Tesis Erika Trigos

EVALUACIÓN TÉCNICA DE LA FACTIBILIDAD DE IMPLEMENTAR UN PROCESO SAGD EN YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO

Ing. ERIKA MARGARITA TRIGOS BECERRA

EVALUACIÓN TÉCNICA DE LA FACTIBILIDAD DE IMPLEMENTAR UN PROCESO SAGD EN YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO

Ing. ERIKA MARGARITA TRIGOS BECERRA

Trabajo de grado para optar el título de Magister en Ingeniería Área de Énfasis: Hidrocarburos.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL E SANTANDER MAESTR MAESTR A EN INGENIE INGENIER R A IDROCARBUROS

HOJA DE ACEPTACIÓN

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL E SANTANDER MAESTR A EN INGENIER A IDROCARBUROS

A TORIZACI N DE USO A FAVOR DE A UIS


AGRADECIMIENTOS

A los ingenieros amuel Muñoz y Aníbal Ordoñez por s s aportes invaluables, pero sobretodo po darme el ánimo que necesitaba para c ntinuar hasta el final y por confiar en mí. A mis compañero de trabajo del GRM, por ser mis amigos durante todo este tiempo y por haber e colaborado y entendido durante todo este tiempo. A todos los integrantes del GRM, pero muy especialmente a los integrantes de la línea de investigación en crudos pesados – SAGD, por su aliosa colaboración en


DEDICATORIA


CONTENIDO

Pág. RESUMEN ............ ................................................................ .................................17 ABSTRACT........... ................................................................ .................................18 INTRODUCCIÓN .................................................................. .................................19 1. CONTEXTUALI ACI N DE LA INVESTIGACI N ........... .................................21 2. DRENAJE GRA ITACIONAL ASISTIDO CON VAPOR S GD. ........................25


3.3. PROPIED DES DEL ACUIFERO. ......................... .................................72 3.4. VARIABL S DE DISE O. ...................................... .................................73 3.5. ENTORN ECONOMICO. ..................................... .................................77 4. EVALUACION EL EFECTO DE LAS PROPIEDADE DEL YACIMIENTO Y VARIABLES DE DISE O SOBRE EL PROCESO SAGD .....................................80 4.1. EVALUACII N PRELIMINAR................................... .................................80 4.1.1. MODEL S BASE DE SIMULACI N. ...................................................80 4.1.2. AN LISIS DE SENSIBILIDAD A LAS PROPIEDADES DEL YACIMIENTO. ............................................................... .................................84 4.1.3. AN LISIS DE SENSIBILIDAD A LAS VARIABLES DE DISE O. ......101 4.2 CONSIDER CIONES EN LA IMPLEMENTACIÓN EL PROCESO SAGD EN YACIMIENT S DE CRUDO PESADO.. ...................... ...............................105 5.

EVALUACII N DE ESCENARIOS. .......................... ...............................107

5 1 DESCRIPCI N DEL MODELO DE SIMULACIÓN.

......107


RECOMENDACIO ES ......................................................... ...............................135 BIBLIOGRAFÍA ..................................................................... ...............................136 ANEXO A. CONC PTOS BASICOS EN EL DISE O EXPE IMENTAL ............. 141 ANEXO B. EXPERIIENCIAS DE CAMPO DEL PROCESO SAGD.......................144


LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Fenóme o de cresting en un pozo horizontal ........................................23 Figura 2. Proceso HSF ...................................................... .................................26 Figura 3. Proyecto UTF ........................................................ .................................27 Figura 4. SAGD con pozos perforados desde superficie ......................................28 Figura 5. Línea de Tiempo del Proceso SAGD .....................................................29 Proceso SAGD ............................


Figura 18. Lineas e flujo en la formación de la camara de apor ........................55 Figura 19. Movimi nto del vapor en crudos pesados moviles...............................56 Figura 20. Camara de vapor en crudos convencionales. ......................................56 Figura 21. Vista superior piloto Senlac. ................................ .................................58 Figura 22. Vista la eral piloto Senlac. ................................... .................................59 Figura 23. Produc ión piloto Senlac A1. .............................. .................................60 Figura 24. Produc ión piloto Senlac A2. .............................. .................................60 Figura 25. Produc ión piloto Senlac A3. .............................. .................................61 Figura 26. Produc ión piloto Senlac A4. .............................. .................................61 Figura 27. Vista la eral piloto Lak Ranch .............................. .................................63


Figura 39. Distrib ción de Permeabilidad y Saturación e Agua en el Modelo Heterogeneo. ........................................................................ .................................83 Figura 40. Metodologia para el Analisis de Sensibilidad. ......................................85 Figura 41. Matriz Experimental usada en el Estudio d las Propiedades del Yacimiento en el Modelo Homogeneo . ................................ .................................86 Figura 42. Diagra a de Pareto o de Efectos en el Modelo omogeneo. .............87 Figura 43. Efecto del espesor de la formación sobre la tasa de producción de aceite. ................... ................................................................ .................................88 Figura 44. Efecto la permeabilidad de la formación sobre l tasa de producción de aceite. ................... ................................................................ .................................88 Figura 45. Diagra a de Pareto o de Efectos en el Modelo eterogeneo. ............90 Figura 46. Efecto e la Movilidad del Crudo sobre el Factor de Recobro. ............ 91 Figura 47. Efecto e la Movilidad del Crudo sobre el SOR.

92


Figura 57. Efecto el Espesor del Acuifero sobre el Corte d Agua. ..................100 Figura 58. Efecto el Espesor del Acuifero sobre el SOR...................................100 Figura 59. Efectos de las variables de diseño sobre el factor de recobro. ..........102 Figura 60 Efectos e las variables de diseño sobre el corte de agua. ................103 Figura 61. Efectos de las variables de diseño sobre el SOR. ............................. 104 Figura 62 Correlación para estimar el factor de recobro es erado (hacuifero < 15%). .............................. ................................................................ ...............................106 Figura 63 Correlación para estimar el factor de recobro es erado (15% < hacuifero < 32%). .................... ................................................................ ...............................106 Figura 64 Variació de la Permeabilidad en el Modelo de Simulación................108 Figura 65 Zonas d Afectación del Acuifero. ......................................................109 Figura 66 Ubicación de los Pilotos.

......110


Figura 78. Dispersión de la Función Objetivo....................... ...............................132 Figura 79. Histogr mas de Frecuencia. ............................... ...............................133


LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Parámetr s Operacionales ..................................... .................................31 Tabla 2. Parámetr s de Screening ....................................... .................................32 Tabla 3. Diseño de pozos ..................................................... .................................38 Tabla 4. Diseño de la fase de inicialización .......................... .................................40 Tabla 5. Propiedades del Campo Senlac. ............................ .................................58 Tabla 6. Propiedades del Campo Lak Ranch.

62


Tabla 18. Factores de Diseño Estudiados. ........................... ...............................101 Tabla 19. Propiedades del Modelo de simulación................. ...............................108 Tabla 20. Caracter sticas generales del Grid de Simulación. ..............................108 Tabla 21. Criterios Establecidos para Aplicar el Concepto d Conectividad. ......110 Tabla 22. Constrai s de los Pozos para el piloto SAGD. ..... ...............................111 Tabla 23. Restricciones de los Pozos para el piloto de Inyección Cíclica de Vapor. .............................. ................................................................ ...............................113 Tabla 24. Compar ción de Resultados entre CSS y SAGD. ...............................114 Tabla 25. Parámet os de Diseño usados en el rea Piloto de Menor Espesor. ..116 Tabla 26. Valores sados en el Proceso de Optimización. .................................118 Tabla 27. Mejores Escenarios de Producción Obtenidos. ...................................118


RESUMEN

TÍTULO: EVALUACI N T CNICA DE LA FACTIBILIDAD DE IMPL EMENTAR UN PROCESO SAGD EN YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO* AUTORES: Ing. ERI A MARGARITA TRIGOS BECERRA** PALABRAS CLAVES: Cámara de Vapor, Diagrama de Pareto, Fa tor de Recobro, Movilidad, Matriz Experimental, S GD, Simulación Numérica, Valor Presente Neto , Variables de Diseño.

El proceso de drenaje ravitacional asistido con vapor SAGD, ha sido aplicado exitosamente en los yacimientos de arenas bituminosas de Alberta, Canadá a tal punto d ser catalogada como una tecnología comercialmente probada. Sin embargo, una de las prin ipales limitaciones para la expansión de este método más allá de las fronteras canadienses radica en que no se ha determinado con exactiitud el efecto de la movilidad del crudo sobre los resultados del proceso.


ABSTRACT

TÍTULO: TECHNICAL EVALUATION OF THE FEASIBILITY FOR IMPLEMENTING A SAGD PROCESS IN HEAVY OIL RESERVOIRS * AUTORES: Ing. ERI A MARGARITA TRIGOS BECERRA** PALABRAS CLAVES: Steam Chamber, Pareto’s Plot, Recovery Factor, Mobility, Experimental Matrix, SAGD, Numeri al Simulation, Present Net Value, Design Variablles.

The process of gravita ional drainage assisted with SAGD steam, has een applied successfully in the bituminous sands of the reservoirs in the Alberta, Canada to the point where it is categorized as a commercially approv d technology. Nevertheless, one of the main limitations for the expansion of this method beyond t e Canadian borders lies in the fact that it ha not been determined with accuracy the effect of t e mobility of the oil over the process’ results.


INTRODUCCIÓN

El proceso de dre aje gravitacional asistido con vapor, S GD, es una técnica de recuperación mejo ada que involucra el uso de pozos hori ontales e inyección de vapor. SAGD ha si o probado con éxito en yacimientos de bitumen, los cuales se caracterizan por s r poco profundos, presentar viscosidad s superiores a 10.000 centipoises, así co o altas permeabilidad verticales y horizontales que en algunos casos alcanzan hasta 5.000 milidarcies. Cuando una técnica ha demostrado ser comercialmente a licable, se busca su implementación n nuevos escenarios, entre los que se incluyen para este caso yacimientos de crudo pesado que presentan algún grado de movilidad, con capa de gas, ac ífero e intercalaciones de arcilla.


seleccionadas se ncuentran el valor presente neto y el f ctor de recobro. Como factores de estudio se tienen: viscosidad del crudo, permeabilidad de la formación, espesor del acuífero, tasas y presiones de inyección, entre tras. Una vez estableci as las variables de análisis, se constr conceptuales de simulación en dos dimensiones, do implementación d l proceso SAGD en un yacimiento diferentes escenarios: yacimiento homogéneo con o sin heterogéneo con o sin acuífero.

yeron cuatro modelos de se representó la e crudo pesado bajo acuífero y yacimiento

Luego de haber a alizado los factores de estudio y de determinar su grado de incidencia sobre el proceso SAGD, se prosiguió con la epresentación de este proceso en un sector model de un yacimiento colombiano de crudo pesado, que presenta algunas onas afectadas por un acuífero. En este modelo, se evaluó el


1. CONTEXTUALIZACIÓN DE LA INVESTI ACIÓN

El proceso SAGD ha sido aplicado exitosamente en yaci ientos de bitumen, los cuales se caracterizan por presentar movilidad muy baja. En Colombia se tienen yacimientos de cr do pesado que presentan continuida areal por lo que se consideran buenos candidatos para la aplicación del proce o SAGD; sin embargo, la movilidad del cr do de estos yacimientos es mayor a la ue se encuentra en las arenas bituminosa de Canadá donde el proceso ha sido e itoso. Si la movilidad del crudo aumenta considerablemente, no s tiene la certeza sobre si la cámara del vapor se forma correctamente o o. Esta duda surge


desempeño del proceso tales como: separación entre pozos, tasas de inyección/producci n y caídas de presión. Adicional a la inc rtidumbre referente a la movilidad del crudo, existe entre la comunidad científica dedicada al estudio del proceso, puntos de vista contradictorios acerca del grado de incidencia de la pres ncia de acuífero en el yacimiento donde se piense aplicar el proceso SAGD, puesto que este trae consigo problema como el colapso de la cámara de apor, aumento de las pérdidas de energía e invasión de fluidos; pero, no existe n estudio con base en el cual se pueda a irmar que la presencia de acuífero es t talmente decisiva para limitar la aplicación del proceso SAGD. Entre los retos de diseño que vienen asociados a la impl mentación del proceso SAGD en yacimientos que presentan acuífero activo, se tie en los siguientes:






Fenómeno de cresting. Este fenómeno aumenta notablemente la producción de agua y se presenta por los radientes de presión establecidos alrededor de la cara de la formación, lo cuales son requeridos para la pr ducción de fluido. Estos gradientes de presión tienden a deformar hacia arriba la superficie de contacto agu aceite en la vecindad del pozo, e donde los gradientes de presión son más severos, como se muestra en la figura 1, La baja movilidad del crudo esado en comparación con el agua también contribuye a esta situación, lo cual se evidencia en la tasa critica e producción de agua, la cual mientra para un aceite liviano se encuentr alrededor de 32 bls/dia, para un crudo pesado es de tan solo 6 bls/día. Tasas de producción inviables. Como consecue cia del aumento de la producción e agua, los costos de separación de fluidos en superficie se


Senlac7 8 y Tang flas9 en Canadá, lo cual confirma l creencia de algunos investigadores10 11 12 13 quienes sostienen que con un estudio adecuado de las variables de dise o se puede alcanzar el éxito bajo estas condiciones de operación. Está investigación iene por objeto, obtener información pa a conocer si es posible o no la implementación de un proceso SAGD en yacimient s de crudo pesado, así como determinar el grado de incidencia de la presencia de cuífero de fondo sobre el proceso SAGD. Una vez determinada la viabilidad de la aplicación de este proceso en el tipo de yacimiento mencionado, se seleccionaron los parámetros críticos de diseño ara un piloto que cumpla con estas cara terísticas. El aporte fundame tal fue determinar las condiciones de y cimiento y parámetros operacionales bajo los cuales es posible aplicar un proces SAGD en yacimientos


2. DRENA E GRAVITACIONAL ASISTIDO CON APOR SAGD.

En este capítulo se presenta una revisión bibliográfica de los avances investigativos que se han alcanzado en torno a la tecnología SAGD desde sus orígenes, en la dé ada del setenta, hasta la actualidad cu ndo se ha consolidado como uno de los métodos de recobro que más apli abilidad tiene en los yacimientos de cru o extrapesado.

2.1 GENERALIDA ES DEL PROCESO SAGD. El proceso de drenaje gravitacional asistido con vapor (SA D)14,15,16 es una de las


combinación de lo procesos de recuperación térmica con el drenaje gravitacional en dos procesos ll mados Inyección de Vapor con Drenaje Gravitacional (SIGD) e Inyección de Aire on Drenaje Gravitacional (AIGD), SIGD es en su esencia igual al proceso SAGD pero con la diferencia de que el primero usa pozos verticales y el segundo involucra ozos horizontales. Fueron necesarios veinte años de investigación co tinua, para que se implementara en campo el primer piloto de este tipo de p ocesos que involucran fuerzas gravitacionales, en Cold Lake (Canadá) bajo la dir cción del Dr. Roger M. Butler y la operación de Imperial Oil Limited. Este piloto consistio de un pozo inyector vertical y n pozo horizontal productor cercano a la base de la formación en una configuraci n similar a la presentada en la figura , Este proceso es hoy conocido como To to Heel Steam Flooding (THSF).


incentivo a las de ás compañías a extender la aplicación de la técnica a otros campos con cara terísticas similares. Es así como e 1995 CS Resources desarrolla el primer proyecto a escala comercial en el campo Senlac en Saskatchewan (C nadá), Este costó cerca de 30 millones de dólares y fue diseñado para manejar una capacidad de 5000 Bbls/día. Figura 3. Proyecto UTF


Hoy en día muchos proyectos a gran escala están en marcha, entre los cuales cabe resaltarse el ampo Creek en Alberta, Canadá, desar ollado por la compañía ENCANA, donde se ha alcanzado un factor de recobr cercano a 38% y se produce crudo de 10º API. Por la masificació que ha tenido este proceso, hoy es c nsiderado una técnica comercial, haciendo claridad en que a pesar de que se han desarrollado muchas variantes del proceso SAGD como el Single Well SAGD, e te método solo ha sido exitoso en su form convencional (par de pozos horizontales). Figura 4. SAGD con pozos perforados desde s perficie


Figura 5. Línea de Tiempo del Proceso SA GD

2.1.2. DESCRIPCI N DEL PROCESO. La Segregación G avitacional Asistida por Vapor SAGD, es una técnica que emplea como único me anismo de producción d t ól l d naje gravitacional, aprovechando de anera combinada los


reducir su viscosidad, haciendo que por gravedad flu a hacia abajo y sea producido a través del pozo inferior. Esta configuración se uestra en la figura 6. Figura 6. Descripción del Proceso SAGD 18

El vapor ocupa los espacios que va dejando el petróleo producido, permitiendo el crecimiento de l cámara. Inicialmente el movimien o del vapor se da


El pozo productor se debe perforar cercano a la base de la formación. Generalmente el p zo inyector se ubica a una distancia d entre 12 y 30 pies del productor, de acuerdo a las condiciones de movilidad que se presenten. La longitud de los pozos horizontales dependerá de la geología, buscando que el área atravesada p esente continuidad geológica, pues de lo contrario se pueden presentar problem s en el crecimiento de la cámara de apor. En la tabla 1 se presenta un resumen de los parámetros operacionales típi amente usados en los yacimientos de bitumen en Canadá. Tabla 1. Parámetros Operacionales

PAR MET O

VALOR

OB ERVACI N

SOR OPEX FR Separación entre pilotos / espesor

2.4 - 3 20U$/Bls 65-75% 3.0 4.0

Co bustible: CH4 No se pres nta digitación viscosa Evitar superposiciión de las cámaras de vapor


2.1.3. ETAPAS DEL PROCESO. En el diseño e implementación en campo de un proceso SAGD se ueden identificar cinco etapas principal s, estás son: selección del área de aplica ión, diseño de pozos, etapa de inicializ ción o start up, etapa de desarrollo y mejoramiento. 2.1.3.1. SELECCI N DEL AREA PILOTO. La selecci n del área donde se aplicará el proce o de drenaje gravitacional asistido con vapor, debe estar respaldada por un buena caracterización del yacimiento, que incluya análisis de registros, corazon miento, estudios sísmicos y evaluación de los parámetros de screening de aplic ción. En la tabla 2, se presenta una g ía de las propiedades que debe presentar un yacimiento para que la aplicación el proceso SAGD sea factible. A continuación, se presenta una explicación del efecto de los parámetros presentados en la tabla 2.


Permeabilidad. D bido a que la base del SAGD es el drenaje gravitacional, la permeabilidad de l formación, en especial la vertical, tiene un fuerte control sobre la tasa de produ ción, por lo que la variación de pe meabilidad dentro del yacimiento tendrá un fuerte efecto en el proceso.

Espesor Neto. El mínimo espesor en el cual pued ser aplicado SAGD convencional es d 45 pies, puesto que en espesores m nores no es posible la ubicación de los dos pozos paralelos, y no se puede desarrollar la cámara de vapor.

Saturación de ac ite. Debido a que el SAGD no realiza n empuje del petróleo, sino que utiliza el i tercambio de calor entre fluidos, y post riormente la gravedad, como mecanismo e recobro, es recomendable que en el yacimiento no existan


Conductividad T rmica de la Roca. Para que se pr sente un intercambio homogéneo de c lor entre el vapor inyectado y el crudo del yacimiento, es necesario que las ocas de la formación de interés posean una alta conductividad térmica. Formacio es con baja conductividad térmica repr sentan grandes costos en cuanto a la e ergía utilizada, lo cual disminuye la iabilidad financiera de proyectos térmicos en dichos yacimientos. Otras característic s importantes que pueden llegar a afectar el desempeño del proceso y que ba jo ciertas circunstancias pueden impedir su aplicación son: presencia de inter alaciones de arcillas, presencia de acu fero activo y presencia de capa de gas. Acuífero activo. unque bajo estas condiciones se pu de aplicar el proceso, controlar la entrad de agua es difícil, ya que se debe mant ner la relación entre la caída de presión y la distancia vertical entre pozo productor y nivel de agua


presenta la formación de la cámara de vapor en el proyecto UTF, donde en las arenas superiores de más de 20% de contenido de arcill s no hubo una buena propagación de la cámara de vapor; sin embargo, no se presentaron inconvenientes co una delgada intercalación de arcilla q e separaba las arenas inferiores. Figura 9. Crecimiento de la cámara de va or.


Algunos autores plantean la posibilidad de alcanzar factor s de recobro alrededor del 70% en la apli ación de este proceso. Sin embargo, s debe tener en cuenta que estos result dos solo serán factibles bajo det rminados parámetros operacionales, los uales por razones técnico-económicas o son viables en todos los casos. Por ej mplo, se recomienda que el espacia iento horizontal entre pozos oscile entre 3 o 4 veces el espesor neto de la form ción con el objetivo de obtener un mejor arrido volumétrico de la formación; per , un espaciamiento de este tipo, solo será posible en yacimientos someros, onde el costo de la perforación no sea muy elevado.

La longitud de lo pozos está directamente relacionada con la economía del proyecto, puesto q e cuanto mayor sea ésta, se tendrá un área de drenaje mayor pero también será necesaria una mayor inversión inicial, epresentada en costos d f ió l t i t P tr t l entar la longitud de la


cual no se vea co prometido el crecimiento de la cámara de vapor y por tanto el factor de recobro d l proceso.

Otro de los factore importantes a tener en cuenta en el di eño de los pozos para la implementación de un proceso SAGD, es el tipo d completamiento y la selección del tipo de aislante con que se recubrirá la tubería. Para el pozo inyector, el tubing debe extenderse hasta el toe, pues o que en la fase de inicialización el va or es inyectado por el tubing y producido por el anular. Para el pozo productor, se usa una sarta de producción con doble tubing, uno de ellos va desde superficie h sta el toe y el otro hasta el heel. En la fase de inicialización, el vapor es inyectad por el tubing más largo, fluye por l a sección horizontal y finalmente es prod cido por el tubing más corto.


forma es la más sada y es conocida como precalentamiento. Esta etapa se define como el periodo de tiempo transcurrido entre el omento en el cual se inicia la circulación de vapor en ambos pozos, hasta el instante en que se detiene la inyección en el pozo productor. Tabla 3. Diseño de pozos PARÁMETRO

CRITERIO SELECCI N Seleccionar de acuerdo a la geología el área que mejor se ajuste al Ubicación Areal screening. Seleccionar el pozo productor lo más cerca o posible al fondo de la Ubicación Vertical formación. 9 – 24 pies Distancia Vertical Analizar el comportamiento del factor de recobro y la distribución de fluidos en el yacimiento mediante simulación numérica. recomienda que sea el triple del espesor de la formación para Distancia Horizontal Se maximizar FR; sin embargo, requiere de análi is económico 1500 – 3000 pies Longitud Sección Seleccionar la longitud de mejor relación c sto – beneficio (análisis Horizontal económico), verificando que no se pr senten problemas de


Como en esta etapa la producción de hidrocarburo es ínima, es común que pasado cierto tiempo se aumente la presión de inyecció de vapor en el pozo inyector con el fin e alcanzar la comunicación en un me or tiempo y reducir los costos. Pero, de a uerdo a la ecuación 2.1, el manejar u diferencial de presión entre pozos trae como consecuencia que el potencial de flujo no va a ser solo dominado por la gr vedad y se podría presentar irrupción t mprana del vapor en el pozo productor, por tanto es recomendable usar la mínima caída de presión entre pozos que sea ec nómicamente viable. Referente al tem , Edmunds23 demostró que cuando el yacimiento tiene una buena permeabilidad (> 5 Darcy), la duración de la fase de ini ialización se reduce considerablemente y no es necesario implementar un dif rencial de presión, tal como se observa en la figura 10.

∆Φ o =

Pinj

∆Φ

P

− P prod +

P

+

o

gh gh

Ec. 2.1


Tabla 4. Diseño de la fase de inicializaci n PARÁMETRO

Tasa de Circulación Diámetro del tubing Tipo de Aislamiento Diferencial de presión Tiempo de implementación del diferencial de presión Magnitud del diferenci l de presión Tiempo de la conversión total

CRITERIO SELECCI N

Retrasar la condensación del vapor y minimizar el tiempo de calentamiento del toe. Cambia de acuerdo al completamiento del p zo. Retrasar la condensación del vapor y minimizar el tiempo de calentamiento del toe. Minimizar las pérdidas de energía en la tubería y el tiempo de calentamiento del toe. Decidir si es necesaria su implementación de acuerdo al tiempo de inicialización. Usar correlaciones para la toma de decisión. Evitar la formación de canales preferenciale y minimizar el tiempo de inicialización. Analizar la tasa de producción y la distribución de fluidos y temperatura en el yacimiento. Evitar la formación de canales preferenciale y minimizar el tiempo de inicialización. Analizar la tasa de producción y la distribución de fluidos y temperatura en el yacimiento. Minimizar el tiempo de la fase de ini ialización, garantizar el calentamiento uniforme de la formación y maximizar la producción.

2.1.3.4. FASE DE DESARROLLO. La fase de desarroll se refiere al proceso


puedan realizar m dificaciones a las condiciones operacionales en el momento oportuno.

Figura 11. Comp rtamiento de la tasa de retorno en el pozo i yector durante la fase inicialización.


2.1.3.5. FASE DE MEJORAMIENTO. La fase de mejoramiento conocida como ESAGD, consiste en aplicar un diferencial de presión e tre cámaras de vapor adyacentes (generalmente, disminuyendo la presión de inyección en uno de los pozos), logrando on esto que el vapor contacte las z nas que no han sido barridas, mejorand la eficiencia de barrido hasta en un 20 . 2.1.4. VENTAJAS Y DESVENTAJAS. Las principales ventajas que se obtienen al aplicar procesos S GD, se desprenden del uso de pozos orizontales en lugar de verticales, ya que stos tienen una mayor área de drenaje, mejores eficiencias de barrido y ayudan a reducir la canalización del vapor, lo cual conlleva a factores de recobro mayores y en últimas a una mejor rentabilidad del proyecto. Adicionalmente, desde un punto de vista ambiental, el hec o de reemplazar varios pozos verticales por un solo pozo horizontal implica un menor grado de


viscosidad. Por otra parte, este proceso no es recome dable en yacimientos estratificados donde se pueden presentar problemas de c ntinuidad vertical entre pozos, ni en yacimientos que excedan 3000 pies de profun idad. Entre las desvent jas que presenta este proceso se enc entra la alta inversión inicial que requier , las bajas tasas de producción cara terísticas al inicio del proyecto y un com lejo control de las bombas y presiones ue garanticen su buen funcionamiento. Al unos autores toman como una desven aja el hecho de que el proceso SAGD r quiere un diseño dinámico; es decir, que los parámetros operacionales no permanecen constantes en el tiemp ; y se deben ajustar continuamente de acuerdo al desarrollo que presente la cámara de vapor. Otros consideran que es necesario entender la geomecanica d l proceso, puesto que está aún no se co oce completamente; sin embargo, est no es tan grave si se tiene en cuenta qu se trata de un tecnología relativamente joven.


fracaso del proye to y la pérdida de una gran inversió de dinero. Entre los problemas comunes que causan canalización del vapor se tienen: 

En el caso de producci el heel, es zonas; ento

e que el pozo productor haya sido com letado con doble sarta n, una que permita drenar los fluidos desde el toe y otra desde osible que se presente canalización del vapor en una de esas ces, se recomienda cerrarla.

En caso de que pasado un tiempo se evidencie que el vapor no está barriendo u iformemente la porción del yacimiento entre pozos, se debe taponar en l pozo inyector los caminos preferenciales del vapor, repetir el proceso de ecirculación y continuar inyectando.




Comúnmente, el arenamiento trae consigo tapones de arena, falla en la tubería de revestimiento y da os en tubería y equipos por abrasión. Tapones de aren . La arena producida por la formació puede acumularse y formar tapones de tro de las tuberías de producción impidiendo el paso de crudo, lo cual se ve reflejado en una disminución de la tasa de pro ucción. Falla en la tuberí de revestimiento. La producción de arena es acompañada frecuentemente por ruptura de la tubería de revestimiento y posterior pérdida del pozo. La razón de sta ruptura se atribuye a condiciones a ormales de carga axial sobre la tubería, causadas por los vacios y reacomodación de la formación creada por la producción de arena. Daños de tuberías y equipos por abrasión. Las perfo aciones o ranuras del liner, utilizadas en el poz ductor, pued mentar de tamaño por el efecto


que esta medida e preventiva y no correctiva, pues una v z que se sobrepase no sirve de nada disminuir la caída de presión. 2.1.5.3. FOR ACI N DE EMULSIONES. La formaci n de emulsiones no es favorable para el proceso, puesto que al aumentar la viscosidad del fluido producido se redu e la tasa de producción del mismo así ue teniendo en cuenta que entre los facto es que más afectan la formación de emulsiones se encuentran la calidad del vapor, la ubicación del pozo inyector y la saturación de agua inicial, es recomendable desarrollar un estudio analítico teniendo en cuenta las expresiones mate áticas propuestas por Chung30 para d terminar la calidad del vapor y la ubicació optima del pozo inyector. 2.1.5.4. PER IDAS DE ENERGIA. Las pérdidas de calor y los altos cortes de agua están relacionados directamente con la geología de las formaciones


en el Campo La Ranch32, donde como consecuenci de los cambios de buzamiento entre capas hubo dificultades para controlar la dirección de la perforación por lo cual fue necesario emplear numerosos drill collar que dieran peso a la broca y permitieran manejarla con mayor facilidad.

2.2. DESCRIPCI N DE LA CAMARA DE VAPOR. En esta sección se presenta una descripción de los fenómenos que ocurren en la cámara de vapor esde diferentes ópticas como son los modelos analíticos de Butler, Reis y Don lly, los cuales presentan una versión simplificada de esta, así como las teorías más recientes que involucran fenómenos omo el flujo corriente y contracorriente de tro de la cámara. 2.2.1. TEORIA DE BUTLER. En el modelo analítico par describir procesos de




Si los líquid s no son removidos rápidamente la tendencia del vapor a fluir directament por el pozo productor (bypass) se red cirá y posiblemente se eliminará, puesto que se minimizará la caída de presión y los fluidos únicamente se moveran por gravedad.

La superficie de condensación se encuentra in linada respecto a l horizontal.



θ

grados con



El aceite flu e paralelo a la superficie de condensación dejando atrás una región de vapor.



Es posible ubicar el pozo inyector a una distancia co ta del productor ya que la cámara de vapor se extenderá gradualmente y renara una gran área, esto teniendo en cuenta, que cuando se drenan los líquidos el espacio que




En la cámara de vapor existe una saturación de ac ite residual que puede ser estimad a partir de la ecuación de Cardwell & P rson34.



La presión n la cámara se mantiene constante y s igual a la presión de inyección del vapor en la cara de la formación. Figura 12. Descripción de la Cámara de Vapor seg ún Butler.35 Saturación de Aceite esidual en la Cá ara de

Pozo Inyector Dirección de Flujo del Vapor Dirección de Drenaje de aceite y

Zona de Transición de


2.2.2. TEORIA TA DRAIN. La teoría TANDRAIN36 desar ollada por el Dr. Butler como complemento a su modelo analítico básico, involucra las mismas suposiciones resp cto a la cámara de vapor que la versi n original presentando una única diferencia: Mientras en la teoría original, se considera que la cámara de vapor se expande infinitamente, en esta nueva versión se incorpora una frontera de no flujo que limi a el crecimiento de la cámara de vapor. La frontera de no flujo se ubica en la distancia horizont l correspondiente a la mitad de la separación entre pares de pozos. Si se tiene en cuenta que típicamente la se aración entre pares de pozos corres onde a tres veces el espesor de la formación; entonces, se puede decir que la frontera de no flujo se ubica a una distan ia equivalente a tres medios del espesor de la formación (Ec. 2.2.) como se mue tra en la figura 13.


SAGD, hasta el resente, se han desarrollado numerosos estudios que hoy permiten tener un mayor conocimiento de los fenómenos que ocurren en la cámara de vapor. 2.2.3.1. FLUJO D FLUIDOS. En el proceso SAGD se pueden identificar dos regímenes de flujo que se presentan en las diferentes etap s del proceso. Al inicio de este, donde se alcanzan las tasas máximas de produc ión, el flujo de aceite y condensado se pr senta predominantemente en la forma xpuesta por Butler; es decir, en la zona e transición y paralelamente a la interface del vapor, pero a medida que aumenta el tiempo, la tasa de producción desciende como se observa en la figura 14, lo ual se debe a que en este periodo el cr cimiento de la cámara de vapor ya no es tan significante y predomina el flujo co tracorriente en la zona de vapor 37 38. Fi ura 14 Comportamiento de la Tasa de Prod ucción.


comportamiento es descrito acertadamente por Cardwell & Parson39 en la ecuación 2.3.

S or

=

 hv s φ 0 , 43    kgt

0 ,4

Ec. 0.1

Figura 15. Saturación de Aceite. ��

� � � � � � � � � � � � � � � � � �

��

�

�

�

�

��


2.2.3.4. DIGI ACIÓN VISCOSA. La cámara de vapor que se forma en el proceso SAGD, es á muy lejos de ser el cuerpo uniforme ue se expande a igual velocidad en toda las direcciones; en lugar de ésto, la cámara se encuentra formada por múlti les dedos dentro de los cuales se pr senta flujo corriente y contracorriente (de acuerdo al régimen de flujo en el que se encuentre el proceso). La velocidad de avance de estos dedos y su tamaño es fuertemente dependiente de la permeabilida del yacimiento, la temperatura del vapor y la viscosidad del aceite43, por lo cu l heterogeneidades en la formación se ven reflejadas en poca uniformidad de la cámara de vapor. El fenómeno de digitación viscosa se presenta principalmente en l tope de la formación cuando el vapo intenta penetrar en el aceite frio como onsecuencia de la diferencia de viscosidad entre estos dos fluidos. En ese omento, el calor es transferido de l s dedos de vapor al yacimiento frio por conducción. En arenas bituminosas el fenómeno se aprecia claramente; pero a medida que aumenta la movilidad del crudo la formación de los


movilidad), el proc so SAGD sufre algunas modificaciones con respecto a la idea original, presentán ose diferencias tanto en los parámetr s operacionales como en el proceso de f rmación de la cámara de vapor. Sin em argo, en ambos casos la fase de inicializ ción tiene igual importancia para alcan ar comunicación entre pozos.

Fig ra 16. Fenómenos presentes en la cámara e vapor.


la inyección hasta uando el vapor alcanza el tope de la for ación y se caracteriza porque aunque aún cuando no se ha formado la cámar de vapor, se registra producción de aceite, la cual se debe a que la presión c n la que se inyecta el vapor es mucho mayor a la presión del yacimiento por lo ue se presentan unas líneas de flujo de p zo a pozo como se muestra en la figura 18.

Figur 17. Relación entre viscosidad y distancia e ntre pozos


Figur 19. Movimiento del vapor en crudos pesad os moviles

Fig ra 20. Camara de vapor en crudos conven ionales.


inyección para evitar la producción de vapor, en este pun o se tiene una cámara de vapor desarrollada como se muestra en la figura 20.

2.3. APLICACIO ES DE CAMPO. Aunque para el 20 SAGD, a continu yacimiento donde estudio como son caracterizan por presencia de acuíf

8 se registraban más de 74 aplicacione de campo del proceso ción se presentan algunas que por las características del fueron aplicadas son de interés para los objetivos de este los casos de Senlac y Tangeflas en anadá, los cuales se na viscosidad del crudo menor a 1 000 centipoises y la ro.

2.3.1. CAMPO S NLAC. En el campo Senlac (Sask tchewan, Canadá), la compañía operadora CS Resourses, llevo a cabo una pr eba piloto del proceso


Tabla 5. Propiedades del Campo Senla . PROPIEDADES CAMPO SENLAC

Profundidad

2460 ft

Espesor

27 -49 ft

Porosidad Permeabilidad Temperatura Viscosidad

33 % 5 – 10 D 84 °F 5000 cp

°API

13

Soi

85 %

Acuífero

Si

Fuente. EDMUNDS45 Figura 21. Vista superior piloto Senlac.


productora. Por estos problemas, se modificaron los pará etros operacionales y finalmente la tasa e producción de aceite se estabilizó en 00 BOPD (figura 23). Figura 22. Vista lateral piloto Senlac.


BOPD en noviemb e de ese mismo año y finalmente se est bilizó la producción en 950BOPD (figura 26) Figura 23. Producción piloto Senlac A1.

Fuente. CHAYAN46


los posibles efectos negativos de la presencia de acuífero los cuales nunca se presentaron, pero n su lugar si hubo grandes inconvenientes relacionados con el poco grado de con olidación de la arena. Figura 25. Producción piloto Senlac A3.


barriles. Posterior ente entre 1957 y 1989 se implementaron tres pilotos de recuperación mejo ada que no arrojaron resultados satisfa torios. En el año 2000, se decide implem ntar un piloto SAGD de un par de pozos, tomando como referente los bue os resultados que se habían obtenid en el proyecto UTF (Canadá). El pozo productor se perforó a una profundidad de 1 50 pies, con longitud horizontal de 1810 pies y 18 pies sobre éste se perforó el pozo inyector de 1793 pies de longitud horizontal (figura 27). En enero de 2001 se inició la fase de precalentamiento, irculando vapor de 95% de calidad a b jas tasas y dos meses después se dio el aso a la fase de desarrollo donde se inyectó vapor a una tasa de 7000 barriles p r día, 550 psi y 500°F. Se alcanzó una roducción promedio de 27 BOPD.


Figura 27. Vista lateral piloto Lak Ranc

Posteriormente, durante la etapa de producción, se prese taron problemas en el tratamiento de flui os, puesto que la alta calidad del vap r (90% a la salida del


3. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES QUE AFECTAN EL PROCESO SAGD.

Con el desarrollo e este trabajo se buscaba caracterizar el proceso SAGD en yacimientos de cr do pesado, con el fin de sentar las ases para una futura aplicación del proceso en Colombia. Para esto fue necesario representar el fenómeno y las ondiciones de su aplicación en un modelo de simulación numérica. Sobre el modelo construido, se llevó a cabo un a álisis de sensibilidad a los parámetros operacionales y propiedades de yacimiento, para obtener finalmente tanto las condiciones bajo las cuales est proceso puede ser técnicamente viable para yacimientos de crudo pesado como los parámetros críticos de diseño.


OOIP

=

Ah φ s oi

Ec.

B o

3.1 Desde 1985, cua do El Dr. Butler50 planteó la primera versión de su modelo analítico para des ribir el comportamiento de procesos S GD (Ec. 3.2) hasta el 2008 cuando Shin 1 planteó una serie de correlaciones que permiten estimar la relación acumulad vapor aceite y la tasa de producción d aceite (Ec. 3.3, y 3.4), ha existido consenso en considerar la porosidad, la satur ción de aceite inicial y espesor neto com las propiedades de almacenamiento ue afectan el proceso SAGD, siendo esta ultima la de mayor incidencia en los res ltados.

qo

=

2 kg αφ mv

∆ s

soh

Ec. 3.2


El efecto del esp sor fue estudiado por Shin y Polikar52, quienes a partir de simulación numérica determinaron el valor mínimo de espe or para que el proceso SAGD fuera económicamente viable en tres yacimient s canadienses, cuyas propiedades se presentan en la tabla 7. Ta la 7. Propiedades de tres yacimientos cana ienses. PARAMETRO

ATHABASCA

COLD LAKE

EACE RIVER

Viscosid d (cp) hneto (ft) Kv ( D) Kh ( D) Kh/ v hminim i i (ft)

2.000.000 90 2500 5000 2 45

60.000 60-69 1250 2500 2 60

200.000 75-85 650 1950 3 90

Fuente: SHIN & POLIKAR 53


3.2. PROPIEDAD S DE FLUJO. Se conocen como propiedades de flujo, todas aquellas variables ue afectan el movimiento de los fluidos en el yacimiento. Entre estas propiedades se encuentran la permeabilidad ver ical, la relación entre permeabilidad horizontal y vertical, la viscosidad del a eite, y la presión del yacimiento. Al respecto Deutch concluyo: “Entre todos los parámetros geológicos, ingenieriles, de flujo y económicos, la incertidumbre aso iada a la distribución espacial de propie ades petrofísicas en el yacimiento es l más importante”55, y Mac Lennan com lementa así: “Siendo la permeabilidad, frecuentemente la variable más impo tante debido a su relativa alta sensibilidad a la respuesta del flujo”56. Sin emba go, Llauno encontró que “las propie ades de acumulación (espesor, porosidad y saturación de aceite) tienen un ayor efecto sobre el comportamiento d l proceso SAGD que las propiedades e flujo (permeabilidad, viscosidad, °API y presión del yacimiento)” 57. Es propósit de esta investigación, determinar cuál de estos grupos de propiedades presenta n mayor impacto sobre


Figura 28. Relación entre VPN y espeso r

Fuente. SHIN & POLIKAR 58 Figura 29. Relación entre VPN y permeabiliidad


permeabilidad vertical más allá de los alrededores del p zo, debe presentar un valor menor, que permita la propagación horizontal de la cámara de vapor y mejore la eficienci térmica del proceso al impedir que na mayor cantidad de calor se pierda al overburden. 3.2.2. VISCOSIDAD. En general, la mayoría de estudios desarrollados para evaluar el efecto e las propiedades del yacimiento sobre procesos SAGD no incluyen la viscosi ad como una variable de interés, lo cu l se debe a que estos trabajos han sido realizados por empresas y/o universid des canadienses para yacimientos cana ienses donde se manejan rangos d viscosidad similares (bitúmenes), aunque en general se estima que a mayor viscosidad mejores resultados. Para tener una mayor claridad al respecto, fue ecesario desarrollar un estudio donde se analizaran las experiencias de campo pre entadas en el anexo B para determinar el efecto de la viscosidad, obteniendo co o resultado la grafica


Figura 31. Efecto de la permeabilidad relativa sobre la tasa d producción de aceite.

Figur 32. Efecto de la viscosidad sobre el factor e recobro.


Figura 3 . Efecto de la viscosidad sobre la separació n entre pozos.

3.2.3. GRAVEDAD API. El estudio del efecto de la graved d API sobre el proceso SAGD está fuerte ente ligado al efecto de la viscosidad. E el 2006 Shanquiang60 encontró que al va iar la gravedad API del crudo de 14°a 18°, se evidenciaba una disminución dram tica de la producción de aceite, por l cual concluyó que a mayor °API menor producción de aceite. Ahora bien, a partir de las experiencias


3.3. PROPIEDAD S DEL ACUIFERO. En un proceso SAGD, el agua producida es aproximadame te igual al vapor inyectado y gran parte de los costos de procesamiento cor esponden al tratamiento de esa agua p oducida. Ahora bien, si hay presencia de acuífero en el yacimiento, el agua puede invadir la zona de vapor y aumentar la prod cción de fluido y por tanto los costos de producción.61 Las propiedades d l acuífero, se refieren a todos aquellos f ctores que determinan el nivel de influencia que el acuífero pueda tener sobre el yacimiento. Así es que los acuíferos pueden ser limitados, parciales o activos d acuerdo al grado de mantenimiento de resión.62. También pueden clasificarse omo basales, laterales y de tope según su ubicación. Ahora bien, el gr do de actividad del acuífero está fuertemente ligado a sus características, estas son: espesor, extensión lateral, presión y ubicación; siendo


basal, el recobro no se ve afectado significativamente, ca o contrario ocurre con los acuíferos de to e, donde se reduce drásticamente el recobro. El efecto del acuífero de tope, fue estudiado por Nasr et. al y Law et. al 66.,67 mediante pruebas de laboratorio, ellos encontraron que este tipo de acuífero no solo actúa como un ladrón de energía, disminuyendo la temperatura en la zona superior de la for ación (figura 35), sino que también oc siona una penetración tanto de la cámara de vapor como del aceite en el acuífero (alrededor del 10% del OOIP para este ca o en particular). Figura 35. Efecto del acuifero de tope sobre el perfil d e temperatura.


dos factores incid n en el grado de afectación de los pa ámetros operacionales sobre el proceso, así que a continuación se explicaran las ariables operacionales que intervienen en cada etapa. 3.1.4.1. FASE DE INICIALIZACIÓN. La fase de inicialización corresponde al periodo en el cual se circula vapor por los pozos prod ctor e inyector con la finalidad de alcan ar comunicación entre ellos y una distribución uniforme de temperatura a lo largo de la sección horizontal (ver sección 2.1.3.3). En esta etapa tienen incidencia s bre el proceso las siguientes variables o peracionales: Tasa de Circulaci n de Vapor. La selección de la tasa de circulación del vapor, se debe enfocar e obtener una temperatura y una presió uniforme durante toda la sección horizo tal del pozo. Para esto se consider el siguiente criterio: “Seleccionar una tasa de circulación que permita cercar el punto de


Donde: Q

o

k abs S ∆Φ

w

Producción d aceite/longitud pozo Permeabilida absoluta entre pozos Distancia entre pozos Pinj

− P prod

ρ o gh

Diámetro externo del pozo

m

2

dia

Darcies metros MPa

metros

Figura 36. Efecto del acuifero de tope sobre el perfil d e temperatura.


Es importante ten r en cuenta que siempre que sea eco ómicamente viable, es preferible no aplicar la caída de presión, ya que el potencial de flujo para el vapor y el aceite están defi idos así: ρ o gh

Ec. 3.7

P prod + ρ s gh

Ec. 3.8

∆Φ o =

Pinj

− P prod +

∆Φ s =

Pinj

−

Entonces, si la presión en el pozo productor y el inyector son iguales el movimiento de los luidos será solo función de las fuerzas g ravitacionales: ∆Φ o =

ρ o gh

Ec. 3.9

∆Φ s =

ρ s gh

Ec. 3.10


condensado en el frente de expansión. Así que un estimativo de la tasa de inyección puede o tenerse a partir del modelo analítico de utler para estimar el crecimiento de la c mara de vapor (Ec. 3.11).

q

=

2 kg αφ mv

∆

so h

Ec. 3.11

s

Donde: ∆ S Diferencia entre la saturación de aceite inicial y la re anente [fracción] 0

h k v s m g

Espesor de la formación [metros] Permeabilid d [Darcy] Viscosidad inemática del aceite a la temperatura del vapor [m /dia] Parámetro que representa la viscosidad del crudo [a imensional] Gravedad 7,32 x 10 [m /dia ]


ultimo relacionado con el primero. Siendo estas variables u factor crítico a la hora de decidir si es viable o no la implementación del proceso. Por ejemplo, en el 2008, Shin71 sitúa el precio mínimo del bitumen en U$20 por barril como límite para que la aplicación de SAGD sea económicamente viable en los yacimientos de Alberta, Canadá. Figura 37. Efecto de la caida de presión en el poz productor.


Butler73, la inversi n inicial de un proyecto SAGD en C nadá es del orden de 10000 U$Bls/dia de capacidad, mientras que el costo de tratamiento del aceite producido es de 10 U$/Bls. Así mismo, el valor de gene ación del vapor es de 2.5U$/barril cuand el precio del gas natural es de un dólar por mil pies cúbicos estándar (MCF) y llega a situarse entre 5 y 20 U$/barril c ando el precio del gas natural sube entre y 8 U$/MCF. 2   h  0.8  s o   SPI =   k v 2     20   0.5 

( )

  1. 5   

1.5

φ .3

  Sor EL   Poil   4  20 

Ec. 3.13

SPIDER = SPI 

VPN =

Q P −QP (1+i) oil

Donde:

oil

s

t

s

Ec. 3.12

c

Ec. 3.14


4. EVALUACION DEL EFECTO DE LAS PROPIEDADES DEL YACIMIENTO Y VARI BLES DE DISEÑO SOBRE EL PROCESO SAGD

4.1.

EVALUACI N PRELIMINAR.

Una vez identifica as las propiedades de yacimiento, así como las variables de diseño y de entorno económico, que de acuerdo a la infor ación disponible en la literatura inciden s bre el desarrollo del proceso SAGD, s desarrolló un análisis de sensibilidad usando simulación numérica para selec ionar las variables de mayor impacto. La herramientas usadas en esta etapa de la investigación fueron el simulador STA S de CMG y el modulo de análisis de sensibilidad de la herramienta CMO T.


Figura 38. Curvas de Permeabilidad Relat iva

Tabl 8. Propiedades Generales del Modelo de S imulación. PROPIEDADES DEL YACIMIENTO

Profundidad (ft)

2 00


Con el ánimo de in luir en este estudio el efecto de la varia ión de las propiedades del yacimiento, se construyó un segundo modelo de sim lación, constituido por cinco capas y con presencia de acuífero de fondo, como e muestra en la figura 39 y en la tabla 11, se mantuvieron las propiedades del fluido y las variables de diseño del modelo omogéneo.

Tabla 10. Variables de Diseño Iniciales. Parámetros operacionales

Presión de inyección (psi)

2200

Tasa de inyección (bbl/día)

100

Presión de producción (psi)

1800

Tasa de producción (bbl/día)

300

Ubicación del pozo inyector

50,1,2

Ubicación del pozo productor sin acuífero

50,1,20


Figura 39. Di tribución de Permeabilidad y Saturación de gua en el Modelo Heterogeneo.


Tabla 11. Propiedades del Modelo Heteroge neo. Propiedades del campo POROSIDAD

PE MEABILIDAD

Capa 1

0.28

1400

Capa 2

0.24

1174

Capa 3

0.27

1400

Capa 4

0.22

1174

Capa 5

0.16

1000

Relación Kv/Kh

0.6

Profun idad (ft)

2500

oi

0.8

Presión inici l del yto (psi)

2000

Temper tura (°F)

150

Viscosidad p (a 150°F)

800

Acuífero ( % de e pesor del modelo)

20


este caso se usa la notación de signos, donde un (+) indica que el factor se encuentra en su valor máximo y un (-) que el factor se encuentra en su valor mínimo, el orden sado es el mismo de la tabla 12. Por jemplo, en la segunda corrida, todos los factores se encuentran en su valor mínimo, excepto la viscosidad. El soft are usado, permite la obtención rápida del efecto de cada uno de los factores est diados sobre las variables de respuest (FR, Wcut y SOR). A partir de estos efectos se construyeron los diagramas de Pareto presentados en la figura 42. Fig ra 40. Metodologia para el Analisis de Sen ibilidad.


Figura 41. Matriz Experimental usada en el Estudio de las Propi dades del Yacimiento en el Modelo Homogeneo .


Figura 42. Diagrama de Pareto o de Efectos en el Mod lo Homogeneo.


Figura 43. Efecto del espesor de la formación sobre la tasa d producción de aceite.

Permeabilidad de la formación. Un aumento en el valor de esta propiedad, favorece la expan ión de la cámara de vapor, al facilitar l flujo de fluidos en el


y la presencia de n acuífero de fondo, por lo cual permite una evaluación más completa que incl ya el efecto de este tipo de heterogeneidades del yacimiento sobre el proceso S GD. 4.1.2.2. EFECTO E LAS PROPIEDADES DEL YACIMIENTO EN EL MODELO HETEROGÉNEO. En esta sección, se busca caracterizar el comportamiento del proceso SAGD cuándo se aplica en yacimientos que prese tan variaciones en sus propiedades. Para ésto, se usó el modelo heterogéneo cuyas propiedades se presentan en las figuras 39 y tabla 11. El procedimiento s guido es similar al del caso anterior, pero difiere en el numero de factores a est diar, ya que para este caso se tienen cinco variables de permeabilidad (un por cada capa del yacimiento), se incluye como factor el espesor del acuífero e fondo y no se tienen en cuenta para la ensibilidad la porosidad y la saturación de agua. La viscosidad y el espesor se mantienen, solo para verificar cual es el efecto de las nuevas


no solo actúa como ladrón de energía sino que también l aumentar el corte de agua, disminuye implícitamente la producción de aceite. Tabla 13. F ctores de Yacimiento Estudiados en el Mod lo Heterogeneo. F CTOR hacuifero/htotal (pies) Kh capa1 (mD) Kh capa2 (mD) Kh capa3 (mD) Kh capa4 (mD) Kh capa5 (mD) Kv/Kh Visc sidad (cp)

VALOR MINIMO 0.04 50 700 700 700 700 700 0.3 800

VALO MAXIMO 0.24 100 1400 1400 1400 1400 1400 0.60 10000

Ahora bien, de acuerdo con los resultados obtenidos y los bjetivos planteados en este trabajo de investigación, se prosiguió a evaluar el efecto de la movilidad del crudo y del espeso del acuífero sobre los resultados del pr ceso.


sobre el proceso S GD, quedando claro que la movilidad del crudo tiene un efecto positivo. Teniendo en cuenta que el rango de viscosida usado en el análisis anterior era muy a plio (800 cp – 10.000 cp); se procedió a desarrollar un nuevo análisis que solo i volucra permeabilidad y viscosidad. En este nuevo análisis el rango de permeabilidades se mantuvo, mientras que el e viscosidad se situó entre 4250 cp y 80 cp. En este análisis se usó el modelo omogéneo sin acuífero presentado anterio mente. En primera instan ia, se llevaron a cabo una serie de c rridas de prueba para analizar cuál es el efecto de una propiedad en función de la otra. Por ejemplo, en la figura 46, se uestra que aunque, en general, los mejores resultados se obtienen con baj s viscosidades y altas permeabilidades, el efecto de la permeabilidad es ás notorio cuando la viscosidad es menor. Esto se debe a que el crudo tiene me or capacidad de fluir y requiere grandes canales para poder


movilidades favorece la alta producción de vapor y agua ( igura 48) lo cual va en detrimento de la roducción de aceite. Mientras que cuando la viscosidad es menor el SOR tiende a disminuir (aunque en una proporción mucho menor), puesto que el crud fluye más fácilmente. Figura 47. Efecto de la Movilidad del Crudo sobr el SOR.


Con este fin, se us el módulo de optimización de la herra ienta CMOST de CMG con los valores p esentados en la tabla 14. Se seleccionó como variable de respuesta el valor resente neto, pues permite tener en cu nta tanto la producción de aceite y agua como la cantidad de vapor inyectado. El valor presente neto se calculó usando los valores que se presentan en la tabla 15. Tabla 14. Valores e Permeabilidad y Viscosidad usados en el Analisis de la Movilidad. PERMEABILIDAD (mD) VISCOSIDAD (cp)

700

00

900 1000 1100 1200 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

10000 3718 3261 2868 2527 2232 1976 1753 155 8 1387 1238 1107 992

abla 15. Valores usados en el Calculo del PN. V lor del Crudo producido

2 U$/bls

890


Teniendo en cuenta lo anterior, se sectorizó el análisis del comportamiento de las curvas en tres se mentos de acuerdo con los valores de viscosidad, para cada dato de permeabili ad. Figura 49 Efecto de la Viscosidad del Crudo sobre el VPN a ajas permeabilidades.


cp con permeabilidad de 1200 mD. Por último, en el terce segmento se tiene un rango de estabiliza ión a valores muy altos de viscosidad. Figura 50 Comportamiento de la Tasa de Producci n de Aceite.


Figura 52 Efecto e la Viscosidad sobre el VPN para valores ltos de permeabilidad.

��

��

��

��

��

��

) �� $ � ( � ��

��

��

��

��

�� (��)

��

��

��


Tabla 16. Rangos Optimos de Movilidad . Permeabilidad Viscosidad (mD) (cp)

4.1.2.4. EFECTO

Movilidad (mD/cp)

700

1000

0,70

800

1330

0,60

900

1500

0,60

1000

1670

0,60

1100

1570

0,70

1200

2000

0,60

3000

992

3,02

3500

992

3,53

4000

992

4,03

4500

992

4,54

E LA PRESENCIA DE ACUIFERO OBRE EL PROCESO


yacimiento que s ubica por debajo del pozo productor y no es contactada efectivamente por la cámara de vapor (figura 54). Figura 53. Efecto del Espesor del Acuifero sobre el Fa tor de Recobro. ) % ( � � � � � � � � � � � � � � �

��

��

��

��

�

��

��

�� (%)

��

��


del agua en su camino al pozo productor, el cual es ás eficiente si el crudo es menos pesado (figura 56). Finalmente, en las figuras 57 y 58 se observa un incremento del corte de agua y de la relación vapor-aceite al aumentar el espesor del acuífero, como era de esperarse por las pérdidas de energía asociadas y la entrada de agua.



Figura 54. Porción de Yacimiento que no es Contactada por la Camara de Vapor.


Figura 56. Barrido del agua en su paso al Pozo roductor.

Figura 5 . Efecto del Espesor del Acuifero sobre el ��

) % �� ( � ��

orte de Agua.


4.1.3. ANÁLISIS E SENSIBILIDAD A LAS VARIABLES DE DISEÑO. La evaluación del efecto de las variables de diseño, se llevó a cabo sobre cuatro modelos de yacimiento los cuales se presentan en la tabl 17. Para cada uno de estos casos se llevó a cabo un análisis de sensibilidad, bajo un diseño experimental del ti o 2 6, donde las variables estudiadas y l rango de variación de cada una de ella se presentan en la tabla 18. En es e caso, se analizaron comparativamente los efectos de los factores estudiados sobre las variables de respuesta en los c atro casos, con la finalidad de compren er mejor como afectan la presencia de ac ífero y las heterogeneidades del yacimiento los parámetros de diseño del proceso SAGD. Tabla 17. asos Estudiados en la evaluación de param etros de diseño. CASO

HETEROGÉNEO

ACUÍFERO

1

NO

NO


relacionados, puesto que mayores tasas de producción re uieren altas caídas de presión. Figura 59. fectos de las variables de diseño sobre el f ctor de recobro.


ésta. Se observa q e la presión de inyección no es un pará metro significativo para el rango estudiado, esto se debe a que para todos los casos estudiados la presión es suficiente para lcanzar las tasas deseadas y por tanto no está controlando el comportamiento d l proceso. Finalmente, se muestra c mo el aumento de la profundidad del pozo inyector causa un efecto positivo sobre los resultados (aunque muy pequeño, por el rango usado), esto se debe a que se minimizan las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes y s facilita el proceso de formación de la cá ara de vapor. Adicionalmente, fu estudiado el efecto de las variables d diseño seleccionadas sobre el corte de gua y la relación vapor inyectado – ac ite producido como se muestra en las figuras 60 y 61 respectivamente. Pudién ose apreciar como en todos los casos la tasa de inyección es el factor que mayor impacta los resultados. Lo anterior indica ue esta variable debe ser controlada p ra evitar la circulación


En estas figuras ( 0 y 61) también se puede apreciar c mo la profundidad del pozo productor co ra una mayor importancia en los modelos con presencia de acuífero, lo cual se debe a que el agua contenida en estos cuerpos no solo actúa como ladrón de e ergía sino que también es producido junto con el aceite, por tanto resulta prud nte manejar una separación considerable entre el contacto agua-aceite y la ubicación del pozo productor. Respecto a la pr sión de producción, se observa que aunque ésta ayuda a controlar la entrad de agua su efecto no es tan significati o sobre los resultados. Caso similar ocurre con la presión y profundidad del pozo i yector.

Figura 61. Efectos de las variables de diseño sob re el SOR.


4.2 CONSIDERACIONES EN LA IMPLEMENTACIÓN DE PROCESO SAGD EN YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO. El análisis las propiedades de yacimiento y factores de diseño que afectan al proceso S GD en yacimientos de crudo pesado presentado en este capítulo, muestra cómo las variables de mayor incidencia sobre el proceso son en su orden: viscosidad d l crudo, permeabilidad de la formación, e pesor del acuífero, profundidad del pozo productor y tasa de inyección de vapor. Bajo este orden de ideas, se llevó a cabo un análisis e incertidumbre cuyos resultados permiti ron relacionar las variables en mención. Obteniéndose como resultado las correlaciones graficas presentadas en las figu as 62 y 63. La figura 62, permite estimar para el rango de movilidad ptimo, en yacimientos que presenten acu fero de fondo con espesor menor al 15 del espesor total de la


Figura 62 Correlación para estimar el factor de recobro esp rado (hacuifero < 15%).


5. EVALUACIÓN DE ESCENARIO . Una vez se ha a quirido un conocimiento claro sobre l proceso y habiendo cono conocid cidoo los los punt puntoos claves claves para su repre represen sentac tación ión,, usando simulación numérica, se procedió a desarrollar la evaluación de la factibilidad de implementar SAGD en yaci acimientos de de cru cru o pesado pesado,, para para lo cual cual se usó el mode modello estático de un sector de un campo colombiano el cual fue seleccionado por umplir los criterios de screening para la i plementación del proceso y presentar onas influenciadas por la presencia de un acuífero. Se da inicio a este capítul capítuloo con una descr descripc ipción ión del del model modelo de simulación usado, posteriormente se prese resent ntaa un anál anális isis is del del efec efecto to del del acu acuífero sobre el proceso,


abla 19. Propiedades del Modelo de simul ción. PROPIED D

MINIMO

MAXIMO

PROMEDIO

Profundidad (Pies)

1900

2700

2000

Espesor (Pies)

60

180

120

Porosidad ( )

25

33

29.6

Saturación de A ua (%)

16

1

16

Permeabilidad (mD)

1174

50000

1400

Temperatura (°F)

145

Viscosidad (cp)

1500

Presión (p i)

1170

Gravedad API

12.5

F ente: Instituto ente: Instituto Colombiano del Petróleo (ICP). Tabl 20. Características generales del Grid de imulación. CARACTERISTICAS GENERALES


5.2 EVALUACIÓN DEL EFECTO DEL ACUIFERO SOBRE EL PROCESO SAGD. En el análisis del i pacto cto del acuí cuífer fero sobre bre el proces ceso S GD en yacimientos de crudo pesado se usó el modelo de simulación presentado en la sección anterior, sobre este se seleccionaron tres zonas de estudio de acuerdo al grado de afectación del acuí ero sobre éstas, como se muestra en la figura 65. El análisis se desarrolló en tres etapas: tapas: selecc selección ión de de la ubicació ubicaciónn del del pilot piloto, determinación de las vari variab able less de dise diseññ y análisis comparat comparativo ivo de los resultados resultados. Figura 65 Zonas 65 Zonas de Afectación del Acuife ro.


unos valores míni os (tabla 21) que son fijados por el in eniero de acuerdo con los criterios de sc eening y con el conocimiento que se tenga del proceso. La ubicación final sel ccionada para cada caso se muestra en la figura 66 y las restricciones de po o se presentan en la tabla 22. Tabla 21. Criterios Establecidos para Aplicar el Concept de Conectividad. PROPIEDAD

VALOR MINIM

Porosidad

25 %

Saturación de Aceite

80 %

Permeabilidad Horizontal

1000 mD

Relación Kv/Kh

0.1

Figura 66 Ubicación de los Pilotos.


Ta la 22. Constrains de los Pozos para el pilot SAGD. PARAMETRO

VALOR

S paración entre pozos inyector-productor

2500 pies

Distancia entre pozo productor-WOC

25 pies

Longitud Sección Horizontal

2000 pies

Tasa Inicial de Inyección

2500 Bls/dia

Diferencia de Presión entre el pozo inyector y el yacimient

400 Psi

En la figuras 67 y 68, se presenta una comparación de l s resultados obtenidos para cada uno d los pilotos implementados, nótese como el piloto que se encuentra a una distancia intermedia del acuífero es el que alcanza una mayor producción de aceite, seguido del que se encuentra n el área de mayor afectación. Esto se debe a que cuando la localización del ar SAGD es tal que el proceso se ve influenciado por la entrada de agua se tien n dos mecanismos de


horizontal es may r que para un pozo vertical, no resulta ía equitativo comparar SAGD con un solo pozo estimulado con vapor. Figura 67 roducción Acumulada de Aceite para los tre s Pilotos SAGD.

Fuente: Compute Modeling Group, (CMG), Steam, Thermal a nd advance Processes


Los resultados pa a los dos procesos estudiados se co paran en la tabla 24, donde se puede o servar cómo la inyección cíclica solo ar oja mejores resultados que SAGD en el área que no se ve afectada por el acuífer , lo cual se debe a que esta zona present las condiciones ideales para la estimulación con vapor. Por otra parte, a medida que la ubicación del piloto se acerca l acuífero, SAGD toma ventaja sobre el otro proceso, lo cual obedece a que el drenaje gravitacional no requiere grandes c ídas de presión y esto permite aprovec ar en mayor medida el efecto conjunto del calentamiento y el empuje de agua. in embargo, como se explicó anteriorme te, si se aplica SAGD en una zona que ya ha sido seriamente afectada por el a uífero, se presentan fenómenos de invasión de fluidos a la cámara, lo cual afecta considerablemente el proceso. Tabla 23. Restricciones de los Pozos para el piloto de Inyec ión Cíclica de Vapor. PÁRAMETROS

VALOR


Figura 69 Producción Acumulada de Aceite para los tr s Pilotos CSS.

Fuente: Compute Modeling Group, (CMG), Steam, Thermal a nd advance Processes Reservoir Simulation, STARS.


Las variables de iseño usadas en este piloto se seleccionaron por medio del módulo de optimiz ción de la herramienta CMOST de la c sa CMG usando como función objetivo el valor presente neto y se presentan en la tabla 25. Los resultados obtenid s se muestran en la figura 71. Una co paración con el piloto ubicado en el ár a de afectación media del acuífero e la sección anterior, muestra que en es a zona la producción acumulada de ac ite al mismo tiempo de evaluación (800.000 Barriles) no alcanza a ser un tercio de la obtenida en el caso anterior, aunque el CSOR sea mucho más bajo (cercan a 2.5). Por tanto, se puede concluir que el espesor de la formación favorece los resultados del proceso SAGD. Figura 70 Area Piloto de Menor Espeso .


Tabla 25. Parámetros de Diseño usados en el rea Piloto de Menor Espesor. PÁRAMETROS Diferencia de Presión entre el Pozo Inyector y la Presión de Form ción (psi) Tasa de Inyección (Bls/dia) Temperatura del Vapor Inyectado (ºF) Diferencia de Pre ión entre la Presión de Formación y el Pozo Pro uctor (psi) Calidad del vapor (%) Separación ntre el Pozo Productor y el fondo de la Formaci n (ft) Separación entre el Pozo Productor y el Inyector (ft)

VALOR 350 2500 450 150 65 22 11

Separación entre el Tope de la Formación y el Pozo Inyecto r (ft)

32

Fuente: Computer Modeling Group, (CMG), Modulo de Op timización CMOST. Figura 71 Resultados Obtenidos en el Area Piloto de

enor Espesor.


lejana al acuífero, puesto que al momento de desarrolla la implementación en campo se busca t ner el mayor control posible. La ubic ción de este piloto se presenta en la fi ura 72, aclarando que en este com en todos los casos anteriores, se refinó la zona del piloto para poder reflejar el comportamiento de la cámara de vapor. En la selección de las variables de diseño que mejores re ultados arrojan para el piloto final, se usó el módulo de optimización de la herramienta CMOST de CMG con los valores q e se presentan en la tabla 26, teniendo como variable de respuesta el valor resente neto (con los mismos valores a ociados que se usaron en el capitulo ante ior). Los cuatro mejores escenarios obt nidos se presentan en la tabla 27, con los cuales se alcanzó una ganancia cercana a los ciento diez millones de dólare en tres años de producción.


Tabla 26. Valores usados en el Proceso de Opti mización. PÁRAMETROS

VALORES

Diferencia de Presión entre el Pozo Inyector y la Formación (psi) Tasa de Inye ción (Bls/dia)

350

390

430

470

1000 1200 1400 16 0

Tasa de producción (Bls/dia) 2000 2200 Diferencia de Presión entre Formación 150 200 y Pozo Productor (psi) Separación Horizo tal entre Pilotos (ft) 124 Separación entre el Pozo Productor y el 11 28 fondo de la Formación (%) Separación entre el Tope de la 10 Formación y el ozo Inyector (%)

2400

510

1800

2600

2000 2800

250 326

2500 3000

300 658

39

550

998

50

26

60 32

Tabla 27. Mejores Escenarios de Producción O btenidos. VPN

Delta Pinj -

elta Pyto -

qinj

qprod

Separación Horizontal

Separación Separación T pe - Inyector Fondo- Productor


recordar que la distancia entre pares de pozos recomendada para SAGD en yacimientos de bit men es el triple del espesor de la for ación (450 pies, para este caso). Por t nto se puede hablar de un increme to en este parámetro cercano al 50% pa a crudos pesados móviles. En cuanto a la ubicación en profundidad de los pozos se puede apreciar que es necesario que el inyector se separe del tope de la for ación a una distancia cercana al 30% del espesor de la formación, para permitir l correcta formación de la cámara de vapo . Sin embargo, en la figura 73, vemos que la parte superior del yacimiento no está siendo barrido efectivamente, esto se debe a que estas zonas no presentan muy buenas propiedades de flujo. Por tanto, se puede decir que la selección óptima e la ubicación de los pozos se encuentra más ligada a la variación vertical e propiedades que a la separación en si del tope de la formación.


igura 73. Camaras de Vapor para el Piloto Final.

so

Fuente: Compute Modeling Group, (CMG), Steam, Thermal a nd Advance Processes Reservoir Simulation, STARS.

Fi ura 74. Graficas de Producción para el Pilot o Final.


Tabla 8. Criterios de Diseño para SAGD Convencional y Movil. PARAMET O

SAGD convencional

SA D móvil

Movilidad Optima (mD/cp)

< 0,1

0,5 – 0,8

Espesor (pi s)

> 50

> 70

Delta Pinj - Pyt (Psia)

< 250

3 0 - 400

Delta Pyto - Pprod (Psia)

< 100

<150

Separación Ho izontal /espesor

3

4,5 Con acuífero

Separación F ndoProductor ( )

Lo más cercano posible Sin acuífero

40% A menor separación mayor área barrida pero


6. GUI PARA EL DESARROLLO DE PROYE TOS SAGD. En este capítulo s presenta una guía para el desarrollo de proyectos SAGD que abarca desde la elección de yacimientos candidatos a la implementación del proceso hasta el diseño final del piloto para ser aplicado en el campo. La metodología planteada consta de tres etapas principales: s lección de yacimientos y zonas candidat s a la implementación del proceso, estimación inicial de resultados, y determinación de las variables de diseño. E el desarrollo de estas etapas se involuc an varias herramientas como son: screening de aplicación, modelamiento analítico, correlaciones y simulación numérica.

6.1. SELECCIÓN


cumple o no con los criterios establecidos si no que tambié arroja una explicación de los impediment s que podría tener la aplicación del pro eso, como se muestra en la figura 75. Tabla 29. Screening de Aplicación Plante do. PARAMETRO

RANGOS APLICACI N

Profundidad

< 4593 ft

Saturación Aceite

> 50 %

Porosidad Espesor Neto

> 25 % > 70 ft

Movilidad Espesor Capa Gas

< 0.75 mD/cp < 15 ft

Espesor Acuífero

< 32 %

Figura 5. Ejemplo del Screening para selección de Yacimientos.


El primer paso c nsiste en sectorizar el yacimiento po áreas que presenten similitud en sus p opiedades, posteriormente se deben eleccionar las que se consideren la mejor y peor localización para la aplicación del proceso (de acuerdo con screening bin rio). Una vez hecho esto se procede construir y correr dos modelos de simulación 2D con las propiedades de estas z nas. Para facilitar este paso, la herramie ta SE-SAGD tiene almacenados una serie de modelos de simulación base con las respectivas variables de diseño pa a cada caso (tabla 30), de tal forma que el usuario únicamente deba modifica las propiedades que considere necesarias. Una vez se tengan los resultado de la simulación, se deben cargar a la herramienta junto con las propiedades e las diferentes zonas que son objeto de studio. Tabla 30. Modelos de Simulación Base para la Selec ción de reas. MODEL

TIPO FLUIDO

HETEROGÉNEO

ACUÍFERO


Determinar para cada propiedad ( j ) de cada área (i ) un par metro normalizado (x ij ) definido como:

Donde: P ij = Valor de la propiedad j en el área i. P oj = Val r de la propiedad j en el área optima. P wj = Val r de la propiedad j en la peor área. Transformar el par metro lineal x ij en un parámetro exponencial Aij que varía entre 1 y 100 usando la iguiente ecuación:


Tabla 32. Pesos sugeridos para Yacimientos Heterogén eos con Acuífero. Parámetro Espesor Khsup Porosidad Kv /Kh Khinf Sw hacuifero /htotal

Peso 0,39 0,21 0,16 0,07 0,06 0,06 0,05

Darle importancia relativa a cada propiedad multiplicando el parámetro exponencial Aij por su respectivo peso w j

Est Estimar imar el pará paráme mett o de ranking para cada zona del yacimi nto:


Una vez estimado el potencial de aceite que se puede r cuperar, se procede a seleccionar las ár as ap aptas tas pa para aplica licarr el proceso ceso.. El mismo procedimiento es válido para estimar otros parámetros de interés como SOR o Wcut. 6.2. ESTIMACIÓN INICIAL DE RESULTADOS. Una vez seleccionadas las zonas potenciales para er desar desarrol rollad ladas as bajo bajo un esquema esquema d drenaje gravitacional asistido con vapor, se proc proced edee a hace hacerr una una esti estima maci ción ón ini ini ial de resultados. Esta etapa se puede ll var a cabo usando dos herramientas: modelos analíticos y/o correlaciones des rrolla rrolladas das a partir partir de exper experien iencia ciass d campo o simulación numé numéri rica ca,, hac hacien iendd clar laridad idad que que alguna unas de ell ellas están limi imitadas a yacimientos de alta viscosidad. 6.2.1. MODELAMI NTO ANALITICO. En la estimación i icial de resultados, se pueden usar mo elos elos anal analít ític icos os com comoo los los des desar arro rolla lladd s por Butler (básico,


Determinar el yacimi yacimient entoo análogo análogo al campo campo de estudio usando la herramienta EORS.



Cargar la rafica de producción del yacimiento nálogo al modulo de modelamien o analítico del software SE-SAGD.





Mediante lin alización de los datos se calcula el par metro C del yacimiento análogo (rutina incorporada en el software SE-SAGD).



Ingresar los datos de yacimiento y el parámetro C al software para obtener los resultad s est estim imad ados os,, ent entre re los los que que se encu encuen en ran el comportamiento de la la ta tasa d vapor con el tiempo (fig figura 76) y la posición de la cámara de vapor (figura 77).

Finalmente se acl ra que el uso de los modelos analíticos no es recomendable si


Figura 77. Posi ión de la Camara de Vapor estimada por M delamiento Analitico.

Fuente: Softw re Especializado para el proceso SAGD (S -SAGD), Grupo de Investigación Recobro Mejorado.


Estas correlacione permiten obtener un estimativo del fa tor de recobro y de la relación acumulad vapor inyectado aceite producido, ingresando datos como: potencial de aceite (porosidad * saturación de aceite), productividad o capacidad del yacimiento, mo ilidad y transmisibilidad. 6.3. DETERMINACI N DE VARIABLES DE DISE O. Si los resultados estimados prelimi armente para el proceso SAGD res ltan satisfactorios, se recomienda dar continuidad al proyecto, haciendo una evaluación más profunda mediante el uso e simulación numérica y herramienta de optimización, que permitan determin r las variables de diseño que mejor resultado ofrezcan en el desarrollo del proc so. Bajo este orden de ideas y partiendo del hecho que c n la aplicación de los procedimientos planteados en las secciones anteriores s llega a determinar la


Luego de ubicar los pozos, se procede a asignarle las restricciones de operación: tasas y presiones de inyección/producción, las cuales inicialmente serán las mismas que fuero aplicadas en el campo análogo (el cual fue determinado en la sección 6.2.1.). Ahora procedemo a optimizar las variables ingresada con el apoyo de la herramienta CMO T (Computer Assisted History Matc ing, Optimization and Uncertainty ASses ment Tool) de CMG, la cual necesita que se le ingresen los posibles valores q e puedan tomar las variables de diseñ en estudio, así como una función a optimizar que puede ser el factor de rec bro, la relación vapor inyectado aceite p oducido o en este caso el valor presente neto. Se considera que el uso de esta última función es el más recomendad , puesto que relaciona las tres variables ás importantes en el desarrollo del proceso: producción de aceite, producción de agua e inyección de vapor. Además e relacionar el entorno


los histogramas ara cada parámetro (figura 79), los cuales describen la frecuencia de utili ación del valor de cada parámetro de operación durante las corridas de simula ión. Tabla 33. atriz de Influencia sugerida para el Proceso de Optimización. Homogéneo sin Homogéneo con Heterogéneo in Heterogéneo con A uífero Acuífero Acuífero Acuífero Parámetro Oil W ter Steam Oil Water Steam Oil Water St am Oil Water Steam Pprod qprod qin Pinj Profinj Profprod

1,0 0,8 0,5 0,3 0,3 0,3

1,0 1,0 1,0 0,5 0,3 0,8

0,3 0,5 1,0 0,3 0,3 1,0

1,0 0,8 0,5 0,3 0,3 0,5

0,3 0,5 1,0 0,3 0,3 0,8

0,3 0,5 1,0 0,3 0,3 0,8

0,8 0,5 1,0 0,3 0,3 0,5

0,5 0,3 1,0 0,3 0,3 0,3

0,5 0,5 1,0 0,3 0,3 0,3

Figura 78. Dispersión de la Función Objeti vo.

��

0,3 0,3 1,0 0,3 0,3 0,3

0,3 0,3 1,0 0,3 0,3 0,8


determinar así, si realmente es rentable para la empresa la implementación del proyecto. Figura 79. Histogramas de Frecuencia.


CONCLUSIONES

Parámetros como la viscosidad del crudo, permeabilidad de la formación, tasa de inyección de vapor, presión de producción y ubicación del pozo productor son los factores de mayor impacto sobre el proceso SAGD. Un aumento en el espesor de la formación tiene un efec o retardante sobre los resultados del proceso SAGD, puesto que le toma al vapor una mayor cantidad de tiempo el formar la cámara y alcanzar el tope de la formaci n. El rango óptimo d movilidad para aplicar el proceso SAGD en yacimientos de crudo pesado se e cuentra entre 0.55 y 0.75 mD/cp.


RECOMENDACIONES

Desarrollar un est dio para para determi determinar nar las las condici condicione oness d diseño de la fase de inicialización en yacimientos de crudo pesado, usando complementos del paquete de simulación STARS como Dual Flex, SM-Well u otros sim ulares. Eva Evaluar luar la fact factib ibililid idad de impleme implementa ntarr el proceso proceso SAGD SAGD e yacimientos de crudo pesa pesado do varia variand ndoo l configuración original de pozo, con l fin de determinar el mejor esquema de desarrollo bajo estas condiciones. Evaluar la factibili ad de desar desarrol rollar lar el el campo campo en estudi estudi bajo un esquema de desarrollo que involucre la implementación secuencial de diferentes tecnologías


BIBLIOGRAFÍA

ACTERB ACTE RBER ERG G F. F. P., CH CHU UNG C. F., F., FAB FABRI RI A.G A.G., KE KELL LLY Y A.M., & SPRINGER J.D. Geomathematical Eval Evalua uatition on of Copp Copper er and and Zin Zincc Pot Poten ential of the Abiti Area. Ontar ntario io and and Que Quebe bec; Geological Survey of Canada. 1972. AHMED & Mc. KINN NNEY EY.. Adv Advan ance cedd Res Reser ervo voir ir Engi Engine neer eriing. ELSEVIER. ISBN13:978-0-7506-7733-2. Oxford, Inglaterra. 2005. ALBAHANI M. & ABADAGLI T. A Critical Review of the tatus of SAGD: Where Are Are We and and What What is Next? SPE 113283. 2008.


CASTRO L. Feasi ility of SAGD implementation, C sand, Morichal-01 reservoir, Jobo-02 field. Loui iana. SPE, 2001. CHAKRA CHAK RABA BART RTY Y C., RENARD G., FOSSEY J.P., GADELL C.; “SAGD Process in the East Senlac ield: From Reservoir Characterization to Field Application”; UNIITAR UN TAR Con Confe fere rennce; Beijing, China, 1998. CHUNG K. H. & BUTLER R. M.. In Situ Emulsification y the Condensation of Steam in Contact ith Bitu itumen men. JCPT 8989-01-0 01-044. Albe lberta, Canada. 1989. CLARK B. Heavy Oil, Extra-Heavy Oil and Bitumen Unconventional Oil. NPC Global Oil and Gas Study. Julio 18-2007. COLIN C. CARD & JOSEPH S. W OO; Petroleum Review database; Megaprojects;


DUSSEAULT M. ydrocarbon from Non-Conventional So rcer: Heavy and Extra Heavy Oil. Canada: Waterloo University. Cap 2.1. EDMUNDS N. R. & GITTINS S. D.. Effective Application of Steam Assisted Gravity Drainage o Bitumen to Long Horizontal Well Pairs. JCPT 93-06-05, 1993. EDMUNDS N.R. & SUGGETT J.C.. Design of a commercial SAGD heavy oil project. SPE 3027 , 1995. EDMUNDS N.R. O the Difficult Birth of SAGD. JCP Vol. 3 No. 1. Canadá. 1999. FAROUQ ALI. M todos de Recobro. Maestría en Hidr carburos. Universidad Industrial de Santa der. Bucaramanga, Colombia. 2007.


LAW, NASR & G OD. Lab Scale Numerical Simulation o SAGD Process in the Presence of Top hief Zones: A mechanistic study. JCPT Vol. 42. No. 3. Marzo 2003. MARDESEN & MAO. Stability of Concentrated Crude oil in Water Emulsions as a Function of Shear Rate, Temperature and Oil Concentration. JCPT Vol. 16 No. 2. Abril – Junio 1977. Mc. LENNAN. Permeability Modeling for the SAGD Process using Minimodels. SPE 103083. 2006.. MENDOZA H., FI OL J. & BUTLER R.M. SAGD, Pilot Test in Venezuela; SPE 53687.


RIVAS O., EMBI S., & BOLIVAR F. Ranking Reserv irs for CO2 Flooding Processes. SPE 2 641. 1992. SHANQUIANG & AKER. Optimizing Horizontal Well Steam Stimulation Strategy for Heavy Oil Development. SPE 104520. 2006. SHIN. A Reservoir Economic Indicator to Evaluate a SA d Project. CIPC 2008072. Canada, Juni 14-18 de 2008. SHIN & POLIKAR. Optimizing the SAGD Process in Thr e Major Canadian Oil Sands Areas. SPE 95754. 2005. SINGHAL, Y. ITO, M. KASRAIE. Screening and Design Criteria for Steam Assisted Gravity Drainage ( AGD) Projects.SPE 50410, 1998.


ANEXO A. C NCEPTOS BASICOS EN EL DISEÑO EXPERIMENTAL

Diagrama de Par to: Representación estandarizada de los efectos, constituyen una manera prácti a de ver cuales efectos son los más grandes en cuanto a su magnitud. El pareto representa la realidad observada de los efectos de manera descriptiva sin co siderar supuestos distribucionales. M chas veces con este análisis se logran etectar los efectos significativos en un iseño experimental. La figura A.1 muestra un ejemplo de este tipo de diagramas. Figura A.1. Diagramas de pareto


Diseño Factorial K. Diseño que estudia K factores con 2 niveles cada uno, y donde se evalúan los 2k posibles tratamientos. Los factoriales 2k completos son útiles cuando 2≤K 5, rango en el cual su tamaño se encuentra entre cuatro y 32 tratamientos, canti ad manejable en muchas situaciones experimentales. Si el número es mayor ue cinco se recomienda utilizar un diseño factorial fraccionado 2k-p. En general, lo factoriales en dos niveles bien sean co pletos o fraccionados, constituyen el con unto de diseños de mayor aplicabilidad. Esto permite atacar todo tipo de proble a y proceso de manera eficiente. Con n diseño 22 se estudia el efecto de dos f ctores considerando dos niveles en ca a uno, a continuación vemos una repre entación de estos factores donde el diseño factorial 22 se representa geom tricamente por los vértices del cua rado y cada vértice representa un punt de diseño o tratamiento.


Factor: Son variables de proceso que se pueden fijar en u punto o en un nivel de operación y constit yen el objeto de estudio. Matriz Experimental: Es el arreglo formado por las dif rentes condiciones de proceso que serán corridas, incluyendo las repeticiones. Notación Experi ental. En la tabla A.1 se muestran iferentes maneras de escribir los cuatro t atamientos que conforman el diseño factorial 22

Tabla A.1. Notación Experimental para diseños actoriales 22 Tratamiento

A

B

A B

A B

A B

A B

A B

Notación de yates

1

Bajo

Bajo

A1 B1

A- B-

Alto

Bajo

A2 B2

A+ B

- -

0 0

-1 -1

(1)

Tesis Erika Trigos

Recommend Documents