Nuevas Tecnologías Aplicadas a SAGD para Mejorar la Recuperación de hidrocarburos

5/19/2018 Nuevas Tecnologas Aplicadas a SAGD para Mejorar la Recuperacin de hidrocarburos

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UNIVERSIDAD NACIONAL

AUTNOMA DE MXICO

FACULTAD DE INGENIERA

DIVISIN DE INGENIERA EN CIENCIAS DE LA TIERRA

NUEVAS TECNOLOGAS APLICADAS A SAGD

PARA MEJORAR LA RECUPERACIN DEHIDROCARBUROS

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:

DORADOR RODRGUEZ ELMA ROSA.

GONZLEZ GUTIRREZ INGRID PATRICIA.

DIRECTOR DE TESIS:M.I. FELIPE DE JESS LUCERO ARANDA.

CIUDAD UNIVERSITARIA, MXICO D.F. SEPTIEMBRE DE 2014


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Nuevas Tecnologas Aplicadas a SAGD para Mejorar la Recuperacin de Hidrocarburos.

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Dedicatoria

A mis padres, David y Elma, cimientos y columnas de mi vida.Qui onques rien n'enprist riens n'achieva.

Elma

A quienes jams encontrar la forma de agradecer su apoyo, comprensin

y confianza, mis logros son tambin de ustedes.

Si queris conocer a un hombre, revestidle de un gran poder. El poder

no corrompe, desenmascara.

Ptaco de Mitilene

Ingrid Pgg


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Agradecimientos

Al M.I. Felipe de Jess Lucero Aranda, por su dedicacin, tiempo y atencin en

la direccin de este trabajo.

A nuestros sinodales, el Ing. Mario Becerra Zepeda, Ing. Javier Arellano Gil, Dr.

Rafael Herrera Gmez y al Ing. Jos Agustn Velasco Esquivel, por sus

observaciones y colaboracin en la revisin de este trabajo.

A nuestra alma mter, la Facultad de Ingeniera, quien durante estos aos nos

brind una educacin incomparable y gratuita, y a quien le debemos tanto. Anuestra gran universidad, la Universidad de Mxico, la UNAM, quien nos abri

sus puertas y un sinfn de oportunidades y que contar con nuestro eterno

agradecimiento y retribucin, al igual que la FI.

A todas las personas que fueron parte de este proceso.

Gracias a todos.

Elma Ingrid


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CONTENIDO

INTRODUCCIN ................................................................................................................................................1

Lista de tablas y figuras. ..............................................................................................................................6

CAPTULO 1. ASPECTOS GENERALES DE SAGD. ..............................................................................................7

1.1. Concepto ...............................................................................................................................................8

1.2. Reservas ................................................................................................................................................9

1.3. Crudo Pesado y Extrapesado ..............................................................................................................10

1.4. Bitumen ...............................................................................................................................................12

1.5. Arenas Bituminosas ............................................................................................................................13

1.6. Aspectos Geolgicos para la Aplicacin de SAGD .............................................................................14

1.7. Aspectos Geolgicos que Afectan a la Cmara de Vapor ..................................................................16

1.7.1. Espesor de la Arena .....................................................................................................................16

1.7.2. Casquete de Gas ..........................................................................................................................16

1.7.3. Acuferos ......................................................................................................................................17

1.7.4. Capa Impermeable ......................................................................................................................17

1.7.5. Heterogeneidades en la Formacin ............................................................................................17

1.7.6. Echado de la Formacin ..............................................................................................................18

1.8. Rangos de Aplicabilidad .....................................................................................................................18

1.9. Aplicaciones Especiales ......................................................................................................................20

1.9.1. Yacimientos Fracturados .............................................................................................................20

1.9.2. Yacimientos sin Capa Impermeable y Acufero Inferior .............................................................21

1.9.3. Yacimientos Casquete de Gas .....................................................................................................21

1.10. Proceso SAGD ...................................................................................................................................21

1.11. Mecanismos de Operacin ...............................................................................................................22

1.11.1. Fase de Arranque .......................................................................................................................22

1.11.2. Fase de Crecimiento ..................................................................................................................23

1.11.3. Cmara de Vapor .......................................................................................................................23

1.11.4. Control de la Trampa de Vapor .................................................................................................26

1.11.5. Relacin Vapor-Aceite ...............................................................................................................26

1.12. Caractersticas del Proceso SAGD ....................................................................................................27


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1.13. Diseo Tpico de los Pozos................................................................................................................ 28

1.13.1 Control de Arena ........................................................................................................................29

1.14. Instalaciones Superficiales ...............................................................................................................29

1.14.1. Remocin de Crudo ...................................................................................................................30

1.14.2. Tanques de Almacenamiento para Dilbit .................................................................................30

1.14.3. Enfriamiento y Separacin ........................................................................................................30

1.14.4. Remocin del Agua ....................................................................................................................31

1.14.5. Tratamiento de Agua .................................................................................................................31

1.14.6. Peras de Pozos ...........................................................................................................................31

1.14.7. Lneas de Flujo ...........................................................................................................................31

1.15. Operaciones de Produccin y Control ..............................................................................................33

1.16. Ventajas y Desventajas del Proceso .................................................................................................341.16.1. Ventajas Tcnicas ......................................................................................................................34

1.16.2. Ventajas Econmicas .................................................................................................................36

1.16.3. Ventajas Ambientales ...............................................................................................................36

1.16.4. Desventajas y Limitaciones .......................................................................................................36

1.17. Rendimiento y Desafos ....................................................................................................................37

1.17.1. Prediccin Terica de la Produccin de Aceite .........................................................................38

1.17.2. Condiciones Tpicas de Operacin ............................................................................................39

Lista de tablas y figuras. ............................................................................................................................40

CAPTULO 2. TECNOLOGAS DE MEJORAMIENTO DE SAGD. ........................................................................42

2.1. Operaciones SAGD a Baja Presin (LPSAGD) .....................................................................................43

2.1.1. Control de la Trampa de Vapor ...................................................................................................45

2.1.2. Sistemas Artificiales en SAGD .....................................................................................................45

2.1.3. Bombeo Neumtico .....................................................................................................................46

2.1.4. Bombas de Fondo ........................................................................................................................47

2.1.5. Sistema de Levantamiento de Dos Etapas, ELift ........................................................................492.1.6. Bombas Hidrulicas de Gas .........................................................................................................51

2.1.7. Comparacin Entre SAGD a Baja Presin y a Alta Presin .........................................................54

2.2. Bombas Electrocentrfugas Para Alta Temperatura ..........................................................................55

2.2.1. Temperaturas de Operacin Extremas .......................................................................................57

2.2.2. Cambios de Temperatura ............................................................................................................57


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2.2.3. Corrosin y Abrasin ...................................................................................................................58

2.2.4. Eliminacin del Gas .....................................................................................................................58

2.2.5 Bombas REDA ...............................................................................................................................58

2.2.6. Nueva Tecnologa de Alta Temperatura BEC ..............................................................................58

2.2.7. Aplicacin ....................................................................................................................................60

2.3. Implementacin de Generadores de Vapor en Fondo a SAGD .........................................................60

2.3.1. Descripcin del Proceso ..............................................................................................................61

2.3.2. Tipos de Generadores de Vapor en Fondo .................................................................................61

2.3.3. Consideraciones de Aplicacin.................................................................................................... 64

2.2.4. Ventajas .......................................................................................................................................68

2.3.5. Desventajas.................................................................................................................................. 68

2.3.6. Aplicacin ....................................................................................................................................682.4. SAGD Asistido de Espuma (FA-SAGD) ................................................................................................68

2.5. Inyeccin de Polmeros .......................................................................................................................71

2.5.1. Formacin de Emulsiones ...........................................................................................................71

2.5.2. Utilizacin de Polmeros ..............................................................................................................72

2.6. Vapor Alternado con Solvente (SAS) ..................................................................................................73


2.6.2. Proceso SAS en Yacimientos Fracturados ...................................................................................75

2.6.3. Ventajas .......................................................................................................................................75

2.6.4. Desventajas.................................................................................................................................. 76

2.6.5. Aplicaciones .................................................................................................................................76

2.7. Expansin con Solvente (ES-SAGD) ....................................................................................................76


2.7.2. Criterios de Aplicacin .................................................................................................................77

2.7.3. Ventajas .......................................................................................................................................79

2.7.4. Desventajas.................................................................................................................................. 792.7.5. Aplicaciones .................................................................................................................................79

2.8. Proceso por Empuje de Vapor y Gas (SAGP) ......................................................................................80


2.8.2. Criterios de Aplicacin y Diseo.................................................................................................. 83

2.8.3. Ventajas .......................................................................................................................................85


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2.8.4. Desventajas.................................................................................................................................. 85

2.8.5. Aplicacin ....................................................................................................................................85

2.9. SAGD Rpido (Fast SAGD) ...................................................................................................................86


2.9.2. Criterios de Aplicacin y Diseo.................................................................................................. 88

2.9.3. Ventajas .......................................................................................................................................89

2.9.4. Desventajas.................................................................................................................................. 90

2.9.5. Aplicaciones .................................................................................................................................90

2.10. Sistema Hbrido (HSAGD) .................................................................................................................90

2.10.1. Descripcin del Proceso ............................................................................................................91

2.10.2. Criterios de Aplicacin y Diseo ...............................................................................................92

2.10.3. Ventajas .....................................................................................................................................932.10.4. Desventajas ...............................................................................................................................93

2.10.5. Aplicacin ..................................................................................................................................93

2.11. Proceso SAGD Mejorado (ESAGD) ....................................................................................................93

2.12. Anlisis de las Tecnologas y/o Estrategias de Produccin .............................................................94

Lista de tablas y figuras. ............................................................................................................................98

CAPTULO 3. DIFERENTES CONFIGURACIONES DE POZOS PARA LA APLICACIN DE SAGD......................102

3.1. Pozo Simple - SAGD (SWSAGD) ...................................................................................................106


3.1.2. Criterios de Seleccin de Pozos .................................................................................................107

3.1.3. Ventajas .....................................................................................................................................109

3.1.4. Desventajas................................................................................................................................ 109

3.1.5. Aplicaciones ...............................................................................................................................110

3.2. Pozo Vertical Simple SAGD Multiproductor ....................................................................................110

3.2.1. Estimulacin de Formaciones Dbilmente Cementadas ..........................................................111

3.2.2. Pozo Vertical Simple SAGD Multi-Azimut ................................................................................1123.2.3. Pozo Vertical Simple SAGD con Mltiples Productores (M-W SAGD) ....................................115

3.3. Pozo en J (JAGD) ...............................................................................................................................118


3.3.2. Ventajas .....................................................................................................................................119

3.3.3. Desventajas................................................................................................................................ 120


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vii | P g i n a

3.3.4. Aplicacin ..................................................................................................................................120

3.4. SAGD Cruzado (XSAGD) ....................................................................................................................122


3.4.2. Ventajas .....................................................................................................................................124

3.4.3. Desventajas................................................................................................................................ 124

3.5. SAGD con Pozos ms Largos .............................................................................................................125


3.5.2. Ventajas .....................................................................................................................................126

3.5.3. Desventajas................................................................................................................................ 126

3.5.4. Aplicacin ..................................................................................................................................127

3.6. Desplazamiento Horizontal Alterno con Vapor (HASD) ..................................................................128

3.6.1. Descripcin del Proceso ............................................................................................................1293.6.2. Mecanismo de Produccin ........................................................................................................130

3.6.3. Criterios de Seleccin y Diseo .................................................................................................131

3.6.4. Diferencias Entre el Proceso HASD Y SAGD ..............................................................................131

3.6.5. Ventajas .....................................................................................................................................132

3.6.6. Desventajas................................................................................................................................ 132

3.6.7. Aplicacin ..................................................................................................................................132

3.7. SAGD con Pozos de Produccin Multilaterales ................................................................................133


3.7.2. Ventajas .....................................................................................................................................135

3.7.3. Desventajas................................................................................................................................ 135

3.7.4. Aplicacin ..................................................................................................................................136

3.8. Combinacin de Pozos Verticales y Horizontales ............................................................................137

3.8.1. SAGD Multidrene .......................................................................................................................137

3.9. Otros Casos .......................................................................................................................................138

3.9.1. Acceso de Tnel y Pozo (SATAC) ...............................................................................................1383.9.2. Acceso y Perforacin Desde Superficie (SAC-SAGD) ................................................................139

3.10. Anlisis de las Diferentes Configuraciones de Pozos .....................................................................139

Lista de tablas y figuras. ..........................................................................................................................142

CAPTULO 4. MTODOS ALTERNATIVOS A SAGD ........................................................................................145

4.1. Inyeccin Cclica de Vapor (CSS) .......................................................................................................146


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viii | P g i n a

4.1.1. Descripcin del Proceso CSS ......................................................................................................146

4.1.2. Mecanismo de Recuperacin ....................................................................................................148

4.1.3. Criterios de Seleccin y Diseo .................................................................................................148

4.1.4. Clculo de la Produccin ...........................................................................................................151

4.1.5. Parmetros Afectados por el Proceso CSS ................................................................................152

4.1.6. Ventajas .....................................................................................................................................152

4.1.7. Desventajas................................................................................................................................ 153

4.1.8. Aplicacin ..................................................................................................................................153

4.2. Combustin In Situ ...........................................................................................................................154


4.2.2. Mecanismos de Recuperacin ..................................................................................................157

4.2.3. Criterios de Seleccin y Diseo .................................................................................................1574.2.4. Ventajas .....................................................................................................................................158

4.2.5. Desventajas................................................................................................................................ 158

4.2.6. Aplicaciones ...............................................................................................................................158

4.3. Inyeccin de Punta a Taln (THAI) ...................................................................................................159

4.3.1. Descripcin del Proceso THAI ...................................................................................................159

4.3.2. Mecanismos de Recuperacin ..................................................................................................161

4.3.3. Criterios de Aplicacin y Diseo................................................................................................ 161

4.3.4. Comparacin del proceso THAI y SAGD ....................................................................................161

4.3.5. Ventajas .....................................................................................................................................162

4.3.6. Desventajas................................................................................................................................ 163

4.3.7. Aplicacin ..................................................................................................................................163

4.4. CAPRI .................................................................................................................................................164

4.4.1. Proceso CAPRI ............................................................................................................................165

4.4.2. Comparacin Entre el Proceso CAPRI y SAGD ..........................................................................166

4.4.3. Ventajas .....................................................................................................................................1674.4.4. Desventajas................................................................................................................................ 168

4.5. Extraccin de Petrleo Asistido por Vapor (VAPEX)........................................................................ 168

4.5.1. Concepto del Proceso VAPEX ....................................................................................................169

4.5.2. Mecanismo de Operacin en el Medio Poroso ........................................................................170

4.5.3. Criterios de Seleccin del Solvente ...........................................................................................170


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ix | P g i n a

4.5.5. Ventajas .....................................................................................................................................172

4.5.6. Desventajas................................................................................................................................ 173

4.5.7. Aplicacin ..................................................................................................................................173

4.6. Produccin en Fro de Aceite Pesado y Arena (CHOPS) ..................................................................173

4.6.1. Descripcin del Proceso CHOPS ................................................................................................174

4.6.2. Perfiles de Produccin ...............................................................................................................175

4.6.3. Criterios de Aplicacin y Diseo................................................................................................ 177

4.6.4. Ventajas .....................................................................................................................................177

4.6.5. Desventajas................................................................................................................................ 178

4.6.6. Aplicaciones ...............................................................................................................................178

4.7. Anlisis de los Mtodos Alternativos a SAGD.................................................................................. 179

Lista de tablas y figuras. ..........................................................................................................................182CAPTULO 5. CASOS DE APLICACIN EN EL MUNDO ..................................................................................184

5.1. Canad ..............................................................................................................................................185

5.1.1. Athabasca ..................................................................................................................................191

5.1.2. Cold Lake ....................................................................................................................................196

5.1.3. Peace River ................................................................................................................................198

5.2. Venezuela ..........................................................................................................................................199

5.2.1. Campo Ta Juana ........................................................................................................................200

5.3. Mxico ...............................................................................................................................................202

Lista de tablas y figuras. ..........................................................................................................................205

CONCLUSIONES ............................................................................................................................................ 207

RECOMENDACIONES ....................................................................................................................................210

REFERENCIAS ................................................................................................................................................212

BIBLIOGRAFA............................................................................................................................................... 213

Captulo 1 .................................................................................................................................................213

Captulo 2 .................................................................................................................................................214Captulo 3 .................................................................................................................................................217

Captulo 4 .................................................................................................................................................218

Captulo 5 .................................................................................................................................................219


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INTRODUCCIN

Recientemente, se ha descubierto una gran cantidad de aceite pesado y bitumen envarias regiones del mundo. De acuerdo a Chen [1], el volumen original de aceite enVenezuela es ms de 1.8 trillones1* de barriles; en Alberta, Canad, hay 1.7 trillonesde barriles, mientras que en al norte de Alaska hay entre 20 y 25 billones2* de barriles.De cualquier manera, la extrema viscosidad del bitumen a temperatura de yacimiento

es uno de los retos ms grandes para los mtodos de recuperacin.

Con los recientes avances de la tecnologa de pozos horizontales, los mtodos derecuperacin trmica ayudan a una reduccin de la viscosidad por calor, haciendoposible una mayor recuperacin de crudos pesados, extra pesados y bitumen, por lo

que ha iniciado la exploracin y explotacin comercial de estos recursos.

1* Trillones en escala corta, que representan 1012unidades. En Mxico al utilizar la escala larga, sera elequivalente a billones = 1012unidades.2* Billones en escala corta, que representan 109unidades. En escala larga son mil millones, es decir, 109unidades.


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2 | P g i n a

Los procesos de recuperacin trmica tanto para crudos pesados como para bitumen,tienen dos principales objetivos: Primero, movilizar el crudo, lo que frecuentemente sehace con vapor a altas presiones; y segundo, movilizar la produccin hacia el pozo deproduccin. Si uno de estos dos objetivos no se cumple, entonces la recuperacin no

ser tcnicamente exitosa.

La inyeccin de vapor ha sido el proceso ms utilizado para recuperar el crudo pesado,sin embargo sus aplicaciones han sido limitadas a yacimientos someros, debido a quese presentan grandes prdidas de energa durante el flujo del vapor desde elgenerador hasta la formacin de inters, por lo que intentar llevar vapor a un

yacimiento profundo implicara que al fondo del pozo llegara nicamente agua caliente.

Sobre todos los mtodos de recuperacin trmicos, la Segregacin GravitacionalAsistida por Vapor o SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), ocupa un lugarespecial y tiene un futuro brillante, especialmente en la recuperacin de bitumen; elproceso SAGD ha pasado pruebas piloto extensas y ahora se ha convertido una

tecnologa madura y comercial para la recuperacin de crudos pesados y bitumen.

En la dcada de 1970, Roger Butler, de Imperial Oil, invent un proceso, llamadoSAGD, para recuperar aceite de las arenas bituminosas canadienses. Prcticamenteal mismo tiempo, el gobierno de Alberta estableci a la Autoridad de Tecnologa de

Arenas Bituminosas e Investigacin (AOSTRA, Alberta Oil Sands Technology andResearch Autohority). Esta corporacin se enfoc en promover la investigacin y

desarrollo de mtodos de recuperacin para arenas bituminosas a poca profundidad.

En 1982, se le dio el cargo de director de los programas tcnicos a Butler, y dos aosdespus se hizo el proyecto piloto SAGD, Instalacin Subterrnea de Pruebas (UTF,Underground Test Facility) al 60 km al noroeste de Fort McMurray. Con la UTF se iniciel desarrollo de SAGD, pero an se necesitaron otros 20 aos para que pudierafuncionar por completo. En 1996, se realiz en primer proyecto comercial en Foster

Creek, y 6 aos despus se obtuvo su primera produccin.

SAGD, es un proceso de recuperacin trmico que consiste en un par de pozosparalelos y horizontales perforados cerca de la base de la zona de inters: tpicamente,

la longitud de los pozos tiene entre 500 y 1,000 m, y la distancia entre los pozosparalelos es entre 5 y 10 m, y el espaciamiento entre los pozos en la superficie es entre90 y 120 m. El pozo horizontal superior es utilizado para inyectar vapor, mientras que

el pozo inferior se utiliza para producir los fluidos del yacimiento ( figura 1).


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3 | P g i n a

Figura 1. Segregacin Gravitacional Asistida por Vapor.

El calor del vapor es transferido por conduccin trmica hacia el yacimiento. El vaporse condensa y el crudo calentado fluye hacia el pozo de produccin inferior, porgravedad. Existen dos tipos de flujo durante este proceso. Uno es en la cima de la

cmara de vapor y el otro es a lo largo de la pendiente de la cmara de vapor.

El xito de un proyecto de SAGD depende de factores claves tales como, unadescripcin precisa del yacimiento, un uso eficiente del calor inyectado, la comprensinde los mecanismos de desplazamiento y de la geomecnica , y la superacin de

distintas limitaciones (Doan et al., 1999).El proceso puede tener muchas ventajas sobre otros mtodos trmicos, ste superalos defectos del vapor utilizando solamente a la gravedad como mecanismo de empuje,lo que lleva a un desplazamiento estable y una recuperacin de aceite potencialmentealta. Adems, el crudo calentado se mantiene caliente y movible mientras fluye haciael pozo de produccin, mientras que en los mtodos convencionales de inyeccin devapor, el aceite desplazado por la cmara de vapor se enfra, y consecuentemente laviscosidad del aceite incrementa; es ms eficiente trmicamente, ya que mantiene unvolumen de lquidos que envuelve al pozo productor y previene el escape del vapor de

la cmara de vapor.

El mtodo SAGD representa un mtodo trmico importante para incrementar laproduccin de aceite en arenas bituminosas. Debido a que es aplicable en yacimientosno consolidados con alta permeabilidad vertical (figura 2), este mtodo ha recibidoatencin en pases con reservas de crudos pesados y extrapesados, especialmente

en Canad y Venezuela.


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4 | P g i n a

A pesar que se han reportado pruebas pilotos en China, E.U.A. y Venezuela, suaplicacin comercial slo se ha dado con buenos resultados en Canad,especficamente en la Formacin McMurray, Athabasca, por ejemplo en Hanginstone,Foster Creek, Christina Lake y Firebag. Los proyectos desarrollados en la Formacin

Clearwater en Cold Lake, Canad, no han resultado viables econmicamente.

Figura 2. Profundidad, permeabilidad promedio y formacin de varios proyectos SAGD.

A pesar de todas las ventajas que presenta el proceso SAGD su limitacin es la misma

que poseen los procesos convencionales de inyeccin de vapor: no pueden ser

aplicados a profundidades muy grandes debido a las prdidas de calor que ocurrendurante el flujo del vapor desde superficie hasta la formacin de inters adems querequiere un alto consumo de energa y puede ser poco amigable con el medio ambienteal emitir contaminantes como el cido sulfhdrico; para poder contrarrestar todas estas

limitaciones se han diseado y propuesto diferentes alternativas a SAGD.


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Estas tcnicas incluyen versiones modificadas del SAGD, con distintasconfiguraciones de pozos, o bien, variando el nmero de los mismos, como SAGDcruzado (X-SAGD), SAGD Rpido y Pozo Simple (SW-SAGD), o usando aditivos juntocon el vapor, como ES-SAGD; Tambin bien se ha optado por el uso de esquemas

secuenciales.

Los esquemas secuenciales de recuperacin mejorada consisten en la unin detecnologas o la aplicacin secuencial de estas para maximizar la recuperacin de loshidrocarburos, tomando ventaja de las mejoras en las propiedades de produccinanalizadas en etapas previas de recuperacin; en este caso la unin o aplicacin en

secuencia de distintas tcnicas de recuperacin con SAGD.

El doctor Maurice Dusseault, propuso un marco general de la aplicacin secuencial detipos de procesos en donde se debe tener en cuenta que la aplicacin de cada tcnicaen un yacimiento depende de las condiciones propias de ste (porosidad,permeabilidad vertical y horizontal, viscosidad del aceite, saturacin de aceite,produccin de arena, etctera), del proceso y de las localizaciones, delimitando as elcambio o acortamiento de las etapas, adems de plantearse la posible declinacin deun yacimiento, comenzando con el uso de tcnicas de manejo de arenas, seguido porprocesos trmicos de alta presin, mtodos de estabilizacin de la gravedad y por

ltimo procesos de combustin in situ.

Con todo esto se han obtenido mejores resultados en la recuperacin de

hidrocarburos, la reduccin de los costos de produccin y procesos ms amigables

con el medio ambiente, entre otras ventajas sin embargo, algunos de los mtodos anestn en etapas tempranas de evaluacin y no se espera que haya produccionesvolumtricamente importantes en un futuro cercano.


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Lista de tablas y figuras.

Figura 1. Cuong T.Q., et al., Numerical Simulation of SAGD Recovery Process in Presence of

Shale Barriers, Thief Zones and Fracture System. Petroleum Science and Technology. Vol. 21,No. 14, pp. 1454-1470, Julio 2013.

Figura 2. Alvarado, V., Manrique, E., Enhanced Oil Recovery: An Update Review. Energies 2010.

ISSN 1996-1073. E.U.A., 2010.


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CAPTULO 1. ASPECTOS GENERALES DE SAGD.

Para que el proceso de Segregacin Gravitacional Asistida por vapor sea exitoso esnecesario conocer las condiciones geolgicas, las caractersticas petrofsicas de laformacin, las caractersticas de los hidrocarburos y cmo stas influyen en l, ya que

determinarn los componentes y las herramientas que se utilizarn para su desarrollo.

En este captulo se tiene como objetivo dar a conocer la importancia que tienen lasreservas de aceites pesados, extrapesados y bitmenes actualmente en el mundo, ascomo los aspectos geolgicos que influyen en el proceso SAGD, los factores queafectan la formacin de la cmara de vapor y los rangos de aplicabilidad; presentar elconcepto, la configuracin bsica, caractersticas, mecanismos de operacin,

ventajas, desventajas y desafos del esquema convencional.


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1.1. Concepto

El proceso de Segregacin Gravitacional Asistida por Vapor (SAGD), usa un par depozos horizontales paralelos, donde el pozo superior inyecta vapor continuamente y el

pozo inferior es productor, como se muestra en la figura 1.1. El calor lica el bitumen,el cual puede fluir hacia el pozo productor; este junto con el agua condensada delvapor, fluyen hacia la cabeza del pozo.

En superficie, el bitumen es enviado a travs de una lnea de escurrimiento a una

central de procesamiento donde se remueven el agua, gas e impurezas; se le agregaun diluyente para mantenerlo de forma lquida para que pueda ser bombeado a las

tuberas que lo llevarn a los centros de venta.

Figura 1.1. Esquema de los pozos en el proceso de SAGD.

En la actualidad el proceso de Segregacin Gravitacional Asistida por Vapor (SAGD),

necesita saturaciones de aceite altas, entre 75% y 85%, y permeabilidadesrelativamente altas, de 2 a 5 D[2]. Adems se necesita que los espesores de losintervalos de inters sean mayores a 10 m, pudindose tener una recuperacin mayoral 70%[3]y se debe considerar como un factor crtico la Relacin Vapor Aceite o SOR

(Steam Oil Ratio).

Un ejemplo de la aplicacin de este proceso, son las arenas petrolferas o bituminosas

de Alberta, Canad.


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1.2. Reservas

El aceite pesado, el aceite extrapesado y el bitumen conforman aproximadamente un70% de los recursos de petrleo totales del mundo, estas reservas totales oscilan entre

9 y 13 trillones de barriles[4]

(figura 1.2).

Figura 1.2. Total de reservas de petrleo del mundo.

Alberta, Canad tiene 168.7 billones de barriles [5] de reservas totales probadas debitumen, de los cuales un 80% se considera recuperable con mtodos in-situ y el 20%restante, es recuperable por mtodos de minera superficial. Las arenas a menos de75 m de la superficie an pueden ser minadas; en caso contrario es necesario utilizarmtodos in-situ para extraer el bitumen. La produccin de Alberta de bitumen, alcanz

cerca de 1.7 millones de barriles por da y se espera que para 2021, se alcance unaproduccin de bitumen de 3.7 millones de barriles por da. Hasta enero de 2013existan en Alberta, 127 proyectos en arenas bituminosas, de las cuales slo cinco son

proyectos de minera.

De los 6 a 9 trillones de barriles (0.9 a 1.4 trillones de m3) de aceite pesado,extrapesado y bitumen que existen en el mundo, las acumulaciones ms grandesestn presentes en ambientes geolgicos similares. Se trata de depsitos somerossper gigantes, entrampados en los flancos de las cuencas de antepas. Las cuencasde antepas son depresiones enormes, formadas a raz del hundimiento de la corteza

terrestre durante la orognesis (figura 1.3).


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Figura 1.3. Cuenca sedimentaria de formacin de las arenas bituminosas.

Los sedimentos marinos de la cuenca se convierten en la roca generadora de loshidrocarburos que migran echado arriba constituyendo sedimentos erosionados desdelas montaas recin formadas. Los nuevos sedimentos a menudo carecen de rocasde cubierta que actan como sello. En estos sedimentos fros y someros, elhidrocarburo se biodegrada.

1.3. Crudo Pesado y Extrapesado

Se define al aceite pesado como todo aceite tanto lquido como semislido con unadensidad menor a los 20API, o con una viscosidad superior a los 100 cP a condicionesde yacimiento. A veces no existe diferencia entre el aceite pesado y las arenasbituminosas, aunque algunos utilizan el criterio de una densidad menor a 12API y unaviscosidad mayor a 10,000 cP para definir a las arenas bituminosas, y el valor de

10API es usado para diferenciar entre aceite pesado y extra-pesado.

Una definicin de aceite pesado tambin puede ser expresada en trminos deproductividad. Se puede asumir que las arenas bituminosas tienen fluidosesencialmente inmviles a condiciones de yacimiento. Esto significa que el aceite es

tan viscoso que no puede ser producido por mtodos fros o no trmicos, y esto

resulta en que no se puede producir mediante mtodos convencionales de manerarentable. Por otro lado, los crudos pesados tienen poca movilidad en condicionesnaturales pero an pueden fluir hacia los pozos y ser producidos econmicamente,

con o sin arena, aunque los gastos de produccin sean pequeos.


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Segn la clasificacin de Miranda (2008) el aceite pesado se define como aqul quepresenta densidades API de entre 10.0 y 21.9. Los aceites de 10 API o menordensidad se conocen como extrapesados, ultrapesados o sper pesados porque son

ms densos que el agua (tabla 1.1).

Clasificacin de Crudos por Rango de Gravedades API (15,5 C / 60 F)

Tipo de crudo Gravedad APICondensado > 40 API

Ligero 30 API40 APIMediano 22 API29.9 APIPesado 10 API21.9 API

Extrapesado< 10 API

> 10,000 cP

Bitumen (crudo, asfaltoy arena) < 7 APIHasta 1,000,000 cPTabla 1.1 Clasificacin de los crudos segn su densidad API (Miranda, 2008).

Todas las definiciones son de alguna manera subjetivas, por ejemplo, el aceite pesadotambin podra ser definido como aquel que fluye naturalmente en el yacimiento, conviscosidades entre 100 y 10,000 cP, o entre 50 y 20,000 cP, o a otros lmitesrazonables. Estas definiciones son un valor fijado, y que puede ser tomado como

referencia para medir la viscosidad in situ en condiciones reales. Sin embargo, en unlaboratorio, todas las mediciones deberan ser en aceite con su gas disuelto, y en latemperatura de yacimiento correcta. Cada aceite pesado, extrapesado y bitumenposee su propia relacin de temperatura-viscosidad, pero todos siguen la misma

tendencia, reducindose la viscosidad al aumentar la temperatura (figura 1.4).

Figura 1.4. Relacin entre la viscosidad y la temperatura de los aceites pesados.


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Los crudos pesados se producen tpicamente de formaciones geolgicamentejvenes: Pleistoceno, Plioceno y Mioceno; estos yacimientos tienden a ser someros yposeen sellos menos efectivos, exponindolos a condiciones que conducen a suformacin. Tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos,lo que exige ms esfuerzos y erogaciones para la extraccin de productos utilizables

y la disposicin final de los residuos.

La biodegradacin es la causa principal de la formacin de estos y se produce a travsde una variedad de procesos biolgicos, qumicos y fsicos. A lo largo de las escalasde tiempo geolgico, los microorganismos degradan los hidrocarburos ligeros eintermedios, produciendo metano e hidrocarburos pesados enriquecidos. Labiodegradacin produce la oxidacin del petrleo, reduciendo la relacin gas/aceite(RGA) e incrementando la densidad, la acidez, la viscosidad y el contenido de azufrey de otros metales. Las condiciones ptimas para que ocurra se dan en los yacimientos

de petrleo, a temperaturas inferiores a 80C (176F); el proceso se limita por lo tantoa los yacimientos someros, situados a una profundidad de aproximadamente 4 km (2.5

millas). El agua de formacin tambin remueve hidrocarburos por solucin, eliminandolos hidrocarburos de menor peso molecular, los cuales son ms solubles en agua. Elpetrleo crudo tambin se degrada por volatilizacin cuando un sello de pobre calidadpermite que las molculas ms ligeras se separen y escapen.

1.4. Bitumen

Es el hidrocarburo ms viscoso, una combinacin compleja de alto peso molecular decompuestos orgnicos con un nmero de carbonos superior a C16, tiene alto contenidode carbono y es bajo en contenido de hidrgeno: tambin contiene pequeascantidades de diversos metales como el nquel, hierro y vanadio. Es muy pesado, conuna densidad mayor a 0.96 gr/cm3comparada con la densidad del crudo superligeroque es menor 0.83 gr/cm3 lo que hace necesario que se apliquen a una serie de

procedimientos con el fin de que fluya y pueda ser tratado como crudo convencional.En la tabla 1.2se muestra la composicin del bitumen.

Composicin Qumica

Carbn 83.2%Hidrgeno 10.4%

Oxgeno 0.94%

Nitrgeno 0.36%

Azufre 4.8%

Tabla 1.2. Composicin qumica del bitumen.


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Habitualmente es slido o casi slido a temperatura ambiente y se ablanda fcilmentecuando se calienta, presenta un color pardo o negro. La disolucin con solventesorgnicos, en el laboratorio, permite la determinacin de la cantidad de bitumen

presente en las muestras, una evaluacin de la riqueza de la roca generadora.

1.5. Arenas Bituminosas

Las arenas bituminosas son una mezcla natural de arena, arcillas y otros minerales,agua y bitumen (figura1.5), el cual es un aceite extremadamente pesado y viscosoque debe ser tratado antes de que pueda ser utilizado por las refineras.

Las arenas bituminosas pueden ser encontradas en varios lugares del mundo, talescomo Venezuela, Estados Unidos de Amrica y Rusia, pero el depsito de Alberta,Canad es el ms grande, desarrollado y utiliza los procesos de produccin

tecnolgicamente ms desarrollados.

Figura 1.5. Composicin de las arenas bituminosas.

Las arenas bituminosas se califican dentro de la categora de Lignito el cual es un

carbn no aglomerante con un valor calorfico bruto menor a 4165 y ms de 31%

de materia voltil cuando se encuentra en condiciones secas y libres de materiamineral (OCDE/AIE, 2007). Segn Syncrude (2009) estn consideradas dentro del


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grupo de crudos pesados y en algunos casos extra-pesados con densidades menoresa 10 API (figura 1.6).

Figura 1.6. Muestra impregnada con bitumen.

A finales del siglo XIX, las arenas bituminosas haban sido investigadassuperficialmente, excavadas y drenadas en pozos perforados a mano en pases comoFrancia, Polonia, Rumania, Rusia, Oriente Medio y Lejano Oriente; pero fue hasta laSegunda Guerra Mundial (1941) que se desarroll la explotacin tecnificada de lasarenas debido a la posibilidad de escasez de petrleo por la amenaza de Japn deparalizar el transporte martimo del crudo (Kirk, 1961).

En 1950, a travs del informe de S. M. Blair se demostr que la explotacin de arenasbituminosas poda ser una actividad provechosa para la obtencin de petrleo (Kirk etal, 1961).

En 1964, se inici la explotacin de la reserva ms grande del mundo de arenasbituminosas ubicada en la Provincia de Alberta, Canad, debido a que la industriapetrolera se dio cuenta de su alto valor en el mercado petrolero (Chilingarian, 1978).

1.6. Aspectos Geolgicos para la Aplicacin de SAGD

La mayora de las aplicaciones en SAGD son en yacimientos someros, de arenas noconsolidadas, con altas permeabilidades (figura 1.7).Debido a que el proceso requiereuna alta relacin vapor-aceite (SOR), se necesitan buenas propiedades petrofsicas,tales como porosidad, permeabilidad y saturacin de aceite altas. Si estas propiedades


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resultaran tener valores bajos, se necesitara incrementar los requerimientos de vapor,y no resultara rentable; de igual manera, que si el yacimiento fuera profundo, senecesitaran presiones de inyeccin de vapor mayores, lo que terminara haciendo

menos rentable al proyecto.

Figura 1.7. Aplicacin del proceso SAGD.

Aunque existe un debate entre los criterios para aplicar SAGD, se tiene un acuerdogeneral sobre cules son los factores ms crticos en los resultados del proyecto. Lasprincipales propiedades requeridas para estimar las reservas y factores de

recuperacin son espesor de la zona productora, saturacin de aceite y porosidad.

Una buena difusividad trmica en el yacimiento, asegurara una buena transmisin decalor a travs de la matriz de arena, lo que a su vez, mejorara el transporte de masa,mejorando la extraccin del bitumen. La permeabilidad vertical tambin puedeinfluenciar la efectividad del proceso de recuperacin. Por ejemplo, la presencia decapas de lutitas, o brechas, dentro de la formacin de areniscas puede impedir el

crecimiento de la cmara de vapor y/o la comunicacin del pozo inyector con elproductor, si las capas estn localizadas entre ambos pozos.

La capa impermeable, tiene una relevancia especial en la mayora de los proyectos deSAGD. Debe proveer una barrera para prevenir la prdida de vapor hacia un estratoms somero o, en el peor de los casos, hacia la superficie. Se debe evaluarcuidadosamente las caractersticas geomecnicas de la capa impermeable. Si esta


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capa permitiera el filtrado de vapor a la superficie, sera un accidente catastrficoresultando en un serio impacto a la seguridad y al ambiente. Si el vapor se filtrara haciaun estrato ms somero, afectara seriamente a la expansin de la cmara de vapor y,

por tanto, a la eficiencia trmica y a la recuperacin final.

El contenido de arcilla de la formacin, se recomienda que sea lo ms bajo posible, omenor al 10%, ya que existen arcillas hinchables, como la montmorillonita, debido queal entrar en contacto el vapor con el bitumen, el vapor se condensa y si entra encontacto con arcillas hinchables stas daaran la formacin, por hinchamiento de lasmismas. La presencia de agua por encima o por debajo del intervalo de inters, al igualque la posible presencia de un casquete de gas, deben ser considerados en el plan de

desarrollo de SAGD.

1.7. Aspectos Geolgicos que Afectan a la Cmara de Vapor

La mayora de las caractersticas geolgicas de la formacin, influyen en el procesoSAGD debido a que definen la forma y tamao de la cmara de vapor, adems de laviabilidad del proceso, tales caractersticas son el espesor de la arena, las propiedadespetrofsicas, la presencia de un acufero, de un casquete de gas y de heterogeneidades

en la formacin, etc.

1.7.1. Espesor de la Arena

Para utilizar el proceso, es necesario una zona continua de al menos 10 m o 33 piesde espesor, debido a que si el espesor es menor, se afecta la altura de la cmara devapor, y por tanto, se afecta el drene por gravedad, adems de que hay baja eficienciaenergtica por las prdidas de calor hacia la cima y base de la formacin, lo que resultaen un proyecto no rentable. El espesor de la arena es muy importante, ya que la alturade la cmara de vapor depende del espesor de la formacin, y el factor de recuperacindepende del volumen que ocupe la cmara dentro del yacimiento; el gasto de

produccin depende de cunto crudo con buena movilidad pueda ser drenado.

1.7.2. Casquete de Gas

Cuando la cmara de vapor entra en contacto con el casquete de gas, se producenaltas prdidas de calor, ya que el casquete desva el vapor hacia l durante la inyeccin

de vapor. Por lo tanto, deben evitarse la presencia del casquete de gas.


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1.7.3. Acuferos

Al igual que con el casquete de gas, en el acufero se presentan prdidas de energa,ya que al entrar la cmara de vapor con el acufero, se pierde gran parte del vapor

inyectado.

Si se cuenta con un acufero de fondo, activo o no, se debera disear el proyecto deforma que el vapor no escape hacia el acufero y que el mismo acufero no fluya haciala regin de produccin, lo que producira prdidas de energa al calentar el vapor al

agua.

En estos casos, es necesario que la presin de la cmara de vapor sea ligeramentemayor que la del acufero, manteniendo un suministro de vapor adecuado ycontrolando el gasto de produccin para evitar que el vapor sea producido primero. Encaso contrario, existira un flujo de agua hacia la cmara de vapor, provocando lacondensacin del vapor y finalmente la cmara de vapor quedara llena por agua

resultante de la entrada del acufero y del vapor condensado.

1.7.4. Capa Impermeable

Se necesita que en la cima de la formacin se encuentre una capa de roca

impermeable que acte como un sello. Algunas funciones de esta capa son:

Garantizar el confinamiento de la cmara de vapor.

Prevenir las prdidas de los fluidos del yacimiento.Prevenir el ingreso de agua fra desde arriba.Prevenir el desarrollo de presiones excesivas de la sobrecarga.Soportar los esfuerzos existentes y producidos, y presiones, durante la vida

productiva del proyecto.

1.7.5. Heterogeneidades en la Formacin

Las heterogeneidades juegan un papel crtico en la comprensin de cmo la cmara

crece en la formacin, por lo que es muy importante y necesario determinar los factoresque afectan la velocidad de crecimiento y propagacin areal de la cmara.

Las heterogeneidades en la formacin, afectan a la permeabilidad vertical de la mismay a su vez, controlan la forma y desarrollo de la cmara de vapor, lo que puede alterar

el proceso SAGD.


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La presencia de barreras, intercalaciones de lutitas, fallas y fracturas, y cambios

litolgicos, afectan significativamente al proceso.

Por ejemplo, la presencia de intercalaciones de poca extensin, s permitira elascenso del vapor, al desplazarse ste alrededor de las barreras presentes dentro de

la cmara; sin embargo, si estas intercalaciones abarcan una gran parte de laextensin lateral de la cmara, impediran la formacin de la cmara de vapor, ademsque bloquearan la segregacin por gravedad del crudo. La presencia de fallas, ascomo de cambios litolgicos, podra impedir el flujo vertical del crudo. Y las fracturas,por su alta permeabilidad impediran la formacin de la cmara, ya que el vapor fluira

preferentemente por las mismas hacia zonas no deseadas.

1.7.6. Echado de la Formacin

El proceso SAGD se ha aplicado siempre con pozos completamente horizontales, esdecir, que las secciones horizontales de estos pozos no han tenido ningn grado deinclinacin, debido a las complicaciones que generara, principalmente por la variacin

del nivel de fluidos encima del pozo productor.

De igual forma, se necesita que el gradiente de presin dentro de la cmara de vapor,sea lo ms bajo posible en la direccin de los pozos, de manera tal que la base de la

cmara sea lo ms horizontal posible. Considerando esto, se recomienda orientar ladireccin de los pozos horizontales perpendicular al echado de la formacin, para

asegurar que tanto el pozo productor e inyector queden nivelados.

Los pozos horizontales son ubicados lo ms cercano a la base de la formacin paraminimizar las prdidas por crudo no recuperable, porque estos pozos horizontales sonincapaces de recuperar el aceite por debajo de ellos. En los yacimientos con

inclinacin, se recomienda que los pozos sean paralelos a la base de la formacin.

1.8. Rangos de Aplicabilidad

Para desarrollar las condiciones de operacin mnimas e ideales, Rodrguez[6]

investig cmo afecta una serie de factores al desarrollo del proceso de SAGD, demanera tal que estableci las condiciones mnimas e ideales bajo las cuales, SAGD

resulta eficiente (tabla 1.3.).


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Tecnologa SAGDParmetro Condiciones Mnimas de

OperacinCondiciones Ideales de

OperacinTipo de Roca Arenisca Arenisca

Saturacin de Agua 3000 mD

Kv/Kh* >0.25 >0.5Porosidad >20% >30%

Continuidad del reaBuena Excelente

Zona Especfica de IntersContenido de

Arcillas1500 mD

p. a. = posiblemente aplicable si la zona de inters tiene ms de 22.9 m o 75pies de espesor y el espesor del acufero o del casquete de gas no excede el20% del espesor de la zona.n. c.= no conveniente, pero se podra aplicar si el espesor del contacto no esmayor del 10% del espesor de la formacin y la capa inferior es gruesa y noreactiva al agua.

Tabla 1.3. Parmetros de operacin de SAGD.

Adems de los parmetros sugeridos por Rodrguez, Salcedo DHeureux et al[7]

,mencionan los siguientes de parmetros, basados en resultados de simulaciones, que

llevaran a cabo un proyecto SAGD rentable.

Arenas continuas con espesores mayores a 15 m o 49 pies para viscosidadesde hasta 10,000 cP. Si se tienen crudos con viscosidades menores, esaceptable espesores de hasta 10 m o 33 pies.Permeabilidades mayores a 1 D.Saturacin de aceite alta, mayor a 80%.Porosidad alta, mayor a 30%.

Densidad API menor a 20.

Presin media del yacimiento menor a 1,000.

Profundidad menor a 1371.6 m o 4500 pies.Evitar la presencia de casquetes de gas y acuferos, tanto en la cima como enla base del yacimiento. En caso de que existieran, deben tener un espesormenor a 1 m, incluso se podra aceptar espesores de hasta 2 m. De igual forma,


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si estn asociados a arenas con espesor mayor a 20 m, el proyecto puede serrentable si las capas de agua y gas son an ms delgadas.No deben existir capas de lutitas de gran continuidad y poco espesor (menor a2 metros).Debe haber una capa impermeable en la cima de la formacin.

El contenido de arcillas hinchables en la formacin menor a 10%.Evitar la presencia de fallas y fracturas.

1.9. Aplicaciones Especiales

1.9.1. Yacimientos Fracturados

Existen algunos estudios disponibles sobre el proceso SAGD en yacimientos

naturalmente fracturados. Das compar numricamente el proceso en yacimientosfracturados y obtuvo que debido a la invasin y drene del vapor desde la matriz, senecesitaba inyectar ms vapor en caso de un espaciamiento ms grande de lasfracturas. Adems, concluy que en la misma condicin, un menor espaciamientoentre los pozos lleva a un mejor comportamiento de los crudos extra viscosos, y en el

caso de los crudos con poca viscosidad, un espaciamiento ms grande entre los pozosllevar a un mejor resultado.

De acuerdo a Fattahi et al., se puede aplicar el proceso en yacimientos con fracturas

conductoras y los resultados seran los siguientes:

I. Las fracturas horizontales localizadas en la parte superior del yacimiento

impedirn que el desempeo del proceso, los pozos deben ser perforados loms lejos posibles de las fracturas. Al contrario, la fracturas en el fondo delyacimiento benefician al proceso, y los pozos deben ser perforados de maneratal que el inyector quede sobre las fracturas.

II. En el caso de que las fracturas verticales estn en la parte superior delyacimiento, perforar los pozos debajo de las fracturas verticales mejora larecuperacin de aceite. Mientras que perforar los pozos alejados de estasfracturas, evitar el impacto benfico de ellas.

III. En el caso de que las fracturas verticales estn al fondo del yacimiento, colocarlos pozos en donde estn las fracturas pero con mayor espaciamiento entre

ellos ya que es una buena estrategia para obtener el impacto positivo de stas.


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1.9.2. Yacimientos sin Capa Impermeable y Acufero Inferior

Aunque una gran fraccin de los yacimientos de arenas bituminosas estn confinadosen formaciones de arenas, existe una parte significativa que est contenida enyacimientos con zonas ladronas de energa, las cuales tienen casquete de gas y/oacufero superior o inferior, o yacimientos con capas permeables. Una capa permeablepuede ser vista como una gran zona ladrona, a travs de la cual los fluidos inyectaos

en el yacimientos pueden escapar.

En los procesos trmicos, las prdidas de calor debido a estas zonas pueden reducirla eficiencia trmica del proceso, hacindolo no rentable. En las prcticas actuales, sila capa impermeable tiene ms de 70 m de espesor, esta capa acta como un selloincluso si la capa tuviera algunas zonas permeables, y aqu los procesos derecuperacin con vapor y baja presin pueden ser utilizados para extraer bitumen a la

superficie. Si la capa fuera completamente permeable, y se inyectaran fluidos y energaa las arenas, una parte de la energa y los fluidos se iran hacia esta zona permeable.

En el caso de los acuferos inferiores se encontr, que stos disminuan la eficienciade recuperacin. Inclusive, si se tuviera una zona ladrona encima de la zona de aceite,durante la operacin de SAGD, el aceite se movera hacia la cima de la zona ladrona,y a mayor diferencia de presin entre las dos zonas, es mayor la invasin del vapor ydel aceite en la zona ladrona, menor el gasto de produccin, y mayor la relacin vapor-

aceite (SOR).

1.9.3. Yacimientos Casquete de Gas

En un yacimiento con casquete de gas, la recuperacin de aceite es menor que en elcaso de tener un yacimiento con acufero superior, y una estrategia optima deoperacin consiste en aplicar un intervalo de alta presin a la cmara de vapor, antesde que sta contacte el casquete de gas, seguido de una presin de inyeccin menorque balancee la presin entre la cmara y la cima de la zona de gas para minimizar

las prdidas del vapor hacia la zona de gas.

1.10. Proceso SAGD

El proceso de SAGD es un mecanismo combinado de conduccin y conveccin decalor, donde debido a su baja densidad, el fluido inyectado asciende, y conforme seinyecta vapor, se forma una cmara. En los lmites de la cmara, el vapor se condensa,liberando su calor latente y por lo tanto, movilizando el aceite con la reduccin de su


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viscosidad (figura 1.8). Despus, la gravedad hace que el agua condensada y loshidrocarburos vayan hacia el pozo productor al fondo de la cmara (Butler, 1994).

La expansin de la cmara de vapor, tanto en las direcciones longitudinales comoaxiales relativas al pozo, puede ser un tanto irregular pero bastante rpida, hasta que

encuentra la cima del yacimiento. El proceso depende del bitumen calentado que estsiendo producido conforme la cmara crece. El crecimiento regular de la cmara devapor es uno de los mayores retos del proceso debido a que impacta directamente a

la recuperacin de bitumen.

Figura 1.8. Cmara de vapor formada por la inyeccin.

1.11. Mecanismos de Operacin

El proceso SAGD tiene dos fases distintas (Saltuklaroglu, 2000): la fase de arranque ocirculacin, y la operacin normal de SAGD o fase de crecimiento; aunque tambin se

puede considerar como otra etapa la declinacin del proceso.

1.11.1. Fase de Arranque

En esta fase, se circula vapor en ambos pozos inicialmente hasta que se estableceuna comunicacin de calor entre ellos. Esto requiere dos sartas de tubera deproduccin en cada pozo: una para inyectar y la otra para producir. Si la tubera derevestimiento de produccin no tiene el dimetro suficiente para acomodar las dossartas, se puede inyectar o producir a travs del espacio anular; aunque, esto no sea

aconsejable, debido a que puede provocar una serie de problemas operativos.


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Cuando el vapor alcance a irrumpir, la circulacin se detiene y el vapor solamente seinyecta en el pozo superior a una presin constante, ligeramente debajo de la presin

de fractura, debido a que no se necesita fracturar a la formacin para distribuir el vapor.

En general, la fase de arranque es lenta y los gastos de aceite alcanzados duranteeste periodo son bajos, siendo directamente proporcional al espaciamiento verticalentre el pozo inyector y productor. El mtodo ms ampliamente utilizado es la

circulacin de vapor en ambos pozos durante 90 das.

1.11.2. Fase de Crecimiento

Desde un punto de vista terico, esta fase es realmente el inicio del proceso SAGD: la

cmara de vapor ha alcanzado la cima de la formacin y el pozo productor, registra losgastos de produccin ms altos. En esta fase es esencial controlar las temperaturasde los fluidos producidos, para evitar que el vapor fluya junto con los fluidos producidos;este mecanismo es conocido como Trampa de Vapor (Edmunds, 2000), y su funcines mantener la temperatura en la cabeza del pozo unos cuantos grados por debajo del

punto de saturacin del vapor, asegurando que la mayor cantidad de vapor inyectadose mantenga dentro de la cmara.

Esta fase dura cuantos aos sean necesarios, para que as se pueda obtener la

mxima recuperacin de crudo.

Finalmente, la declinacin del proceso consiste en una serie de operaciones dirigidas

a reducir la cantidad de vapor inyectada y utiliza diseos operativos para maximizar larecuperacin.

1.11.3. Cmara de Vapor

La cmara de vapor es el volumen del yacimiento en el cual existe vapor mvil duranteun periodo de tiempo extenso, la temperatura de las rocas asciende hasta el punto en

el cual el vapor saturado puede sostenerse en las condiciones de presin delyacimiento. La cmara de vapor se encuentra normalmente en la porcin superior dela arena de un yacimiento, entre el pozo inyector de vapor y el productor; la presindentro normalmente se mantiene constante durante todo el proceso (figura 1.9).


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Figura 1.9. Cmara de vapor.

Durante el desarrollo de la cmara de vapor se originan tres etapas, que se presentan

sucesivamente, a medida que sta se forma:

*Etapa de crecimiento vertical de la cmara: Se conoce como etapa de ascenso dela cmara o periodo de incremento de potencial. Ocurre desde el momento en quecomienza la inyeccin de vapor en el yacimiento hasta que este llega a la cima del

mismo. En esta etapa el gasto de produccin aumenta progresivamente.

*Etapa de expansin lateral: Se caracteriza por un gasto de produccin que semantiene estable. Se inicia desde el momento en que la cmara llega a la cima delyacimiento y comienza a expandirse solamente hacia los lados, hasta abarcar la

longitud horizontal del pozo productor.

*Etapa de declinacin: Es la ltima fase, en la cual el gasto de produccin comienzaa disminuir. Se inicia en el momento en que la cmara de vapor llega al final de lalongitud horizontal del pozo productor y finaliza cuando la altura de volumen de crudoentre los pozos comienza a decrecer con lo que disminuye de igual manera lavelocidad de drene, hasta llegar a ser un proceso no rentable; una vez que se ha

llegado a ese punto, se concluye que el proyecto ha finalizado.

El vapor fluye a travs de la arena (figura 1.10) dentro de la cmara hasta alcanzar lainterfase bitumen-vapor, donde se condensa y el calor liberado se transmite porconduccin a la arena bituminosa fra por lo cual es calentado el aceite que seencuentra cerca de la superficie de condensacin, permitiendo a su vez que tanto elaceite como los condensados sean drenados por gravedad hacia el pozo productor.


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En un proyecto de un campo maduro puede extenderse desde un rea amplia a travsde la parte superior de la arena hasta una interdigitacin estrecha en el interior del

pozo productor horizontal cerca del fondo de la arena.

Figura 1.10. Proceso a escala de poro.

En general, el mecanismo del proceso de la segregacin gravitacional asistida porvapor, se puede resumir en cuatro pasos (figura1.11):

El vapor se condensa en la interfase.El aceite y el condensado son drenados hacia el pozo productor.

El flujo es causado por la gravedad.

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

Figura 1.11. Mecanismo del proceso SAGD.


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1.11.4. Control de la Trampa de Vapor

Evitar el escape del vapor en el proceso SAGD es crtico para asegurar la eficienciade la energa y la rentabilidad del proyecto. El control de la trampa de vapor esnormalmente utilizado como un control operacional para reducir o prevenir que el vaporsalga de la misma zona de vapor en el yacimiento. Este control presenta existen tres

ventajas principales en el proceso:

I. Conservacin de la energa y reduccin de la relacin vapor-aceite (SOR).II. Reduccin de altos flujos de vapor en el pozo que perjudican la capacidad de

levantamiento del pozo y de las instalaciones artificiales.III. Reduccin del movimiento de arenas y finos a travs del liner que pueden

causar erosin.

El control de la trampa de vapor generalmente se logra ajustando el gasto de salida delos fluidos del pozo productor, de tal manera que la temperatura de los fluidos

producidos se mantenga por debajo de la temperatura de saturacin del vapor.

1.11.5. Relacin Vapor-Aceite

Es definida como el nmero de barriles de vapor equivalentes a agua requeridos paraproducir un barril de petrleo, es un factor importante cuando se evala la eficiencia

de la recuperacin, su valor se determina por el yacimiento y la eficiencia del progreso

de inyeccin de vapor.

La relacin vapor aceite (SOR, por sus siglas en ingls) y el costo asociado con lageneracin de vapor son las variables ms importante que afecta la rentabilidadeconmica del proyecto, cuando el precio del gas, el combustible requerido para lageneracin de vapor, es demasiado alto y el precio del petrleo pesado es bajo (figura1.12), las operaciones de inyeccin se ven restringidas.

Figura 1.12. Efecto del costo del combustible y de la relacin SOR en el costo de produccin

(California).


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La interseccin entre el precio del combustible (gas, en el caso de California) y larelacin SOR (lneas de color) determina el costo del vapor por barril de petrleoproducido. Los operadores pueden usar esta grafica para determinar el precio mximo

de combustible para el cual la produccin se mantiene rentable.

1.12. Caractersticas del Proceso SAGD

I. La presin de la cmara de vapor es constante.

II. El vapor y el agua condensada junto con el gas en solucin, adems de laexpansin trmica, trabajan para mantener la presin alrededor del pozoproductor en ptimos niveles, evitando posibles inestabilidades, tales comoconificacin y canalizacin.

III. La cmara de vapor crece proporcionalmente a la produccin de aceite; losespacios vacos en los poros, resultantes de la produccin, se llenan con elvapor inyectado, permitindole al vapor fusionarse con ms aceite inmvil.

IV. El gasto de produccin de aceite no se ve seriamente impactado por el gastode inyeccin de vapor.

V. El gasto mximo de produccin de aceite usualmente concurre cuando lacmara de vapor alcanza la cima de la formacin.

VI. La primera irrupcin ocurre al inicio de la seccin horizontal, forzando al vapora calentar la formacin que lo rodea por conduccin trmica, y por tanto,disminuir la viscosidad del aceite; esto permite seguir inyectando ms vapor,forzando al vapor a drenar el aceite, preferencialmente en la zapata de ambospozos.

VII. La principal funcin de la Trampa de Vapor es permitir la formacin de la cmarade vapor para prevenir la produccin de vapor.

VIII. En SAGD, el nico mecanismo de desplazamiento es la segregacingravitacional.

IX. El proceso es inefectivo para producir en pozos verticales, debido a los flujos

relativamente bajos que pueden ser obtenidos bajo estas condiciones.


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1.13. Diseo Tpico de los Pozos

La evolucin de la tecnologa de la perforacin de pozos direccionales ha sido un factorclave en la implementacin comercial del proceso SAGD. Dos pozos horizontales se

perforan a profundidades verticales entre 90 y 600 (m), con una separacin verticalentre ellos de 4 a 7 (m) y hasta 1,000 (m) de desplazamiento horizontal. Debido a susprofundidades verticales someras, algunos de estos pozos requieren una perforacindesviada desde la superficie. Tpicamente, el pozo productor se perfora primero y se

coloca lo ms cercano posible al fondo del yacimiento.

En 1993, se desarroll la tecnologa para perforar pozos horizontales paralelos. Elprimer par de pozos SAGD se perfor utilizando tecnologa de orientacin magntica,que se refiere a la medicin de la posicin relativa de un pozo respecto a otro. stedetermina la distancia y orientacin del pozo que est siendo perforado (inyector)

respecto al pozo de referencia (productor). La determinacin est basada en lamedicin de la firma magntica del pozo objetivo o de referencia, que puede ser

inducido y medido por diversos mtodos.

Los pozos SAGD deben ser diseados para soportar los ambientes severos de esteproceso. La integridad y confiabilidad deben estar balanceadas con los requerimientospara minimizar los costos. El diseo tpico de los pozos SAGD se muestran en la figura1.13.

Figura 1.13. Configuracin tpica de los pozos SAGD.


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La tubera de revestimiento intermedia es la principal barrera para aislar el ambientedel fondo del pozo, separando la superficie, mientras que la integridad del liner deproduccin es crucial para evitar la produccin de arena. Por lo tanto, la seleccin delcemento adecuado es crtica, para tales condiciones de temperatura y para la tuberade revestimiento diseado (seleccin del acero y de las conexiones). Los diseos de

la terminacin de los pozos pueden variar ente operadoras e incluso entre los mismosproyectos. La industria an est en una fase de evaluacin, y se han utilizado distintasconfiguraciones de terminacin. De cualquier manera, la tendencia general es permitirla inyeccin de vapor o produccin de bitumen en dos o ms puntos a lo largo del pozohorizontal. Como se muestra en la figura 1.13, el diseo tpico en una terminacin sonsartas duales, paralelas o concntricas, con flujo a travs tubera de produccin o

espacio anular.

La naturaleza no consolidada de las areniscas, en la cual se realiza la mayora de los

proyectos SAGD, hace necesario el control de arena en ambos pozos. La utilizacinde liners ranurados es el mtodo de control de arena ms utilizado. Esta preferenc

Nuevas Tecnologías Aplicadas a SAGD para Mejorar la Recuperación de hidrocarburos

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