República Bolivariana De VenezuelaMinisterio Del Poder Popular Para La Defensa

Universidad Experimental Politécnico

De La Fuerza Armadas Nacionales Núcleo Barinas (U.N.E.F.A)

Integrantes:Valera OsminaBelandria Nelson Martinez Yendrith Monsalve SolangelLinares Eduardo

Sección “P85”Ingeniería de petróleo

Barinas, Enero del 2011

Steam Assisted Gravity Drainage

Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor

(SAGD) Profesora: Ing. Ibonne Mejias

Es una tecnología de recuperación mejorada de petróleo para la producción de crudo pesado, extra pesados y bitumen.

El método SAGD; esta técnica que logra un recobro de 60% a 70% del Petróleo Original En Sitio (POES). Esta característica lo hace muy atractivo desde el punto de vista económico ya que otras técnicas de recuperación térmica al ser aplicadas al mismo tipo de yacimiento logran un recobro promedio del 18%. Se basa fundamentalmente en la inyección continua de vapor saturado, es una forma avanzada de la estimulación de vapor en la que un par de pozos horizontales en lugar de verticales se perforan en el reservorio, donde uno de ellos se encuentra a unos pocos metros por encima del otro. Vapor a baja presión Los operadores inyectan vapor continuamente en el pozo superior el vapor sube en el yacimiento para calentar el petróleo y así reducir su viscosidad del crudo, el cual luego fluye por gravedad hacia el pozo de producción horizontal inferior permitiendo de esta forma que el petróleo drene por gravedad hacia el pozo productor que se encuentra abajo donde será bombeado en donde es necesario obtener y mantener las condiciones de equilibrio en presión, temperatura y flujo tanto en el pozo inyector como productor.

Introducción

Antecedentes y Desarrollo

Del Proceso SAGD La idea de drenaje por gravedad fue concebido originalmente por el Dr. Roger Butler, un ingeniero del Imperial Oil en el año 1969. Pero no fue hasta 1975 cuando el Imperial Oil lo transfirió a Calgary, Alberta, al frente de una importante investigación acerca de este proyecto. Puso a prueba el concepto en un piloto en Cold Lake, que aparece como uno de los primeros pozos horizontales en la industria, con inyectores verticales. A partir de ser considerado ineficiente por el Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA) en los 80, se dio lugar a la primer prueba de pozos dobles horizontales SAGD,  en el Underground Test Facility (UTF) en las Oil Sands de Athabasca, donde se probó la factibilidad del concepto. Los primeros pozos SAGD realizados en el UTF fueron perforados horizontalmente desde un túnel en la piedra caliza, accediendo desde el tunel vertical de una mina. El concepto coincidió con el desarrollo de técnicas de perforación direccional que permitió a las empresas de perforación, realizar pozos horizontales con precisión, mas baratos y eficientes.

El proceso SAGD comienza con una etapa de precalentamiento que consiste en la inyección de vapor conjuntamente por el pozo inyector y productor, acción que permite el establecimiento de intercambio calórico entre ambos pozos (Butler y Stephens, 1980; Butler, 1991). Una vez terminado el precalentamiento se continúa con la inyección de vapor solamente por el pozo inyector. Se aprecia un corte longitudinal que muestra la configuración y comportamiento para un yacimiento homogéneo.

El calentamiento del petróleo por medio del vapor ocasiona una reducción en su viscosidad cinemática facilitándose de esta forma que el crudo fluya a través de la interface vapor-arena bituminosa por diferencia de densidades (Drenaje Gravitacional) hacia el pozo productor; es decir, el movimiento del petróleo hacia el pozo productor es causado por la fuerza de la gravedad y la geometría de una zona saturada de vapor (Cámara de vapor) de forma tal que el crudo se desplaza casi paralelo a la interface formada por la frontera de la cámara de vapor que incrementa sus dimensiones de manera continua. De esta forma, el petróleo y los condensados que se depositan en la parte más baja de la cámara de vapor son removidos continuamente a través del pozo productor gracias a la alta presión existente en la cámara de vapor (Butler, 1991). Se aprecia un corte transversal que muestra el comportamiento para un yacimiento homogéneo.

El método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) funciona para los petróleos extrapesados. Se perfora un par de pozos horizontales paralelos, situándose un pozo unos 5 a 7 m [16 a 23 pies] por encima del otro. El vapor inyectado en el pozo superior calienta el petróleo pesado, reduciendo su viscosidad. La gravedad hace que el petróleo movilizado fluya en sentido descendente, hacia el productor horizontal inferior. La comunicación inicial se establece entre el inyector y el productor mediante inyección de vapor, vapor cíclico o inyección de solvente. El factor de recuperación estimado para este método oscila entre 50 y 70%.12 No obstante, la estratificación de la formación puede incidir significativamente en la recuperación SAGD.13 El método SAGD se utiliza en muchos campos de Canadá, incluyendo los campos Christina Lake y MacKay River.

La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos. Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado. El petróleo pesado se define como petróleo con 22.3°API o menor densidad. Los petróleos de 10°API o menor densidad se conocen como extra-pesados, ultra-pesados o superpesados porque son más densos que el agua. Comparativamente, los petróleos convencionales, tales como el crudo Brent o West Texas Intermédiate, poseen densidades que oscilan entre 38° y 40°API.

Esta tecnología está siendo ahora explotada debido a precios del petróleo crecientes. Mientras que los métodos que perforaban tradicionales eran frecuentes para arriba hasta los años 90, los altos precios crudos del siglo XXI están animando a métodos más poco convencionales (tales como SAGD) que extraigan el petróleo crudo. Las arenas canadienses del aceite tienen muchos proyectos de SAGD en marcha, puesto que esta región es hogar de uno de los depósitos más grandes del betún en el mundo (Canadá y Venezuela tenga los depósitos más grandes del mundo). El SAGD de proceso permitió Energía de Alberta y tablero de las utilidades para aumentar su probado reservas del aceite a 179 mil millones barriles, que levantaron las reservas del aceite de Canadá al segundo lo más arriba posible en el mundo después La Arabia Saudita y reservas norteamericanas aproximadamente cuadruplicadas del aceite.

Usos actuales Del Proceso SAGD

En los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente para incrementar la producción. Dado que la inyección de vapor sólo produce una recuperación promedio de 30%, PDVSA empezó a utilizar SAGD hace cinco años, según McGee. Tres pares de pozos en Petróleo tierra con SAGD cerca de Tijuana están recuperando actualmente 40% de un yacimiento que en algún momento no produjo más de 18%. Pero McGee señala que la generación e inyección de vapor es extremadamente costosa.

En Venezuela PDVSA Empezó a Utilizar Proceso

SAGD

La necesidad de incrementar la producción de crudos a corto y mediano plazo en yacimientos altamente complejos, heterogéneos y en avanzado estado de agotamiento, así como los continuos incrementos de los costos de producción e inversiones asociadas a los planes de explotación han llevado a realizar estudios de caracterización de yacimientos que indican la existencia de una gran cantidad de reservas no contabilizadas en los libros oficiales cuyo desarrollo requiere de una estrategia diferente de explotación con el objeto de incrementar y optimizar las tasas de producción y recobro final de los mismos. Esta necesidad es la principal fuente motora en la búsqueda de nuevas tecnologías que incrementen el levantamiento de los fluidos del yacimiento a la superficie, las cuales son y seguirán siendo un reto importante en el negocio petrolero. Entre estas tecnologías emergentes se encuentra el método SAGD (Butler y otros, 1981; Joshi and Threlkeld 1984), siglas en idioma Inglés que indican “Steam Assisted Gravity Drainage process” o “Proceso de drenaje gravitatorio asistido por vapor”, la cual es una técnica que logra incrementar de 60% a 70% el recobro de petróleo pesado y extra pesado original en sitio (POES). Esta característica le confiere un tremendo potencial económico ya que permite el aprovechamiento a gran escala de los depósitos de crudos pesados que han sido detectados hasta la fecha. Es de hacerse notar que otras técnicas de recuperación térmica sólo han proporcionado un recobro de 24% en el mejor de los casos.

Consiste simplemente en perforar en la formación, dos pozos horizontales paralelos, uno inyector de vapor superior y otro productor de petróleo inferior. Por efecto de la Inyección de Vapor, se forma una cámara de vapor a lo largo del pozo inyector, generando un aumento de la temperatura del yacimiento y los fluidos, proporcionando así una disminución de la viscosidad, donde uno de ellos se encuentra entre 4 a 6 metros por encima del otro.

En el pozo superior se inyecta vapor y en el pozo de abajo se acumula el petróleo caliente que drenó desde la formación productiva, junto con el agua de la condensación del vapor inyectado. La base del proceso es que al inyectar el vapor se forma una  "cámara de vapor" que crece a lo alto de la vertical y horizontalmente en la formación. El calor del vapor reduce la viscosidad del crudo pesado, lo cual permite que fluya hacia la parte inferior del pozo.

Descripción Del Proceso SAGD

 El vapor y los gases, ascienden debido a su baja densidad en comparación con el crudo pesado, asegurando que el vapor no sea producido en el pozo inferior. Los gases liberados, que incluyen el metano, el dióxido de carbono, y por lo general algunos de sulfuro de hidrógeno, tienden a aumentar en la cámara de vapor, llenando el espacio vacío dejado por el petróleo y, hasta cierto punto, forman una manta aislante de calor por encima de la de vapor. 

El flujo del petróleo y el agua van en contracorriente, impulsado por la gravedad de drenaje en la parte inferior del pozo. El agua condensada y el petróleo crudo son recuperados a la superficie por medio de algún sistema de levantamiento artificial como puede ser el sistema de cavidades progresivas (PCP) el cual tiene una excelente performance para el desplazamiento de fluidos de viscosidad con sólidos en suspensión. La operación del pozo inyector y productor, a una presión aproximada a la del reservorio elimina los problemas de inestabilidad que afectan a todos los procesos de alta presión de vapor, por lo que a partir del SAGD se puede producir entre el 70% al 80% del “oil in place” en reservorios adecuados. El proceso es relativamente insensible a las vetas de pizarras u otros obstáculos verticales, ya que como la roca se calienta, la expansión térmica diferencial hace que se formen fracturas, permitiendo a que el vapor y el líquido fluyan a través de ellas. Esto permite que las tasas de recobro superen los valores antes mencionados en muchas oportunidades. Térmicamente, el SAGD es dos veces más eficaz que la estimulación cíclica de vapor (CSS), resultando también en menor cantidad de pozos.

Los pozos emplazados en yacimientos de petróleo pesado plantean una diversidad de complejidades relacionadas con su construcción y terminación. Tales complejidades incluyen la perforación de pozos estables en formaciones débiles, el emplazamiento preciso de pozos horizontales, el diseño de sistemas tubulares y cementaciones duraderas para pozos que experimentan temperaturas extremas y la instalación de equipos de control de la producción de arena, terminación de pozos y levantamiento artificial que deben operar en forma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.

Todas estas operaciones se ven beneficiadas con la adopción de un enfoque de ingeniería integrado que puede basarse en la experiencia global para proveer soluciones a los nuevos problemas asociados con el petróleo pesado. Los pozos que experimentan variaciones de temperatura extremas, tales como en los proyectos SAGD, requieren equipos de terminación especiales de alto desempeño. Las temperaturas elevadas y la variación de la temperatura pueden hacer que los elastómeros comunes fallen. Esto se traduce en sellos rotos, que dejan escapar la presión y los fluidos por la tubería de revestimiento, incrementando la posibilidad de corrosión de la misma y reduciendo la eficiencia de las operaciones de inyección de vapor. Recientemente, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron sistemas no elastoméricos capaces de operar con temperaturas cicladas de hasta 343°C [650°F] y con presiones de hasta 21 MPa [3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen la integridad de la presión, permitiendo al mismo tiempo el despliegue de equipos de monitoreo y control de yacimientos; Los colgadores termales para tuberías de revestimiento cortas, de alta temperatura.

Construcción y Terminación De pozos

Los pozos SAGD necesitan equipos de fondo con márgenes de temperatura elevados. Estos pozos requieren altas tasas de incremento, control de la proximidad entre el inyector y el productor, cementación flexible, control de la producción de arena, y colgadores para tuberías de revestimiento cortas, empacadores y equipos de levantamiento artificial capaces de operar a temperaturas que pueden superar los 280°C (536°F).

La generación de vapor representa aproximadamente el 75% del costo de operación de un pozo donde se aplica el método SAGD. Reducir la relación vapor-petróleo (SOR), manteniendo al mismo tiempo el régimen de producción, es clave para mejorar la rentabilidad de la operación. La reducción del consumo de solvente se traduce en un ahorro del costo energético, disminuye el volumen de agua producida y los costos de tratamiento, y reduce las emisiones de CO2. Un componente importante del esfuerzo para reducir la relación SOR es el sistema de bombeo eléctrico sumergible de alta temperatura REDA Hotline 550, regulado para operar en forma continua a una temperatura de motor interna de hasta 288°C [550°F] o a una temperatura de fondo de pozo de 216°C [420°F]. Su aislamiento termoplásico para el bobinado del motor, de alta temperatura, fue desarrollado inicialmente y patentado para pozos geotermales y pozos bajo inyección de vapor. El sistema completo está diseñado para compensar las tasas de expansión y contracción variables de los diferentes materiales utilizados en el diseño de la bomba. La utilización de un sistema ESP permite que el yacimiento sea explotado a una presión que es independiente de la presión en boca de pozo o la presión del separador, lo que mejora la calidad del vapor que puede inyectarse. Esto permite reducir la relación SOR en un 10 a un 25%, generando un ahorro de aproximadamente US$ 1.00 por barril de petróleo producido. Además, el sistema ESP Hotline 550 posee excelentes estadísticas de confiabilidad; siendo la instalación más larga en funcionamiento, ha estado operando durante 844 días. El sistema ESP Hotline 550 es utilizado por numerosos operadores canadienses, incluyendo Encana, Suncor, ConocoPhillips, Nexen, Total, Husky y Blackrock.

VENTAJAS DEL PROCESO DE DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDA POR VAPOR

El vapor asciende continuamente y crece en sentido horizontal permitiendo drenar el petróleo de un área bastante grande (aunque los pozos inyector y productor están bastante cerca en la dirección horizontal).El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción.

Desventajas DEL PROCESO DE DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDA POR VAPOR

proceso de SAGD no está enteramente sin desventajas sin embargo; requiere cantidades pequeñas de agua dulce y de agua grande que reciclan instalaciones y gas natural o electricidad con carbón barata para crear el vapor. Confiando en drenaje de la gravedad, también requiere depósitos comparativamente gruesos y homogéneos.Diversos procesos todavía se están desarrollando. Los procesos derivados se están desarrollando incluyendo SAGP y ES-SAGD en los cuales el gas no condensable/condensable se mezcle con el vapor

PREDICCIÓN TEÓRICA DE LA TASA EN EL PROCESO DE SAGDConducción de calor en la dirección normal de la inter-fase.la tasa de calor depende de:conductividad térmica del yacimiento de su densidad y calor especifico.Tasa de avance de la inter-fase.La velocidad de avance es U

Su Aplicabilidad principal es para yacimientos de crudo pesado, los cuales son generalmente someros (poco consolidados), se debe tener mucho cuidado a la hora de perforar estos pozos. En base a la información obtenida, tanto de pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizó un análisis estadístico de los parámetros que tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de petróleo y se determinó un modelo de yacimiento ideal para la aplicación de SAGD, encontrándose que las propiedades recomendadas son coherentes con los proyectos efectuados hasta el momento.•Espesor de arena neta petrolífera > 50 Pies• Relación Kv/Kh > 0,8 • Gravedad API < 15º• Permeabilidad (k) > 2 Darcy • Porosidad (f) > 30 %• Presión > 200 Psi• Saturación de Petróleo (So) > 50 %• Continuidad Lateral < 1500 Pies

Criterio De Selección Del proceso SAGD

En base al estudio estadístico realizado, tomando en cuenta las propiedades promedio más importantes de los proyectos pilotos se presenta el siguiente escenario aceptable para el éxito.

Modelo de Yacimiento propuesto para aplicación exitosa de SAGD.

Yacimiento Modelo Para La Aplicación Del proceso SAGD

Saturación inicial de Petróleo:

Al tener mayor saturación inicial de petróleo, mayor es el recobro final del mismo, menor energía es perdida por calentamiento del agua que satura inicialmente la formación, de la misma forma que el agua es un buen medio para transferir calor por su alto calor especifico, también es un medio para quitar el calor latente del vapor.

Permeabilidad:Se recomienda una permeabilidad horizontal de 5.6 D, con una

variación vertical de permeabilidad vertical, lo cual favorece el desarrollo lateral de la cámara de vapor, y adicionalmente disminuye el tiempo en el cual ésta llega al tope del yacimiento, momento a partir del cual comienzan las pérdidas de calor a la sobrecarga (overburden), hay que recordar que muchas variantes de SAGD busca disminuir estas pérdidas.

Las condiciones encontradas en Venezuela son diferentes a las de Canadá, la movilidad inicial de los fluidos dentro de yacimiento no hace necesario precalentamiento para dar inicio al proceso de SAGD, por lo cual debe estudiarse el impacto que tiene la separación en el desarrollo de la cámara de vapor y en el recobro final en vez de la de dar movilidad a los fluidos entre ellos por calentamiento.

Separación Vertical entre los

Pozos:

Espesor de Arena:

Se sugiere un espesor de arena igual a 20 m, se observa que esta propiedad presenta una desviación estándar de 6.130, por lo cual no deben hacerse una generalización en el espesor, aunque espesores delgados generan mayores pérdidas de calor al aplicar el proceso, y a mayor espesor mayor es la eficiencia térmica y la vida productiva del proceso.

Identificar las propiedades de yacimiento encontradas en localizaciones donde se ha aplicado SAGD exitosamente es solo una parte y no asegura por si misma el éxito del proyecto. Un correcto diseño operacional es igualmente importante en el éxito del proyecto, se toma como ejemplo el proyecto de SAGD realizado en Liaohe China , el cual fue suspendido debido a:

capacidad de levantamiento insuficiente del sistema de gas lift. dificultades en

la comunicación entre el pozo inyector y el productor debido al espaciamiento entre el los mismos.

SAGD INYECCIÓN CONVENCIONAL DE VAPOR

POZOS HORIZONTALES POZOS VERTICALES

Desplazamiento del vapor en dirección vertical y horizontal; luego se producen los fluidos por gravedad.

Desplazamiento del vapor en dirección horizontal los condesados se mezclan con el petróleo frio adelante del frente de condensación (el petróleo desplazado por el vapor se enfría y es dificultoso desplazarlo hacia el pozo de producción.)

No ocurre rebasamiento de vapor inyectado.

Rebasamiento (override) del vapor inyectado

Tasa de producción del orden de 0,3 B/PIES

Tasa de producción es relativamente baja

Diferencias con: