para mantener la condición de sub-enfriamiento y la tasa de inyección.

1.7.3 Variables de perturbación Son aquellas que al presentarse dentro del proceso pueden producir alguna alteración o cambio en su respuesta. Estas variables dentro del proceso SAGD vienen dadas por la temperatura ambiental y las condiciones del vapor. Ambas afectan el

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proceso de transferencia de calor. En el caso de la temperatura ambiental, no puede ser medida hasta que tenga algún efecto en el proceso. En otro orden de ideas, la eficiencia del proceso es medida por la tasa de producción y el corte de agua. Esto hace necesario determinar los valores de referencia para la condición de sub-enfriamiento y la tasa de inyección, con el objeto de mejorar la eficiencia del proceso. Estos valores de referencia son determinados primero mediante procesos de simulación y luego son ajustados durante la fase de operaciones, midiendo la tasa de producción y el corte de agua. Luego las variables controlables son ajustadas. Todos los ajustes que sean realizados deben respetar la presión de fractura del yacimiento y la tasa producción de vapor que se dispone de la planta, las cuales son las principales restricciones para el proceso SAGD. Manteniendo las variables controladas, se obtendrá una respuesta estable de producción a lo largo del tiempo. Sin embargo, otros aspectos que se deben tomar en cuenta son:



El punto óptimo de operación es un proceso dinámico durante todo el proceso de inyección por lo que la respuesta del proceso puede variar en diferentes momentos y condiciones.



Es necesario mantener una supervisión constante del proceso, por personal calificado.

Es deseable contar con un proceso de optimización continuo, que calcule los valores de referencia para las variables controlables de forma de obtener máximo rendimiento del proceso, manteniéndolo bajo sus restricciones. El disponer de un modelo del proceso para calcular continuamente la eficiencia del proceso utilizando

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datos de yacimiento en tiempo real y relacionándolos a las variables controlables, proporcionaría una considerable ventaja. El procedimiento para la inyección de vapor en el proceso SAGD, se inicia con la circulación de vapor dentro de ambos pozos, inyector y productor, para calentar el crudo por conducción térmica, de forma de iniciar la comunicación vertical entre ambos pozos. Esta fase de circulación de vapor puede durar entre 1 a 2 meses, dependiendo de la inyectividad inicial del vapor. El procedimiento a seguir, para iniciar la inyección de vapor es el siguiente:



Se circula vapor de baja calidad (agua caliente), dentro de las tuberías largas de ambos pozos durante aproximadamente de 1 a 2 días, para calentar los pozos gradualmente y curar el cemento. La inyección por las tuberías largas proporciona una forma efectiva de calentar por completo ambos hoyos. La presión inicial de inyección debe ser ajustada por debajo de la presión de fractura. Algunos fluidos de la formación retornan por la tubería corta.



Gradualmente se incrementa la calidad del vapor de forma de aumentar la tasa inyección de calor dentro de los pozos. Las mediciones de temperatura en el fondo del pozo, indicaran cuando el vapor ha alcanzado el extremo final la sección horizontal. Una vez que tanto la sección vertical como la sección curva del hoyo, sean llenadas con vapor, la presión de inyección puede ser incrementada al nivel deseado. Debido a la baja tasa de inyección, la caída de presión en los pozos será baja, y tanto la temperatura como la presión de fondo deben ser aproximadamente igual en los cabezales de los pozos.



La tasa de circulación de vapor en los pozos debe ser controlada de tal forma que la temperatura de fondo sea aproximadamente constante a lo largo de los pozos y que los fluidos que retornan a superficie, tengan un mínimo contenido

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de vapor. Debido a que el proceso SAGD, aplica en formaciones no consolidadas, existe el riesgo de producción de arena, por lo que es importante reducir la velocidad del vapor con el objeto de minimizar cualquier daño a los pozos y a los equipos de superficie. 

Después de circular el vapor por un periodo de tiempo (el cual debe ser determinado de acuerdo al comportamiento del pozo), se aplica un diferencial de presión entre el pozo inyector y productor, aumentando la presión (le1 inyector para fomentar la producción del crudo hacia el productor. Se estima que la presión del inyector debe ser entre 200 a 300 Kpa (30 a 45 psi), mayor que la del productor.



El comportamiento de producción del crudo puede verificarse a través del monitor del fluido de producción, y una vez que ocurra una producción significante de crudo , se deja de circular vapor dentro del pozo inyector (es decir, solo se inyectara vapor en el mismo), pero se continuara circulando vapor en el pozo productor por 1 o 2 semanas adicionales. Debido a que la separación entre el pozo inyector y productor no es uniforme a lo largo de su trayectoria, se continua circulando vapor en el pozo productor para asegurar el calentamiento adecuado del crudo existente entre ambos pozos, antes de llegar a una operación normal del proceso SAGD.



Durante la última fase de circulación de vapor se debe elevar la presión del pozo inyector y productor (en varios cientos de kilo-pascales más altos que la presión hidrostática inicial) cuidando de no superar la presión de fractura de la formación. Esto asegurara que los fluidos producidos serán levantados hasta la superficie durante la operación normal del proceso SAGD.



Posteriormente, se detiene la inyección de vapor dentro del pozo productor, y se intenta producir el crudo a través de la tubería larga del pozo, de forma de iniciar la operación normal del proceso SAGD. La razón de producir por la tubería larga es la de obligar a que todos los fluidos que sean drenados viajen hasta el extremo final de la sección horizontal y lleguen a superficie a través de

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dicha tubería. De esta forma se fuerza a que el fluido que es calentado y drenado dentro de la cámara de vapor, independientemente de su ubicación (ya sea en el extremo inicial o final de la sección horizontal), sea producido a superficie. El intercambio de calor entre la tubería de producción y el anular asegurara, el calentamiento del hoyo, tan rápido como sea posible, para maximizar su rendimiento. 

Si la conversión del proceso es exitosa, es decir, un flujo de producción estable en el pozo productor, se continúa la operación SAGD. Si la conversión no es exitosa, se revierte el proceso, y se circula nuevamente vapor por pocos días hasta intentar nuevamente el proceso de conversión con éxito.



Durante la operación normal del proceso SAGD, el vapor es inyectado tanto por la tubería de producción como por el anular del pozo inyector b2jo presión controlada. Aproximadamente entre un 10 a 25% del vapor es inyectado por la tubería, mientras que el resto se inyecta por el anular.



Si la presión de fondo en el pozo productor es conocida, se dice que el pozo productor se encuentra bajo un sistema entrapado de vapor controlado. Si no se conoce dicha presión, entonces la temperatura de fondo del pozo productor debe ser más baja que la del pozo inyector, para evitar una conificación significativa del vapor.



Después de un periodo prolongado de operación (1 año, aproximadamente), cuando la cámara de vapor este bien desarrollada, puede ser ventajoso utilizar también la tubería corta para la producción de los fluidos. El beneficio de la utilización combinada de ambas tuberías, radica en obtener un mejor drenaje en el yacimiento.

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1.8 LEVANTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN SUPERFICIE Uno de los aspectos más importantes en la operación del proceso SAGD, es el levantamiento de los fluidos producidos a una tasa adecuada. En los primeros proyectos ejecutados en el mundo bajo la tecnología SAGD, casi todos presentaron un comportamiento del proceso que estaba severamente limitado por un levantamiento inadecuado, especialmente durante las operaciones iniciales. Cuando esto ocurre, el crudo producido tiende a ser reemplazado por agua en lugar de gas y vapor, y por lo tanto, la cámara de vapor no se forma o queda confinada a la parte superior del yacimiento. Por consiguiente, es necesario levantar la producción a una tasa lo suficientemente alta que permita la formación de la cámara de vapor. Si la tasa de inyección de vapor es muy alta en comparación con la tasa de producción (entendiéndose por esto como la cantidad de líquido producida, es decir, crudo y agua), originaria que la cantidad de crudo que es drenado en el yacimiento es reemplazado por agua, por lo que no se formaría la cámara de vapor. Lo ideal es que la tasa de producción esperada sea mayor a la tasa de inyección de vapor por un margen (cantidad) que sea aproximadamente igual a la tasa neta de crudo producida, lo cual permitiría que el volumen de crudo drenado en el yacimiento sea ocupado por e1 vapor. En otras palabras, el desempeño de la cámara de vapor y de la producción del pozo será mejor mientras la relación o tasa acumulada "liquido (crudo + agua) 1 vapor", sea más alta. El proceso SAGD convencional está concebido para operar la producción mediante el levantamiento natural de los fluidos. Igualmente, si las condiciones del pozo 13 requieren (como una baja tasa de producción), puede ser necesario la utilización del levantamiento artificial con gas. Debido a esto, para ciertos diseños de

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pozos es necesario evaluar la capacidad del levantamiento natural bajo este proceso, y modificarlos si la capacidad de flujo se ve afectada. Para lograr que la producción en un proyecto SAGD, sea por levantamiento natural sin la utilización de una bomba, la presión en la cámara de vapor debe ser suficientemente alta en relación con la profundidad del yacimiento. Por consiguiente, mientras más somero sea el yacimiento, la producción del pozo debe ser diseñada bajo levantamiento natural (o con la inyección adicional de gas). Esta técnica es menos atractiva, para yacimientos profundos, ya que requerirían una altísima presión de operación en la cámara de vapor, resultando en una pobre relación crudo - vapor. Por consiguiente la viabilidad del proceso SAGD esta limitada para tales yacimientos. Es importante resaltar, que en algunos casos específicos, se han utilizados bombas mecánicas en el pozo productor para levantar los fluidos hasta la superficie, básicamente cuando se han presentado problemas en el manejo inicial de la operaciones de arranque del proceso o en periodos determinados durante la producción de los pozos.

1.9 INFLUENCIA DE LOS PARÁMETROS DE PRODUCION El proceso SAGD, es sensible a ciertos parámetros de producción que de manipularse correctamente influyen en la eficiencia del proceso. A continuación se describen las mismas:

1.9.1 Influencia de la tasa de inyección de vapor Inyectar vapor a una tasa intermedia, resulta en la formación de una cámara que crece hacia arriba debido al efecto SAGD y se extiende hacia abajo debido a la presión de empuje. La relativa extensión de este efecto depende directamente de la

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tasa de inyección de vapor. Altas tasas obligan a la cámara a extenderse hacia abajo en el pozo productor rápidamente. En cambio con bajas tasas de inyección el efecto predominante es el ascenso de la cámara, con lo cual, bajo estas condiciones es posible operar con una cámara de vapor que solamente abarca la parte superior del yacimiento. Si esta condición es predominante, el crudo drenado hacia el pozo productor, es forzado a circular a través de una región intermedia saturada de petróleo. Esta operación, con una cámara de vapor separada por una distancia considerable del pozo productor es indeseada, debido a que únicamente es aprovechada una parte del principal potencial de drenaje del yacimiento y adicionalmente las pérdidas de calor hacia los estratos son excesivas. Según esto, es deseable que el vapor sea inyectado a una tasa que mantenga el vapor lo suficientemente en contacto con la parte baja del yacimiento.

1.9.2 Efecto de la tasa de producción El efecto de la tasa de producción puede afectar la eficiencia del proceso. Cuando la tasa de producción es muy alta, el nivel del líquido calentado disminuye, debido a que el drenaje por gravedad no puede compensar la producción. Si esto no es controlado puede ocurrir comunicación o producción de vapor en el pozo productor, lo que obligaría al cierre del par de pozos con riesgos de daño en el hoyo. Cuando la producción es muy baja, se incrementa el nivel del fluido encima del pozo productor, afectando la forma general de la cámara, lo cual tiende a desarrollar únicamente la parte superior del yacimiento. Debido a esto se reduce la capacidad total de drenaje de la cámara y así mismo, se desmejora el balance de energía, ya que lo fluidos (calientes) que no son producidos deben ser mantenidos igualmente a altas temperaturas. Esto hace que el proceso se prolongue innecesariamente.

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Si el crudo es removido muy lentamente, la eficiencia térmica es baja, pero a medida que se incrementa la tasa de remoción, la misma se incrementa hasta alcanzar un nivel optimo. A tasas muy altas, el vapor se desvía de la cámara y la eficiencia cae nuevamente. Por consiguiente, la tasa final debe ser controlada para prevenir desvíos significativos del vapor. Si la tasa es demasiado baja los líquidos drenados se acumulan encima del pozo productor haciendo que el proceso se prolongue innecesariamente.

1.9.3 Efecto de la presión del vapor El efecto de operar el vapor a presiones más altas se refleja en un aumento de la temperatura en la cámara de vapor, lo cual permite que el crudo drene más rápidamente. Por consiguiente, cuando la presión es más elevada, la eficiencia térmica también será la más alta para ese momento. Durante este periodo de tiempo, una pequeña fracción del calor inyectado se pierde en los estratos y en la porción del yacimiento ubicada fuera de la cámara. Sin embargo, existe un efecto contraproducente que contrarresta el mejoramiento de la eficiencia térmica a una presión más alta, el cual resulta del incremento del calor requerido para elevar el sistema a la temperatura del vapor (la cual es más alta, simplemente, porque la temperatura del vapor es más alta. Dicho resultado es, que la relación general "crudo - vapor", es prácticamente independiente de la presión de vapor que se emplee, es decir, no se incrementa. No obstante, puede haber ventajas económicas significativas en operar a presiones más altas, ya que se obtiene una producción en un menor periodo de tiempo.

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1.9.4 Efecto de gases no condensables Bajo el proceso SAGD, es esperado que el vapor dentro de la cámara contenga gases no condensables, particularmente metano y dióxido de carbono, los cuales son emanados dentro del yacimiento. El crudo contiene gas en solución, los cuales al calentarse se separan del mismo en fase gaseosa, mezclándose con el vapor dentro de la cámara. La acumulación de una pequeña cantidad de gases no condensables en el tope de la cámara, es beneficiosa, ya que reduce las pérdidas de calor hacia los estratos. Es considerado que en la mayoría de los casos siempre existe suficiente cantidad de gases dentro de la cámara, por lo que no es necesario inyectar gas adicional para promover este efecto. En algunas situaciones, para evitar una acumulación excesiva de gases, podría ser necesario purgar el gas intencionalmente de la cámara, de la misma manera como es purgado de los condensadores y equipos de superficie. Sin embargo, se cree que se presenta suficiente purga de gas durante la producción para prevenir una acumulación excesiva. El dióxido de carbono es más fácil de remover de la cámara que el metano, debido a que por su más alta solubilidad, es removido más rápido por solución, en el agua producida.

1.10 VARIACIONES DEL PROCESO SAGD Fuera del proceso SAGD convencional, existen diferentes variaciones o métodos que la diferencian de su concepción original. A continuación, se explican brevemente las diferentes variaciones del método SAGD:

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1.10.1 Drenaje por gravedad asistido con vapor mediante un solo pozo (SWSAGD) Este método surge por la necesidad de recobrar el crudo en yacimiento de bajo espesor, donde no es posible perforar dos pozos horizontales. Por consiguiente, varia del proceso convencional, en que pretende desarrollar la cámara de vapor, utilizando un solo pozo horizontal, el cual actúa al mismo tiempo como inyector de vapor y productor de los fluidos. La inyección del vapor, se realiza al final del pozo mediante una sarta interna y la producción se lleva a cabo por el espacio anular. 1-Iasta el presente, ésta técnica ha mostrado algunas dificultades para la expansión de la cámara de vapor. Esta técnica es conocida por las siglas en inglés SW-SAGD (SINGLE WELL STEAM ASSISTED GRAVITY DWAGE) (ver Figura 11).

Figura 11. SW-SAGD


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1.10.2 Extracción de vapor (VAPEX) El método es una evolución del proceso SAGD, en el cual el vapor inyectado es reemplazado por un vapor de solvente hidrocarbonado, el cual debe estar cercano a su punto de roció a la temperatura del yacimiento. El crudo es movilizado por la disolución del vapor hidrocarbonado en el mismo. Otro efecto que ocurre dentro de esta técnica, es que el crudo producido es drenado sin la presencia de asfáltenos, particularmente con el propano. Entre los vapores hidrocarbonados que han sido estudiados se encuentran el etano, el butano y el propano. Es conocida por sus siglas en ingles VAPEX (VAPOUR EXTRACTION) (ver Figura 12).

Figura 12. VAPEX


1.10.3 Drenaje por gravedad asistido con Nafta (NAGD) Consiste en inyectar vapor de nafta en lugar de vapor de agua, combinando el efecto térmico con el mecanismo de dilución de la nafta. La cámara de vapor de nafta

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se expande como un pistón en vez de un triángulo invertido. Requiere de grandes cantidades de inyección de nafta para producir las mismas cantidades de crudo bajo el proceso SAGD convencional, por lo cual es necesario su recirculación para hacerlo competitivo. Es conocido por sus siglas en inglés como NAGD (NAFTA ASSISTED GRAVITY DRAINAGE) (ver Figura 13).

Figura 13. NAGD


1.10.4 Drenaje rápido por gravedad asistido con vapor (FAST-SAGD) Combina el proceso SAGD con la inyección alternada de vapor. Una vez aplicado el proceso convencional se realizan estimulaciones periódicas en uno o varios pozos horizontales, espaciados cercanamente al pozo productor, para propagar la zona de vapor y aumentar la producción. Es conocido por sus siglas en inglés como FAST- SAGD (ver Figura 14).

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Figura 14. FAST-SAGD


1.10.5 Drenaje por gravedad asistido con vapor con estimulaciones intermitentes en el pozo productor (SAGD-ISSLW) Consiste en realizar estimulaciones intermitentes con vapor en el pozo horizontal productor mientras se continúa la inyección en el pozo inyector SAGD Mejora la tasa de producción debido a que la cámara de vapor es más larga y ancha. Solo presenta pruebas de laboratorios. Es conocido por sus siglas en inglés como SAGD-ISSLW (INTERMITTENT STEAM STIMULATION LOWER WELL) (ver Figura 15).

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Figura 15. SAGD- ISSLW


1.10.6 Drenaje por gravedad mejorado asistido con vapor (E-SAGD) Consiste en la utilización de múltiples pares de pozos espaciados lateral y continuamente entre sí, con el objeto de incrementar la presión en un pozo inyector a fin de crear un pequeño diferencial de presión entre las distintas cámaras de vapor existentes. Este diferencial crea un empuje adicional del vapor que mejora al mecanismo de drenaje por gravedad en comparación con el que es obtenido con un solo par de pozos. Según una prueba de campo, se requiere inducir un diferencial de presión aproximadamente de 70 psi. Es conocido por las siglas E-SAGD (EINHANCED STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE) (ver Figura 16).

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Figura 16. E-SAGD


1.10.7 Empuje asistido con gas y vapor (SAGP) Consiste en mezclar una pequeña cantidad de gases no condensables (1%), tales como metano o nitrógeno, con el vapor de inyección a fin de reducir los requerimientos de energía (cantidad de vapor) necesarios para calentar la Formación y mantener la cámara de vapor. Debido a la acumulación de los gases no condensables en la parte superior de la cámara, se disminuyen las pérdidas de calor hacia el estrato superior. Este método es considerado para yacimientos de bajo espesor. Es conocido por las siglas SAGP (STEAM ASSISTED AND GP.S PUSH) (ver Figura 17).

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Figura 17. SAGP


1.11 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROCESO SAGD 1.11.1 Ventajas del Proceso S.A.G.D. Son numerosos los beneficios que el SAGD ha desarrollado en el recobro de crudos pesados y Bitumen en comparación con los métodos térmicos convencionales, este ofrece una serie de ventajas técnicas, financieras y ambientales que han hecho la industria del crudo pesado más atractiva y rentable.

1.11.1.1 Técnicas. En cuanto al uso de Pozos horizontales versus Pozos verticales:



Aumento del área de drenaje, lo cual permite contactar reservas que no podrían ser drenadas de otra manera.

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

Mejor disposición y eficiencia para manejar yacimientos de espesores delgados, de gran continuidad lateral, con capa de gas y acuífero de fondo.



Capacidad de inyección y producción de fluidos ortogonalmente, lo que se ve representado en Mayor inundación, mejor eficiencia de barrido, reducción de los procesos de canalización del vapor, reducción del número de pozos necesarios para desarrollar el yacimiento, mejor factor de recobro en un tiempo menor, minimización de puntos ciegos, etc.



Eliminación del cabalgamiento (Override).



Menor caída de presión por unidad de longitud, lo que reduce posibilidades de conificación del agua, minimiza el daño en la cara del pozo “Skin”, Facilita el transporte de los fluidos hacia superficie.

En cuanto al proceso de operación:



Baja presión de Inyección que ayuda a preservar la integridad del yacimiento.



Mayor movilidad del crudo. Una vez que el Petróleo entra en contacto con el vapor este permanece caliente hasta que es drenado al pozo productor; esto no es probable en inyecciones convencionales de vapor, donde el petróleo que es desplazado tiende a enfriarse camino a la producción.

En cuanto a la producción de Arena se puede afirmar que los procesos SAGD frente a los métodos convencionales de recobro térmico minimizan este problema; ya que:



No se requiere fracturar la formación para conseguir la distribución del vapor, por tal motivo las presiones de inyección del vapor pueden ser bajas.

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

Como este proceso no es empuje de vapor se manejan bajas velocidades del fluido dentro de la cara del pozo.



Se minimizan los esfuerzos termales sobre la cara del pozo, por reducción de calentamiento y ciclos de enfriamiento.



Desde un punto de vista instrumental, el empleo en ambos pozos de liners ranurados recubiertos de acero inoxidable, ejercen un control eficiente sobre la producción de arena.

1.11.1.2 Financieras. Cabe resaltar que la mayoría de las ventajas anteriormente citadas reducen costos y hacen los procesos más rentables. Otras ventajas son:



Longitudes horizontales entre 1000-1500m pueden ser perforadas por tres o cuatro veces el costo de un pozo vertical, pero la producción obtenida puede llegar a ser 10 veces mayor.



Los pozos son perforados desde una misma localización (Pad), lo que reduce significativamente costos de perforación y facilidades de superficie.



Dependiendo de la profundidad y presión del yacimiento, la mayoría de los proyectos SAGD no han necesitado de métodos de levantamiento artificial para llevar el fluido a superficie.



Debido a la ausencia de producción de arena, operaciones de Workover no son necesarias, con lo que se reduce costos y se gana tiempo.

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1.11.1.3 Ambientales El hecho de que un pozo horizontal remplace la producción de varios pozos verticales, reduce la necesidad de perforar muchos pozos para explotar el yacimiento, así mismo, estos pozos pueden ser perforados desde una misma localización lo que origina un menor grado de perturbación a la tierra, minimiza la necesidad de facilidades y por lo tanto genera un menor impacto ambiental.

1.11.2 Desventajas del Proceso S.A.G.D. La mayor limitación de los procesos SAGD es su manejo de cantidades altas de vapor, especialmente en yacimientos delgados y de baja calidad, donde las pérdidas de calor hacia el “overburden” son mayores. Así mismo, el manejar estos requerimientos de Vapor implica que una enorme fuente para el suministro de agua fresca sea requerida y esto puede ser a veces un obstáculo. Además al igual que la mayoría de los métodos de recobro térmico, estos procesos están limitados por la profundidad del yacimiento, la cual es impuesta por la presión crítica del vapor.



Costo de la generación del vapor.



Costo del tratamiento del agua producida.



Monitoreo constante, personal entrenado para supervisar las operaciones de generación de vapor.



La cantidad de agua producida es casi igual a aquellas del vapor inyectado.



requiere depósitos comparativamente gruesos y homogéneos.



Los yacimientos deben tener espesores superiores a 50 pies.

CONCLUSIONES 

Para implementar el proceso SAGD en un determinado yacimiento, deben ser consideradas ciertas propiedades fundamentales que tienen gran influencia en el proceso, a saber: el espesor de la arena, la permeabilidad, la relación permeabilidad vertical a permeabilidad horizontal, la viscosidad inicial del crudo presente en el yacimiento, la densidad del crudo, las heterogeneidades de la roca y la porosidad.



La tasa de inyección de vapor es el parámetro operacional de mayor influencia en el proceso SAGD, ya que afecta directamente el desarrollo de la cámara de vapor y además representa la cantidad energía transmitida al yacimiento para calentar el crudo y aumentar su movilidad.



El periodo de precalentamiento también es de gran importancia para el desarrollo apropiado del proceso SAGD. Aunque este periodo representa un lapso de tiempo sin producción de petróleo, es necesario que se lleve a cabo, ya que el aumento de la movilidad inicial del crudo, antes del inicio de las operaciones de inyección-producción, es favorable en el rendimiento general del proceso.



La calidad del vapor inyectado debe ser tomada en cuenta en la planificación de un proyecto SAGD, ya que influye directamente en la cantidad de energía transmitida al yacimiento. De esta forma, es necesario que el vapor inyectado llegue al yacimiento con la calidad máxima que las condiciones operacionales permitan.



Es importante escoger un espaciamiento vertical entre los pozos que permita obtener una mayor producción y un periodo de precalentamiento más corto. También es importante considerar la relación entre el espaciamiento vertical de los pozos y la tasa de inyección de vapor, con el fin de no inyectar a tasas tan

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altas que el vapor inyectado sea producido directamente a través del pozo productor.

SAGD

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