V26 -E2 Preparándose Para Las Áreas de Petróleo Pesado

7/24/2019 V26 -E2 Preparndose Para Las reas de Petrleo Pesado

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Preparndose paralas reas de petrleo pesado

En los ltimos aos, gracias a las innovaciones dirigidas a explotar los recursos

no convencionales, los economistas de la industria del petrleo y el gas han

incrementado sustancialmente las estimaciones de las reservas recuperables

remanentes mundiales. Ahora, los operadores estn utilizando esas nuevas

tecnologas y otras ya existentes para explotar las arenas petrolferas que alojan

petrleo pesado y aumentar la produccin futura de petrleo.

Farrukh AkramTerry Stone

Abingdon, Inglaterra

William J. Bailey

Cambridge, Massachusetts, EUA

Euan Forbes

Calgary, Alberta, Canad

Michael A. Freeman

Houston, Texas, EUA

David H.-S. Law

Edmonton, Alberta

Glenn Woiceshyn

Absolute Completion Technologies

Calgary, Alberta

K.C. Yeung

Brion Energy

Calgary, Alberta

Traduccin del artculo publicado enOilfield ReviewVerano de 2014: 26, no. 2.Copyright 2014 Schlumberger.

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo,

se agradece a Marty Chisholm, Calgary; Adrian Francis yBasim Abd Hameed Moustafa, Houston; Joseph Hayes,Rosharon, Texas, EUA; y Herb Illfelder, Katy, Texas.

ECLIPSE, HotlineSA3, Merak, Petrel, RADAR,ThermaSTONE, VISAGE y Vx son marcas de Schlumberger.FluxRite, MeshFlux y MeshRite son marcas de AbsoluteCompletion Technologies.

SAGDRIL es una marca de M-I, L.L.C.

Las reservas mundiales de petrleo pesado seequiparan con las de los campos de petrleo con-

vencional ms grandes de Medio Oriente y seencuentran alojadas en ms de 30 pases de todoel mundo. La perforacin de pozos de yacimientosde petrleo pesado implica un costo elevado y suterminacin es dificultosa. Adems, estos yaci-mientos requieren tcnicas de produccin nicas.Las arenas petrolferas someras no consolidadas

presentan desafos de estabilidad y navegacinpara los perforadores. Las terminaciones debenser diseadas para tolerar ambientes de altastemperaturas porque muchas estrategias de pro-duccin de petrleo pesado requieren mtodos derecuperacin trmica. A temperaturas ambiente,el petrleo pesado y el bitumen son resistentes alflujo a travs de la roca yacimiento debido a susaltas viscosidades. En consecuencia, la energa

>La cmara de vapor. Para crear una cmara de vapor en las operacionesSAGD, el operador inyecta vapor en una formacin a travs de unpozo horizontal. La cmara de vapor se desarrolla alrededor y por encimadel pozo inyector. En el borde de la cmara de vapor, el condensado devapor y el bitumen calentado fluyen hacia el pozo productor por la fuerzade gravedad. Idealmente, el pozo productor se posiciona en sentidoparalelo y por debajo del inyector y unos metros por encima de la basede la formacin. (Adaptado de Gates et al, referencia 17.)

Cmara de vapor

Vapor

Lutita

Lutita

Yacimiento

Punta delpozo de

inyeccin

Zona deflujo del

condensadode vapor

y bitumen

Bitumennativo

Punta delpozo de

produccin


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que se consume en producir un barril de petrleopuede representar hasta un 40% de la energa totaldisponible en los recursos de petrleo pesado.1

Para superar estos desafos, los ingenieros handesarrollado diversas tecnologas y mtodos de

recuperacin, incluidas combinaciones de perfo-racin de pozos horizontales, inyeccin de qumi-cos y agua, levantamiento artificial y aplicacinde calor en sitio. Los operadores de las arenaspetrolferas del oeste de Canad estn lograndoxito comercial en la produccin de petrleo extrapesado y bitumen mediante el proceso de drenajegravitacional asistido por vapor (SAGD). El mtodoSAGD emplea pares de pozos horizontales parale-los, perforados uno por encima del otro en el

mismo plano vertical. Durante las operacionesSAGD, el vapor se bombea en el pozo superior yse fuerza a drenar la formacin formando un

volumen sobre el que acta el vapor, denominadcmara de vapor. A medida que la cmara de

vapor se expande hacia arriba y lateralmente, laviscosidad del petrleo en el frente existenteentre ste y el vapor se reduce y el petrleo se

vuelve ms mvil. La fuerza de gravedad hace quela mezcla de petrleo mvil y vapor condensadofluya en sentido descendente, a lo largo del lmiteentre el vapor y el petrleo, hacia el pozo horizontal inferior desde el cual puede ser bombeado a lasuperficie (pgina anterior).

1. El petrleo pesado se define como petrleo cuyadensidad es de 22,3 API o menor. Los petrleos msdensos que el agua cuya densidad es de 10 API omenor se denominan extra pesados cuando laviscosidad es inferior a 10 000 cP [10 000 mPa.s] encondiciones de yacimiento y bitumen cuando laviscosidad es superior a 10 000 cP.

Para obtener ms informacin sobre el petrleo pesado,consulte: Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, BremnerC, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K,Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Caas Triana JA,Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, Lpez deCrdenas J y West C: La importancia del petrleo pesado,Oilfield Review18, no. 2 (Otoo de 2006): 3859.

La viscosidad es una medida de la resistencia de unfluido al flujo y se define como la relacin entre elesfuerzo de corte y la tasa de corte. La densidad sedefine como la masa por unidad de volumen. Si bien ladensidad puede variar levemente con la temperatura, laviscosidad se reduce rpidamente con el incremento dela temperatura.


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6Oilfield Review

El calor reduce la viscosidad del fluido (arriba).No obstante, la dispersin uniforme del vapor a tra-

vs de una formacin es compleja y esa dispersindespareja a menudo produce efectos de digitacin

viscosa, dado que los petrleos de baja viscosidad

fluyen en la formacin ms rpido que los petrleosde viscosidad ms alta. Un volumen significativo depetrleo puede ser pasado por alto debido al desa-rrollo poco uniforme de la cmara de vapor a lolargo de un par de pozos SAGD.2Por consiguiente,los ingenieros de produccin deben dirigir el flujode fluidos de formacin hacia el pozo de produc-cin, principalmente mediante el control de lainyeccin de vapor. Para ello, deben conocer laheterogeneidad geolgica y la anisotropa de la per-meabilidad de la formacin.

Este artculo examina algunas de las herra-mientas y mtodos empleados por los operadoresde proyectos SAGD para optimizar la produccinde petrleo pesado. La implementacin de estasinnovaciones y su impacto en la produccin debitumen y petrleo extra pesado se ilustran a tra-

vs de algunos casos de estudio de Canad, que esactualmente el nico pas del mundo con proyec-tos SAGD comercialmente exitosos.

Dnde perforar

El xito econmico de la mayora de los proyectos derecuperacin mejorada de petrleo (EOR) dependedel desplazamiento eficiente del petrleo prove-

niente de la formacin por otro fluido inyectado.En el caso de los proyectos SAGD, el desplazamientose produce en el frente de expansin de la cmarade vapor, donde el vapor calienta el bitumen y deese modo incrementa su movilidad. El petrleomvil y el vapor condensado fluyen hacia el pozoproductor por la accin de la fuerza de gravedad.3Slo es posible mantener una cmara de vaporuniforme cuando el petrleo presente en el yaci-

miento es inicialmente un petrleo relativamenteinmvil, lo que ofrece resistencia a la digitacin

vertical del vapor.Los yacimientos favorables para la explotacin

con mtodos SAGD deben satisfacer ciertos requi-

sitos mnimos (derecha). Idealmente, los yaci-mientos candidatos para la aplicacin de mtodosSAGD deben estar libres de barreras de lutita late-ralmente extensas que pueden impedir el creci-miento o la uniformidad de la cmara de vapor. Un

yacimiento SAGD tambin debe tener un mnimode zonas de prdida de circulacin y un espesorproductivo de ms de 15 m [50 pies] para propor-cionar una altura suficiente para el desarrollo dela cmara de vapor. Adems, la formacin debeestar sellada por una capa superior impermeable oroca de cubierta. Estos criterios pueden ser esta-blecidos mediante las herramientas habituales deexploracin de petrleo y gas, tales como pozospiloto verticales, registros (perfiles), pruebas deformacin, datos ssmicos y ncleos.

Las zonas de prdida de circulacin, en formade pata de agua por debajo de la zona de petrleoo como gas por encima de dicha zona, inciden enla efectividad de la cmara de vapor. La eficien-cia trmica de la cmara de vapor puede versecomprometida por la zona de prdida de circula-cin de gas, y el petrleo mvil calentado puedefluir ms fcilmente hacia una zona de prdidade circulacin de agua presente por debajo de la

formacin que hacia el pozo productor.Un elemento indispensable de la mayora delas zonas de gas y petrleo es la presencia de lmitessuperiores impermeables que aslen los intervaloshidrocarburferos de las formaciones adyacentes.Estas barreras entrampan los hidrocarburos ensitio para formar yacimientos. Durante la produc-cin, las barreras aseguran que el petrleo o el gasfluya o sea barrido hacia el pozo de produccin en

vez de migrar hacia las formaciones adyacentes.4

No obstante, en los pozos SAGD, la roca decubierta se expone a un proceso de inyeccin con-tinua de vapor que puede disparar procesos trmi-cos e hidrulicos complejos. Por consiguiente, esde vital importancia que los ingenieros que plani-fican los pozos SAGD analicen la roca de cubierta

>Candidatos pobres como yacimientos SAGD.Para que un depsito de arena petrolfera seaexplotado con xito utilizando mtodos SAGD,

debe estar libre de barreras, o lentes, de lutita(extremo superior) que pueden impedir elcrecimiento o la uniformidad de la cmarade vapor. La arena petrolfera tambin debeestar libre de zonas de prdida de circulacin(centro) que pueden afectar la eficiencia trmicao encauzar la cmara de vapor lejos del pozode produccin. Y adems debe satisfacer losrequerimientos mnimos de un espesor productivo(extremo inferior) para proporcionar espacio parael desarrollo de una cmara de vapor efectiva.

Zona gasfera

Zona acufera

Pozo de inyeccinde vapor

Pozo de produccin

Zona productiva de poco espesor

Presencia de zonas de prdida de circulacin

Presencia de lentes de lutita

Roca de cubierta

Vapor

>Viscosidad del petrleo pesado en funcin de la temperatura. Segn dosmuestras de petrleo pesado (azul y rojo) que fueron obtenidas en camposlocalizados en diferentes partes del mundo, la viscosidad se reduce amedida que se incrementa la temperatura.

Viscosidad,

cP

Temperatura, C

10 000 000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

1 000 000

100 000

10 000

1 000

100

10

0,11


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Volumen 26, no.2 7

para determinar cmo estos procesos podranalterar parmetros crticos de las rocas, talescomo los esfuerzos locales, la resistencia de laroca o los sistemas de fracturas. Luego, los inge-nieros pueden establecer presiones de trabajomximas seguras para garantizar que cualquierefecto producido sobre la roca de cubierta nogenere brechas en la contencin.5

Cmo perforarUna vez que un operador determina que una for-macin de arenas petrolferas es candidata parala explotacin mediante mtodos SAGD, los inge-nieros normalmente perforan numerosos pares depozos horizontales un productor y un inyectordesde una sola localizacin de pozos mltiples.Cada pozo posee una profundidad medida variableentre 1 400 y 1 600 m [4 600 y 5 200 pies] queincluye entre 800 y 1 200 m [2 600 y 3 900 pies] deseccin horizontal en la zona productiva. Con suje-cin a las especificaciones del operador, los pozosde produccin se posicionan por encima y tan

cerca de la base de la formacin como sea posi-ble, y los pozos de inyeccin se emplazan en sen-tido paralelo y a unos 5 a 6 m [16 a 20 pies] porencima de los productores con un desplaza-miento de no ms de 2 m [6 pies] respecto delplano vertical que contiene el productor. La sepa-racin correcta entre las secciones horizontalesde los dos pozos es crucial para asegurar una

>Mediciones de la separacin relativa entre pozos. La proximidad de los pozos productores e inyectoreses crucial para el xito de un proyecto SAGD y se mide como una separacin relativa entre ambos a lolargo de sus secciones horizontales. Esta relacin se presenta habitualmente como una diana con unrecuadro como objetivo (rojo). El pozo de produccin, ya perforado, se encuentra en el centro de ladiana, y la posicin relativa del pozo de inyeccin que se est perforando se indica como una serie depuntos (azul) contenidos en el recuadro, que representan los puntos topogrficos. En esta visualizacin,el punto topogrfico ms reciente se representa con un punto verde. Las mediciones incluyen losiguiente: la orientacin de la herramienta hacia el objetivo el ngulo existente entre el pozo inyectory el pozo productor medido en sentido horario desde el pozo inyector ; la distancia la distanciaradial entre los pozos ; el lado derecho el desplazamiento lateral del pozo inyector respecto delpozo productor medido desde el plano vertical del pozo productor; y el lado alto el desplazamientovertical del pozo inyector respecto del pozo productor medido desde el plano horizontal del pozoproductor. La medicin del sensor se obtiene en la profundidad medida (MD) y la TVD es laprofundidad vertical verdadera del trayecto del pozo de inyeccin en el punto de medicin. La inclinaci

y el azimut del trayecto del pozo de inyeccin tambin se obtienen en el punto de medicin.

Orientacin dela herramientahacia el objetivo

168,85

5,11 m

0,99 m

5,01 m

1 221,22 m

477,04 m

90,00

211,45

Distancia

Lado derecho

Lado alto

MD

TVD

Inclinacin

Azimut

Distancia,

mPozo de produccin

10

10

0

0

180

270 90

2. Para obtener ms informacin sobre el fenmeno dedigitacin viscosa, consulte: Homsy GM: ViscousFingering in Porous Media, Annual Review of FluidMechanics19 (Enero de 1987): 271311.

3. La movilidad es la relacin entre la permeabilidad y laviscosidad dinmica, y es una medida de la facilidadcon que se desplaza un fluido a travs de la formacin.Dado que la movilidad es inversamente proporcionala la viscosidad, mejora cuando la viscosidad se reducecon el incremento de la temperatura.

4. Para obtener ms informacin sobre las fallas y lossellos, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R,Kaufman P, Knipe R y Krantz B: Menor incertidumbrecon el anlisis de fallas que actan como sello,Oilfield Review16, no. 4 (Primavera de 2005): 4257.

5. Khan S, Han H, Ansari S y Khosravi N: GeomechanicalModeling to Assess Caprock Integrity in Oil Sands,presentado en la Sociedad Canadiense de Gelogosde Petrleo, la Sociedad Canadiense de Gelogosde Exploracin y la Convencin Anual Conjunta dela Sociedad de Adquisicin de Registros de Pozos(Perfilaje) de Canad, Calgary, 9 al 12 de mayo de 2011.

6. Grills TL: Magnetic Ranging Technologies for DrillingSteam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique

Well GeometriesA Comparison of Technologies,artculo SPE/Sociedad de Petrleo de CIM/CHOA 79005,presentado en el Simposio Internacional de OperacionesTrmicas y de Petrleo Pesado de la SPE y laConferencia Internacional de Tecnologa de PozosHorizontales, Calgary, 4 al 7 de noviembre de 2002.

Illfelder H, Forbes E, McElhinney G, Rennie A,Schaepsmeyer H y Krawchuk A: A SystematicApproach for Wellbore Drilling and Placement of SAGDWell Pairs and Infill Wells, artculo WHOC 11-503,presentado en el Congreso Mundial de Petrleo Pesado,Edmonton, Alberta, Canad, 14 al 17 de marzo de 2011.

mxima recuperacin y eficiencia. Si los dos pozosestn muy juntos uno con respecto al otro, en lamayora de los casos el vapor slo alcanzar eltaln del pozo productor, lo que se traducir enuna recuperacin ineficiente, prdida de produc-cin y una rentabilidad deficiente de los activos.Si los pozos se encuentran muy alejados entre s,puede suceder que la produccin se demore

varios meses, mientras se crea una cmara devapor de grandes dimensiones.

Primero, se perfora un pozo de produccin,utilizando herramientas MWD y de perforacindireccional convencionales. Luego, se perfora unpozo de inyeccin utilizando herramientas direc-cionales convencionales hasta que los trayectosde ambos pozos comienzan a converger. Esto seproduce generalmente cuando el pozo inyector yel pozo productor se encuentran separados poruna distancia de aproximadamente 10 m [33 pies]

y el pozo inyector se encuentra dentro de los 120a 150 m [390 a 490 pies] del asentamiento en lazona productiva. Esta proximidad del pozo deinyeccin con respecto a la tubera de revestimiento del pozo de produccin produce unainterferencia magntica que vuelve imprecisas alas herramientas MWD convencionales basadasen mediciones magnticas.

La determinacin de la posicin de un pozorespecto de otro pozo utilizando mediciones mag

nticas se denomina telemetra magntica; estemtodo se utiliza comnmente para perforar demanera planificada pozos que se intersectanentre s, tales como las utilizadas para los pozosde alivio (arriba).6 En el punto de interferenciamagntica, los perforadores pueden recurrir aproceso de telemetra activa, en el cual una fuentemagntica se baja en el pozo productor con tubera flexible o con un tractor operado con cable


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Cuando el paquete de sensores de la herramientaMWD se encuentra casi perpendicular a la fuentemagntica, esta ltima se activa y las medicionesresultantes obtenidas con los sensores MWD per-miten a los tcnicos calcular la relacin espacialexistente entre los dos pozos. Una vez determi-nada la posicin del pozo de inyeccin, la fuente sebaja en el pozo de produccin hasta la profundidadpredeterminada siguiente, se contina perforandoel pozo de inyeccin y el escenario se reitera.

Como alternativa con respecto al mtodo defuente magntica activa, los ingenieros puedenutilizar una tubera de revestimiento premagne-tizada en el primer pozo, como fuente magnticapasiva (arriba). De ese modo, los perforadores nonecesitan acceder a ambos pozos simultnea-mente y no requieren un tractor o una tuberaflexible para desplazar la fuente. Adems, losingenieros pueden emplear mtodos estndar deperforacin direccional y a la vez obtener un

levantamiento casi definitivo en tiempo realdurante la perforacin.7

Schlumberger ha desarrollado el servicio deanlisis de perforacin y telemetra avanzada entiempo real RADAR para ayudar a los operadoresa determinar con precisin la posicin relativa dedos pozos. El servicio RADAR comprende una

En respuesta a estos problemas, los investigado-res de M-I SWACO, una compaa de Schlumberger,desarrollaron el fluido de perforacin a base deagua SAGDRIL. Este sistema contiene un mejora-dor concentrado de la mojabilidad al agua, queminimiza la acumulacin de la arena en la barrena

y la sarta de herramientas y encapsula los recortespara que puedan ser removidos ms fcilmentepor las zarandas y el equipo de control de slidos.

Los mtodos de recuperacin trmica tambinpresentan desafos para el aislamiento zonal.Durante las operaciones SAGD, las temperaturasde fondo de pozo habitualmente alcanzan 275C[530F]. Estas temperaturas elevadas hacen quela tubera de revestimiento del pozo se expanda,lo que impone esfuerzos en el revestimiento decemento circundante. Para reducir estos esfuer-zos y mantener la integridad del pozo, el cementoutilizado para el aislamiento debe poseer un coe-ficiente de expansin trmica similar al de latubera de revestimiento. Adems, es importanteque el cemento no se degrade cuando se expone

a estas temperaturas elevadas durante tiemposprolongados.9

El cemento ThermaSTONE, trmicamentesensible, est diseado especficamente paraaplicaciones geotrmicas y aplicaciones relaciona-das con el petrleo pesado. Este cemento fragua abajas temperaturas, tolera altas temperaturas yofrece una alta flexibilidad y estabilidad trmica,

y un alto coeficiente de expansin trmica. Elcemento se puede expandir hasta un 2%, poseeun mdulo de Young bajo en condiciones de vapor

y ha sido sometido a pruebas de laboratorio contemperaturas de hasta 344C [651F] duranteseis meses.

La geomecnica y la inyeccin de vapor

Las implicaciones de la inyeccin de vapor a altapresin en formaciones de arenas petrolferastrascienden la comprobacin de los lmites delacero y el cemento, ya que tambin se ponen aprueba las tcnicas de modelado de yacimientos.La inyeccin de vapor a alta presin en la cmarade vapor incrementa la temperatura y la presinde poro. El incremento de la presin de pororeduce los esfuerzos efectivos los esfuerzos tota-

les menos la presin de poro sobre la matriz dela roca. La cmara de vapor se dilata, o incrementasu volumen, debido al incremento del volumenporoso ocupado por el vapor y la expansin tr-mica de los contenidos de la cmara de vapor.

serie de aplicaciones de computacin que pue-den ser utilizados para perforar un segundo pozoa lo largo de una trayectoria paralela y a una dis-tancia de 5 a 6 m por encima de un pozo horizontalexistente con una precisin de aproximadamente1 m [3 pies] a lo largo de 1 km [0,6 mi]. Entre otrasaplicaciones, el servicio RADAR permite a losperforadores determinar los cambios de azimuten regiones desafiantes desde el punto de vistamagntico utilizando herramientas MWD gravi-mtricas, que son diseadas para ser utilizadascuando la interferencia magntica impide elempleo de una herramienta MWD convencional.

La naturaleza de las arenas petrolferas quecontienen petrleo pesado genera otros problemasde perforacin. El bitumen y la arena de la forma-cin se adhieren al arreglo de fondo de pozo, pro-

vocando un incremento del esfuerzo de torsin(torque) de la sarta de perforacin. Adems, cuandoel bitumen llega a la superficie, a menudo tapona

las zarandas vibratorias (temblorinas) del equipode tratamiento de lodo, y si la arena se separa delbitumen, puede formar capas que bloqueen elflujo en la lnea de retorno. El empleo de solven-tes en el sistema de lodo permite disolver el bitu-men, pero tambin puede producir derrumbesinaceptables en el pozo.8

>Configuracin de la tubera de revestimiento premagnetizada. Los fabricantes premagnetizan lastuberas de revestimiento de los pozos de produccin segn una configuracin especfica paramaximizar el campo magntico extruido. Una serie de polos opuestos dirige la magnetizacin lejosde la tubera de revestimiento e incrementa la extensin a lo largo de la cual es posible determinarlas distancias con precisin. El efecto de magnetizacin, o patrn, indica la direccin del flujo (lneasnegras), y la intensidad del flujo es indicada con el color, que se extiende de ms intenso (magenta)

a menos intenso (aguamarina). La cantidad de magnetizacin que puede impartirse a la tubera derevestimiento es una funcin de la cantidad de metal de dicha tubera. La cantidad de magnetizacinimpartida a la tubera de revestimiento y el diseo del registro magntico controlan la extensin a lolargo de la cual es posible determinar las distancias con precisin. (Adaptado de Rennie et al,referencia 7.)

Superficie de la tubera de revestimientoPozo

Distancia

con

respecto

alpozo


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Dado que la cmara de vapor se encuentra con-finada a lo largo de sus lados, la mayor parte de ladilatacin se manifiesta como un levantamientode los estratos de sobrecarga. Este levantamientode la sobrecarga estira, o extiende, lateralmente laroca de cubierta. Por encima del pozo inyectorde vapor, la extensin lateral acta contra losesfuerzos de compresin principales horizontales.Si, como resultado de dicha accin, el esfuerzoprincipal horizontal mnimo se convierte en trac-cin, la roca de cubierta se fracturar en condicio-

nes de tensin. En direccin a los lados de lacmara de vapor, la extensin lateral produce unempuje hacia afuera e induce esfuerzos cortantes,que, si exceden la resistencia a la cizalladura,generan fracturas de corte. Estas fracturas se con-

vierten en trayectos de permeabilidad mejoradaque transportan el fluido mvil y la presin lejosde la cmara de vapor.10

7. Rennie A, McElhinney G, Illfelder H, Ceh L, SchaepsmeyerH y Krawchuk A: A Case Study of a New Technique forDrilling SAGD Twin Wells in Heavy Oil Reservoirs,artculo WHOC 2008-395, presentado en el CongresoMundial de Petrleo Pesado, Edmonton, Alberta,10 al 12 de marzo de 2008.

8. Freeman MA, Stoian A, Potapinski JW, Elias LC y

Tetreault R: Novel Drilling Fluid Eliminates Tar ProblemsAssociated with Drilling SAGD Wells, artculo SPE90986, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

9. Tomilina EM, Chougnet-Sirapian A y Aboutourkia W:New Thermally Responsive Cement for Heavy OilWells, artculo SPE 15782, presentado en laConferencia de Petrleo Pesado de Canad dela SPE, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012.

En las operaciones SAGD, una de las principa-les preocupaciones es la preservacin de la rocade cubierta, que se expone a numerosos ciclos deinyeccin de vapor a lo largo de toda la vida tildel proyecto. Para establecer la integridad de laroca de cubierta y estimar su respuesta a la apli-

cacin cclica de calor, en las arenas petrolferasde Athabasca, en Alberta, Canad, los ingenieroconstruyeron modelos geomecnicos a partir dedatos de registros snicos, registros de imgenespruebas de mini fracturamiento, medicionesobtenidas con sensores de presin de formacin yanlisis de ncleos. Estos modelos permiten a losanalistas estimar los esfuerzos inducidos y loscambios producidos en la resistencia de la roca

como resultado de la inyeccin de vapor, y adems pronosticar la ruptura por cizalladura y lafalla por traccin de la roca (izquierda).

Los investigadores analizaron diversos escenarios de inyeccin y utilizaron el simulador de

yacimientos ECLIPSE para modelar los cambioproducidos en la temperatura (T) y en la presin (P). Los cambios correspondientes en eesfuerzo, la deformacin, la porosidad () y lapermeabilidad (k) fueron computados utilizando el software de simulacin geomecnica poelementos finitos VISAGE 3D. Los valores de ykse volvieron a cargar en el modelo de simula

cin de yacimientos, con el que se computaronnuevos valores de Ty P. Los nuevos esfuerzolocales y trayectos de esfuerzos la relacinentre el cambio en el esfuerzo horizontal y el cambio en la presin de poro obtenidos a partir deestos modelos fueron verificados en funcin dediversos criterios de falla para predecir la posibleocurrencia y localizacin de las fallas mecnicas.11

Simulaciones de yacimientos trmicos

Si bien el mtodo SAGD demostr ser comercialmente exitoso durante ms de una dcada, en suprimeros das de aplicacin, los operadores a

veces experimentaban tasas de recuperacindecepcionantes. Estas tasas se deban en parte aque los planificadores de la industria calculaban larespuesta del yacimiento al vapor sobre la base deestudios de simulacin en los que se asuma la homogeneidad de las arenas petrolferas. Estas suposiciones, que funcionaron razonablemente bien en lo

>Modelado del potencial de falla de la roca de cubierta. Los investigadores emplearon unacombinacin de simulador de yacimientomodelo geomecnico para pronosticar los efectos dela presin del vapor sobre la integridad de la roca de cubierta despus de tres aos de inyeccincontinua de vapor con una tasa de 200 m3/d [7 Mpc/d] y una presin de 3 MPa [435 lpc]. La cmarade vapor fue restringida para dilatarse principalmente en sentido ascendente; el agregado decalor indujo tensin horizontal (azul) en el yacimiento, por encima de la cmara (extremo superiorizquierdo), y tensin vertical (azul) cerca de los lados de la cmara ( extremo inferior izquierdo).Dentro de la cmara de vapor, los bordes experimentaron una compresin adicional (amarillo a rojo).Este contraste de esfuerzos puede inducir esfuerzos de corte; sin embargo, en ambos casos, laroca de cubierta se mantuvo intacta. Para determinar la presin de trabajo mxima segura, losinvestigadores incrementaron la presin de inyeccin hasta 6 MPa [870 lpc], valor inferior a lapresin de fractura de 7,35 MPa [1 070 lpc]. Al cabo de tres aos, el esfuerzo de compresinhorizontal mnimo efectivo (extremo superior derecho) no haba alcanzado el valor de cero (rojo);el rojo indicara la falla potencial de la roca de cubierta por tensin. Adems, el ndice de roturapor cizalladura (extremo inferior derecho) indic que la roca de cubierta estaba por experimentarun fenmeno de falla por cizalladura (rojo).

Roca decubierta

3 MPa 6 MPa

3 MPa 6 MPa

Cmara de vapor

Falla de la rocade cubierta

0 +

Cambio del esfuerzo horizontal mnimo

0 +

Esfuerzo horizontal mnimo efectivo

Ausencia de falla 0 Falla

ndice de ruptura por cizalladura

0 +

Cambio del esfuerzo vertical

10. Collins PM, Carlson MR, Walters DA y Settari A:Geomechanical and Thermal Reservoir SimulationDemonstrates SAGD Enhancement Due to ShearDilation, artculo SPE/ISRM 78237, presentado en laConferencia de la SPE y de la Sociedad Internacionalde Mecnica de Rocas, Irving, Texas, EUA, 20 al 23 deoctubre de 2002.

11. Khan et al, referencia 5. Para obtener ms informacin sobre la integridad de

la roca de cubierta, consulte: Khan S, Han H, Ansari S,Vishteh M y Khosravi N: Caprock Integrity Analysis inThermal Operations: An Integrated GeomechanicsApproach, artculo WHOC 11-609, presentado en elCongreso Mundial de Petrleo Pesado, Edmonton,Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.


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proyectos EOR tradicionales durante muchosaos, a menudo hacan que los ingenieros pronos-ticaran los requerimientos de vapor y presin demanera imprecisa y que sobrestimaran el volu-men de reservas recuperables alojadas en un

yacimiento de bitumen.

Esa prctica se modific cuando los especia-listas en mtodos SAGD se dieron cuenta de quelas arenas petrolferas exhiban variaciones signi-ficativas en las propiedades geolgicas y las pro-piedades de los yacimientos. Aprovechando lasmejoras introducidas recientemente en los mto-

>Resultados incrementales de tres estrategias de terminacin. Los pronsticos de cinco aos paralos tres diseos de terminaciones incluyeron los costos de las tuberas de revestimiento, las tuberasde produccin, las operaciones de disparos, los ICDs, los empacadores, el tratamiento del agua ysu reciclaje. El anlisis financiero de la terminacin inteligente arroj un valor actual neto (NPV)ms elevado, a lo largo del mismo tiempo, con respecto al diseo convencional y el diseo simplea pesar de haberse obtenido un volumen de produccin mayor con la terminacin simple.

Volumen deproduccin,

millones de bbl

Erogacionesde capital,

millones de dlarescanadienses

Costos operativos,millones de dlares

canadienses

NPV al 10%,millones de dlares

canadienses

Estrategia determinacin

6,46

7,47

7,89

8,753

7,778

7,385

265

304

333

63,3

76,2

74,4

Terminacin convencional

Terminacin inteligente

Terminacin simple

>Secciones horizontales de tres opciones de terminacin SAGD. Para las terminaciones SAGD convencionales (izquierda), tanto los pozos de produccincomo los de inyeccin, son pozos entubados; la tubera de produccin se corre hasta la punta del pozo productor y el pozo inyector se termina con la

tubera de produccin a mitad de camino, a travs de la seccin horizontal. Los ltimos 610 m [1 970 pies] de ambos pozos, por debajo de aproximadamente1 500 m [5 100 pies], se disparan. En las terminaciones SAGD inteligentes (centro), los dos pozos son entubados y la tubera de produccin se corre hasta lapunta de ambos pozos. Se utilizan dispositivos de control de influjo (ICDs) y empacadores para crear secciones individuales en el espacio anular del pozode inyeccin. Las secciones horizontales de ambos pozos son disparadas nicamente donde existe un espesor mnimo de 5 m [16 pies] de arena continua(azul y verde). Las secciones con menos de 5 m de arena continua (prpura) no se disparan. Las terminaciones simples ( derecha) son entubadas ydisparadas a lo largo de toda la seccin horizontal y la tubera de produccin se corre solamente hasta el taln de ambos pozos. (Adaptado de Akram,referencia 14.)

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Pozo de inyeccin Pozo de produccin

MD, m MD, m MD, m MD, m MD, m MD, m

Terminacin SAGD convencional Terminacin SAGD inteligente Terminacin SAGD simple

Pozo de inyeccin

ICD

Pozo de produccin Pozo de inyeccin Pozo de produccin

Disparos

Disparos

EmpacadorTubera deproduccin

Tubera deproduccin

Tubera deproduccin

Tubera deproduccin

Sin condiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento

Sin condiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento


8/14

Volumen 26, no.2 11

dos de simulacin y la tecnologa de computa-cin, hoy los analistas emplean una cuadrcula dealta resolucin para captar los detalles de la hete-rogeneidad de un yacimiento y pueden corrermodelos de campo completo. Adems, con la dis-ponibilidad de una mayor capacidad computacio-nal, los ingenieros pueden efectuar simulacionesde localizaciones SAGD con mltiples pozos y darcuenta de la interrelacin de las cmaras de

vapor para los pares de pozos adyacentes.12

Los modelos de simulacin pueden utilizarsepara medir el impacto de las opciones de termina-cin SAGD sobre la produccin, la relacin vapor-pe-trleo (SOR) y la rentabilidad de los proyectos.13En la direccin de una operacin SAGD en lasarenas petrolferas de Athabasca, en Alberta,Canad, un estudio utiliz la plataforma de la apli-cacin Petrel E&P de Schlumberger para el mode-lado esttico y emple el simulador de yacimientostrmicos ECLIPSE para comprobar el impacto deuna estrategia de terminaciones conocidas comoterminaciones inteligentes o verdes (pgina

anterior, arriba).Los ingenieros utilizaron el modelo acoplado

para determinar cmo la posicin de los desvos ylas barreras dentro del yacimiento interfera conel trayecto de flujo de vapor pretendido, lo queles permiti configurar la terminacin para queel vapor fluyera dentro del yacimiento en sentido

ascendente y se evitaran las obstrucciones.Adems, se efectu el anlisis financiero, utili-zando el software de planeacin, riesgo y reservasMerak Peep para comparar los resultados econ-micos de diversas opciones tcnicas.

El estudio consisti en el modelado y la com-paracin de las terminaciones SAGD convencio-nales, inteligentes y simples durante cinco aos ylas conclusiones extradas fueron las siguientes:

El diseo convencional logr la mejor relacinSOR, pero debido a las elevadas erogaciones decapital y costos operativos (capex y opex), sutasa de retorno de la inversin fue la ms baja.

El diseo simple logr la mxima recuperacin,pero requiri ms vapor y produjo ms agua, loque increment las erogaciones de capital ycostos operativos, que no fueron compensadaspor incrementos graduales en la produccin.

El diseo inteligente logr un proceso optimizadode inyeccin de vapor con una erogacin de capi-tal levemente ms alta y costos operativos leve-mente ms bajos, lo que se tradujo en el mejor

valor actual neto (NPV) de las tres opciones.Los resultados del estudio destacan el valor

del modelado de las operaciones de recuperacintrmica y el riesgo potencial de utilizar un soloindicador, tal como la relacin SOR, para clasifi-car el xito de un proyecto SAGD. Las simulacio-nes demostraron que el diseo de la terminacin

12. Akram F: Multimillion-Cell SAGD ModelsOpportunityfor Detailed Field Analysis, artculo WHOC 11-534,presentado en el Congreso Mundial de Petrleo Pesado,Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

Para obtener ms informacin sobre la optimizacinde los pares de pozos SAGD a travs de simulaciones

trmicas y de campo completo, consulte: Akram F:

Multi-Million Cell SAGD ModelsOpportunity forDetailed Field Analysis, artculo SPE 11RCSCSPE145679, presentado en la Conferencia y Exhibicin deCaracterizacin y Simulacin de Yacimientos de la SPE,Abu Dhabi, Emiratos rabes Unidos, 9 al 11 de octubrede 2011.

13. La relacin vapor-petrleo (SOR) es una medida delvolumen de vapor requerido para producir un volumende petrleo. Esta relacin se utiliza normalmente paradeterminar la eficiencia de una operacin SAGD enbase a la hiptesis de que cuanto menor es la relacinSOR, con ms eficacia se utiliza el vapor y ms bajosson los costos de combustible.

14. Akram F: Effects of Well Placement and IntelligentCompletions on SAGD in a Full-Field Thermal-NumericalModel for Athabasca Oil Sands, artculo SPE/PS/CHOA117704, presentado en el Simposio Internacional deOperaciones Trmicas y de Petrleo Pesado de la SPE,Calgary, 20 al 23 de octubre de 2008.

15. Banerjee S, Abdelfattah T y Nguyen H: Benefits ofPassive Inflow Control Devices in a SAGD Completion,artculo SPE 165478, presentado en la Conferencia dePetrleo Pesado de la SPE, Canad, Calgary, 11 al 13 dejunio de 2013.

>

Cmaras de vapor ideal y real. Una cmara de vapor ideal ( izquierda) exhibe una distribucinuniforme del vapor a lo largo de la extensin horizontal del pozo inyector e impregna la formacinde manera uniforme, dirigiendo eficientemente el bitumen hacia el pozo de produccin que seencuentra debajo. En la prctica, sin intervencin, las cmaras de vapor son muy irregulares eineficientes (derecha).

Forma uniformeVistaen tres

cuartos

Vistalateral

Flujo uniforme Flujo variado

Forma irregular

Cmara de vapor uniforme ideal Cmara de vapor irregular

convencional produjo la relacin SOR ms baja yque el diseo de la terminacin simple arroj lamayor produccin acumulada de petrleo. No obstante, cuando se incluy un modelo econmico, laterminacin inteligente produjo costos totalesms bajos y el mejor retorno de la inversin deoperador (pgina anterior, abajo).14

Optimizacin de la produccin

La obtencin de resultados econmicos ptimoscuando se utilizan mtodos SAGD, requiere edesarrollo uniforme o un desplazamiento de lacmara de vapor eficiente. No obstante, amenudo, el flujo de bitumen y vapor a travs de laformacin entre los pares de pozos SAGD es irregular (abajo). Las heterogeneidades del yacimiento producen un flujo irregular de vapor atravs de las arenas petrolferas y una movilidad

variable de la fase petrleo, lo que genera un flujno uniforme de petrleo. Adems, el vapor es des

viado por la presencia de capas de lutita y lodo, araz de lo cual ms del 80% del vapor inyectado

sale del pozo por el taln, a travs del trayecto demenos resistencia, y casi todo el vapor remanente sale por la punta del pozo.15Para mejorar laconcordancia mediante el control de la inyeccin, los operadores han utilizado diversas estrategias, incluidas sartas de tubera de produccindobles dentro de tuberas de revestimiento cor


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12Oilfield Review

tas (liners) ranuradas u otros filtros de exclusinde arena, tanto para los pozos de produccincomo para los pozos de inyeccin (arriba).

En la configuracin de tubera de produccindoble, una sarta inyecta el vapor en el taln de laseccin horizontal del pozo de inyeccin y unasegunda sarta transporta el vapor hasta la punta.Dado que el vapor pasa hacia la formacin a tra-

vs del linerranurado, a lo largo de todo el tramohorizontal del pozo de inyeccin, los hidrocarbu-ros ingresan en la tubera de produccin tanto por

la punta como por el taln del pozo. Mediante elemplazamiento de los puntos de inyeccin y pro-duccin en ambos extremos de las secciones hori-zontales de los dos pozos, el flujo se distribuye demanera ms uniforme entre el par de pozos.

Las terminaciones SAGD con tubera de pro-duccin doble, implementadas en el oeste deCanad, generalmente incluyen sistemas de levan-tamiento artificial por gas en lugar de bombaselctricas sumergibles (ESP) para llevar el petr-

leo a la superficie, pero no poseen vlvulas decontrol de fondo de pozo. Las terminaciones contubera de produccin doble tambin pueden con-tener una sarta de tubera flexible instrumentadacon una sarta de medicin de la distribucin de latemperatura o un arreglo de termocupla. Un estu-dio propuso el empleo de controladores de reali-mentacin proporcionales, derivativos e integrales(PID) en cada sarta de tubera de produccin delpozo inyector para controlar las tasas de inyeccin.El controlador PID monitorea la diferencia de

temperatura existente entre los fluidos inyecta-dos y los fluidos producidos, y mantiene una dife-rencia especificada entre ambos mediante laregulacin de la tasa de inyeccin.16La diferenciade temperatura entre el vapor inyectado y losfluidos producidos, conocida como subenfria-miento, es una variable de control clave en lasoperaciones SAGD y normalmente se mantieneentre 15C y 30C [27F y 54F].17Las termina-ciones con tubera de produccin doble con con-

troladores PID han mejorado la eficiencia dedesplazamiento de la cmara de vapor a travs delcontrol de las tasas de inyeccin para mantener un

valor de subenfriamiento especfico a medida quecambian las condiciones del yacimiento.

Un estudio de seguimiento dirigido a optimizarla produccin y el NPV examin la utilizacin delos controladores PID en los pares de pozos SAGD.Los investigadores llegaron a la conclusin de

que los controladores permiten ajustar las tasasde inyeccin rpidamente y de ese modo lograr ymantener un valor de subenfriamento previsto yrelaciones SOR eficientes. Adems, dado que seutiliza el mismo valor de subenfriamiento obje-tivo en la mitad inicial que en la mitad final delpar de pozos, los PIDs pueden mejorar la eficien-cia de desplazamiento de la cmara de vapor a lolargo de ambos pozos.18

Adems, los ingenieros pueden procurar gene-rar un desplazamiento de la cmara de vapor efi-ciente mediante la instalacin de dispositivos decontrol de influjo (ICD) como parte de un arreglo

de filtros de exclusin de arena en el pozo deinyeccin o en el pozo de produccin, o en ambos.Los ICDs estn diseados para hacer que vare ladistribucin de presin a lo largo del pozo. Cuandose instalan como parte de la terminacin del pozode inyeccin, estos dispositivos sirven para ecuali-zar mejor el flujo de vapor desde la punta hasta eltaln. Cuando se instalan como parte de la termina-cin del pozo de produccin, ayudan a ecualizar elinflujo de la emulsin vapor-petrleo desde lapunta hasta el taln y de ese modo proporcionanun subenfriamiento ms uniforme desde la puntahasta el taln (prxima pgina).

Los ICDs basados en boquillas son indepen-dientes de la viscosidad y la cada de presin

vara en funcin del cuadrado de la velocidad atravs de las boquillas, lo que proporciona unagran capacidad de restriccin del vapor. Por con-siguiente, en las terminaciones de los pozos deproduccin SAGD, las boquillas actan como vl-

vulas autorreguladas porque a medida que elnivel de los lquidos se aproxima al filtro de arenadel ICD, stos se evaporan dentro de la vlvula, loque produce una restriccin adicional del flujopara la misma cada de presin. Este proceso fun-

ciona tratando de evitar que el vapor ingrese enel pozo de produccin; si ingresa, lo hace con unatasa mucho ms reducida que no produce daoslocalizados por erosin en el filtro de arena, a losque se conoce como puntos calientes. En conse-cuencia, las terminaciones SAGD con ICDs per-miten mejorar la eficiencia de desplazamientosin necesidad de una segunda sarta de tubera deproduccin que se extienda hasta la punta delpozo de produccin.19

>Control de la inyeccin de vapor y de la produccin de bitumen en las secciones horizontales. Cuando unoperador termina un pozo de inyeccin SAGD (derecha) con mltiples sartas de tubera de produccin yuna tubera de revestimiento corta (liner) ranurada, se puede inyectar vapor (flechas rojas) en el espacioanular existente entre la tubera de revestimiento y la tubera de produccin, tanto en la punta como enel taln del pozo, para contribuir a la obtencin de un perfil de inyeccin ms uniforme a lo largo de laseccin horizontal. Un pozo de produccin terminado con sartas de tubera de produccin duales y unlinerranurado (izquierda) permite que el condensado de vapor y el bitumen controlados por la fuerza degravedad (flechas verdes) ingresen de manera ms uniforme en el espacio anular existente entre la

tubera de produccin y la tubera de revestimiento, a lo largo de la seccin horizontal. Un controladorde realimentacin proporcional, derivativo e integral (PID) (no mostrado) monitorea la diferencia de

temperatura ente los fluidos inyectados y los fluidos producidos, o subenfriamiento, a travs de latubera flexible instrumentada del pozo de produccin (lnea roja) y regula las tasas de inyeccinacorde a un valor de subenfriamiento objetivo.

Tubera gua

Pozo de inyeccin

Pozo de produccin

Tubera gua

Tubera de revestimiento intermedia

Tubera derevestimiento intermedia

Sarta de taln

LinerranuradoVapor

LinerranuradoSarta de taln

Sarta de punta

Sarta de punta

Sarta de levantamientoartificial por gas


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Volumen 26, no.2 13

Los especialistas de Schlumberger corrieronsimulaciones de pozo de un par de pozos SAGDque incluyeron un caso base en el cual el pozoproductor se equip con ICDs y el inyector se ter-min como un pozo controlado con un PID y consarta doble. El vapor se inyect con una tasamxima de 250 m3/d [8 800 pies3/d]; el subenfria-miento objetivo fue de 3C [5,4F]. Para este estu-dio, los investigadores utilizaron ICDs FluxRite,

ahora denominados ICDs MeshFlux, que son unacombinacin de tecnologa de control de la produc-cin de arena MeshRite e ICDs de tipo boquilla.

Instalada con los filtros en una tubera base de14 m [46 pies] de largo y 7 pulgadas de dimetro, laboquilla ICD del pozo de produccin contena unestrangulador (orificio) de 4,2 mm [0,17 pulgadas]de dimetro. Cada pozo del par de pozos SAGDexhiba una longitud de 700 m [2 290 pies] y unespaciamiento vertical de 5 m [16 pies]. La simu-lacin del yacimiento se bas en los datos dispo-nibles para la formacin McMurray del norestede Alberta, en Canad, que contiene un bitumen

de alta viscosidad en condiciones iniciales y esaltamente heterognea.20

Se corrieron cuatro simulaciones en total: En el caso 1 (caso base), las temperaturas pro-

medio en la mitad inicial y la mitad final delpozo productor fueron calculadas utilizando unalgoritmo de seleccin de temperaturas.

En el caso 2, las temperaturas promedio en lamitad inicial y la mitad final de los pozos pro-ductores fueron calculadas como un promediode las temperaturas de influjo.

En el caso 3, el subenfriamiento objetivo semodific de 3C a 15C.

En el caso 4, el pozo productor fue terminadocon sartas de tubera de produccin dobles.

Los resultados del estudio indicaron que lasterminaciones con sartas de tubera de produccindobles con controladores PID mejoraron la rela-cin SOR y la produccin acumulada de petrleo.La utilizacin de un algoritmo de seleccin de tem-peraturas para seleccionar las temperaturas bajasmejor el clculo del subenfriamiento y un valor

objetivo de subenfriamiento ms bajo mejor laproduccin y los aspectos econmicos.21La utiliza-cin de ICDs en la terminacin del pozo de pro-duccin se tradujo en un ambiente de presinms estable, un control ms fcil de la produc-cin y una distribucin de la produccin ms uni-

forme a lo largo de toda la seccin horizontal depozo que en los pozos productores terminadoscon sartas dobles.

Incentivados por los informes del impacto delos ICDs en la produccin y en la eficiencia de lasoperaciones SAGD, los ingenieros de Brion Energyllevaron a cabo un estudio preliminar para cuantificar los beneficios potenciales de los ICDs desplegados con linery utilizaron un modelo de yacimiento

basado en el Proyecto Comercial del Ro Mackay(MRCP), ubicado a unos 30 km [18,7 mi] anoroeste de Fort McMurray, en Alberta. Dado queel modelo inicial, basado en condiciones ideales yen un yacimiento perfectamente homogneo, nomostr ninguna ventaja como resultado del empleodel ICD, fue reemplazado posteriormente por otroen el cual la permeabilidad absoluta de las celda

16. Stone TW, Brown G, Guyaguler B, Bailey WJ y LawDH-S: Practical Control of SAGD Wells with Dual TubingStrings, Journal of Canadian Petroleum Technology53,no. 1 (Enero de 2014): 3247.

17. Gates ID, Kenny J, Hernandez-Hdez IL y Bunio GL:Steam-Injection Strategy and Energetics ofSteam-Assisted Gravity Drainage, artculo SPE/PS-CIM/CHOA 97742, presentado en el SimposioInternacional de Operaciones Trmicas y de PetrleoPesado de la SPE, Calgary, 1 al 3 de noviembre de 2005.

18. Stone TW y Bailey WJ: Optimization of Subcool inSAGD Bitumen Processes, artculo WHOC 14-271,presentado en el Congreso Mundial de Petrleo Pesado,Nueva Orlens, 5 al 7 de marzo de 2014.

19. Stone TW, Law DH-S y Bailey WJ: Control ofReservoir Heterogeneity in SAGD Bitumen Processes,artculo SPE 165388, presentado en la Conferencia de

Petrleo Pesado de la SPE-Canad, Calgary, 11 al 13 dejunio de 2013.

Para obtener ms informacin sobre los ICDs, consulte:Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T, Kvernstuen S, Leung E,

Moen T, Porturas F, Skillingstad T, Vorkinn PB y RaffnAG: Dispositivos de control de flujo: Perfeccionamientode los estndares, Oilfield Review21, no. 4 (Junio de2010): 3039.

20. Stone et al, referencia 19.21. El algoritmo de seleccin de temperaturas promedia

todas las temperaturas de los pozos productoressalvo las temperaturas ms bajas de cada mitad delpozo si fueron significativamente ms bajas que las

temperaturas ms elevadas registradas en cadamitad del pozo y afectaron los clculos del productopermeabilidad-altura.

>Efecto en el taln y la punta. La emulsin de vapor-petrleo (azul) formada mediante la inyeccinde vapor durante las operaciones SAGD tiende a fluir a travs de las zonas de mayor permeabilidady a llegar al linerranurado del pozo de produccin de manera irregular, a menudo hasta el taln delpozo (extremo superior). Los dispositivos de control de influjo (ICDs), que se encuentran dentro de losarreglos de filtros de exclusin de arena, ecualizan la cada de presin a lo largo de toda la extensindel pozo, contribuyendo a la distribucin ms regular del flujo de la emulsin a travs de la formaciny al flujo ms uniforme a lo largo de la sarta de produccin horizontal ( extremo inferior).

Liner ranurado

ICDs con filtros (cedazos) de exclusin de arena


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14Oilfield Review

del yacimiento en algunos de los planos perpendi-culares a la trayectoria del pozo se incrementaba ose reduca de acuerdo con la variacin mximaprevista en la misma rea del yacimiento.

Para alojar los filtros de arena que formanparte de la instalacin ICD, el dimetro del linerse redujo de 8 5/8 pulgadas a 7 pulgadas. El mode-lado indic que este cambio de tamao no incidaen la relacin SOR ni en la produccin acumuladadel par de pozos. Por motivos econmicos y tcni-cos, el equipo de trabajo opt por ICDs de tipoboquilla combinados con un medio filtrante debajo perfil para permitir correr el arreglo dentrode la tubera de revestimiento de 95/8 pulgadas.

Con esta configuracin, la simulacin mostrque los pares de pozos con los ICDs en los produc-tores arrojaban una mayor produccin acumu-lada y una relacin SOR ms baja que los pozossin ICDs; gran parte del beneficio en trminos deproduccin tuvo lugar en los primeros dos aos.Tras este perodo, la produccin acumulada fueun 12,2% mayor con linersequipados con ICDsque en los mismos pozos sin ICDs. Al cabo de seisaos, esa diferencia se redujo a un valor de slo2,5%. Sin embargo, la relacin SOR disminuy enun 9,84% a fines del ao 2 y en un 10,3% en el ao 6.La compaa consider que estos beneficios eransuficientes para proceder con las pruebas de campo.

Previo a las instalaciones de campo, se efec-tu una simulacin dinmica ms detallada, utili-zando una trayectoria de un par de pozos reales yun geomodelo de yacimiento actualizado en el queel operador planific correr la primera termina-cin con linerprovisto de un ICD. La simulacinfue corrida con un flujo de trabajo Petrel utili-zando el simulador de yacimientos ECLIPSE encombinacin con un modelo de pozo de mltiples

segmentos completamente acoplado. Adems, enbase a los resultados de las simulaciones que uti-lizaron diversos tamaos de boquillas y presionesdiferenciales de fondo de pozo, el operador optpor instalar dos boquillas de 2,5 mm por cadaunin del linerdel pozo productor, manteniendo elsubenfriamiento del pozo en 1C [2F]. Con la pre-sin diferencial del pozo fijada en 70 kPa [10 lpc]menos que la de una terminacin estndar, losresultados de la simulacin indicaron que la pro-duccin acumulada podra mejorar en un 34% en elao 4 y en un 23% en el ao 12 (izquierda).

Sobre la base de los resultados de estas simu-

laciones y la conclusin de que los ICDs poseen elpotencial para mejorar el desempeo del desa-rrollo de un proyecto SAGD, en octubre de 2013Brion Energy termin el primero de los dos pozosque proyect equipar con ICDs. Y se ha planifi-cado la terminacin del segundo en el ao 2014.Se prev que la circulacin de vapor comenzaren el segundo semestre de 2015 y la produccinse iniciar en el primer semestre de 2016.22

Aligeramiento de la carga

Como sucede con todas las operaciones de produc-cin de petrleo y gas, los operadores que ejecutanproyectos SAGD se esfuerzan permanentementepor mejorar la produccin, reducir los costos yminimizar el impacto ambiental de sus operaciones.En los pozos SAGD, el vapor domina tanto la pro-duccin como los costos. El mantenimiento de laproduccin de bitumen de los pozos SAGD sinintervencin mecnica requiere incrementos cons-tantes de la tasa y la presin de inyeccin de vaporpara compensar las prdidas de la cmara de vapor

y ayudar a llevar la emulsin petrleo y agua a lasuperficie. Sabiendo que dichos incrementos soninsostenibles, los operadores SAGD han recurrido a

los sistemas de levantamiento artificial.Para ello, investigaron diversas tcnicas yherramientas de levantamiento artificial en lasarenas petrolferas del oeste de Canad, inclui-das bombas multifsicas, sistemas rudimentariosde levantamiento artificial por gas y bombas ESP.

>Produccin de bitumen de pozos SAGD estndar con dispositivos de control de influjo (ICD).Las simulaciones corridas por Brion Energy indican que es mayor la produccin acumulada (rea pordebajo de cada curva de tasa de flujo) proveniente de los pozos de produccin SAGD que incluyen dos

ICDs, provistos en cada caso de boquillas de 2,5 mm por cada unin de tubera de produccin, que laproduccin proveniente de los pozos de produccin con linerranurado estndar correspondientes alcaso base. Las simulaciones fueron corridas utilizando ICDs con boquillas de 2,5 mm con presionesdiferenciales variables (0, 25, 50, 75 y 100 kPa) inferiores a la presin diferencial de los pares depozos estndar. (Adaptado de Becerra et al, referencia 22.)

120

100

80

60

40

20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 130

140

Tasadeflujo

debitumen,

m3/d

Aos

Caso base

2,5 mm, 0 kPa

2,5 mm, 25 kPa [4 lpc]

2,5 mm, 50 kPa [7 lpc]

2,5 mm, 75 kPa [11 lpc]

2,5 mm, 100 kPa [15 lpc]

> Instrumentacin de una bomba elctrica sumergible (ESP) para una prueba en condiciones dealta temperatura. Mediante el equipamiento de una ESP con mltiples sensores durante las pruebasde laboratorio, los ingenieros pudieron monitorear las temperaturas superficial e interna y lasvibraciones en los puntos de los ambientes de alta temperatura en los que las ESPs generalmentefallan. (Adaptado de Noonan et al, referencia 24.)

Sensor de temperaturade la superficie del motor

Sensor de temperaturadel aceite del motor

Sensor de temperaturadel bobinado del motor

Sensor de vibraciones horizontalesy verticales de fondo de pozo cerca

de la admisin de la bomba

Sensor de la temperaturade la admisin del fluido Fluidos producidos


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Volumen 26, no.2 15

22. Becerra O, Kearl B y Sanwoolu A: A SystematicApproach for Inflow Control Devices Testing in MackayRiver SAGD Wells, artculo SPE 170055, presentado enla Conferencia de Petrleo Pesado de la SPE-Canad,

Calgary, 10 al 12 de junio de 2014.23. Gaviria F, Santos R, Rivas O y Luy Y: Pushing theBoundaries of Artificial Lift Applications: SAGD ESPInstallations in Canada, artculo SPE 110103,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al14 de noviembre de 2007.

Las prdidas de presin se producen cuando loslquidos fluyen hacia la rueda mvil de una bomba.La cabeza de aspiracin positiva neta es la presinmnima requerida en el orificio de aspiracin de unabomba para impedir su cavitacin.

24. Noonan SG, Dowling M, DAmbrosio L y Klaczek W:Getting Smarter and Hotter with ESPs for SAGD,artculo SPE 134528, presentado en la Conferencia yExhibicin Tcnica Anual de la SPE, Florencia, Italia,19 al 22 de septiembre de 2010.

25. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulter C yPerez-Damas C: SAGD Real-Time Well ProductionMeasurements Using a Nucleonic MultiphaseFlowmeter: Successful Field Trial at Suncor Firebag,artculo WHOC 11-514, presentado en el CongresoMundial de Petrleo Pesado, Edmonton, Alberta,14 al 17 de marzo de 2011.

26. Para obtener ms informacin sobre la tecnologa Vx,consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G,Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, PerciotP, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: Un nuevohorizonte en mediciones de flujo multifsico, OilfieldReview16, no. 4 (Primavera de 2005): 5870.

>Tecnologa de pruebas de pozos multifsicos Vx. Las mediciones delmedidor Vx no se basan en la separacin de los fluidos o en la calibracindel flujo y no son afectadas por la presencia de espuma o emulsiones.El medidor no posee partes mviles ni sensores en contacto directo conel fluido. Las mediciones de la presin absoluta y la presin diferencialse obtienen en el mismo punto del estrechamiento del tubo venturi.Las ventanas transparentes-nucleares del tubo venturi permiten que losrayos gamma pasen de la fuente al detector con poca prdida causada porel equipo. Una computadora de flujo provee los datos de tasas de flujo yprocesamiento de los sensores.

Detectornuclear

Computadorade flujo

Fuente nuclear

Transductorde presindiferencial

Flujo

Tuboventuri

Transductorde presin

Debido al xito limitado que experimentaron conlas bombas multifsicas y las instalaciones delevantamiento artificial por gas, los operadoresoptaron por instalar ESPs. Los ingenieros com-prendieron que para que estas bombas resulta-ran efectivas, deban controlar el subenfriamientoen la admisin de la bomba. Cuando el valor delsubenfriamiento se vuelve demasiado bajo, el

vapor puede fluir directamente hacia la sarta de

produccin y la eficiencia energtica se reduce.El vapor que ingresa en el linerranurado tam-bin puede producir fallas en dicha tubera, pro-blemas de produccin de arena y el fenmeno decavitacin en la bomba si la presin de admisincae por debajo del valor especificado para la cabezade aspiracin positiva neta.23

Las ESPs son reconocidas por su rendimientoslido en pozos de petrleo relativamente someros.No obstante, su vida til se reduce significativa-mente cuando son expuestas a temperaturas ele-

vadas de fondo de pozo o cuando las condicionesen el punto de admisin son tales que existe

vapor de agua presente. Para evitar este modo defalla, las bombas deben ser fabricadas con mate-riales con mayor tolerancia a la expansin tr-mica que los utilizados en aplicaciones estndar.El aceite de motor debe poder mantener su resis-tencia dielctrica y sus propiedades de lubrica-cin en condiciones de altas temperaturas y elcable elctrico que se conecta al motor debepoder tolerar la inmersin constante en fluidosde alta temperatura.

Para abordar estos requerimientos, los inge-nieros de Schlumberger y ConocoPhillips disea-ron y probaron una ESP para condiciones de altatemperatura en un circuito cerrado de pruebasde flujo de los laboratorios de C-FER Technologiesen Edmonton, Alberta. Esta instalacin posibilitque el equipo de trabajo utilizara una diversidadde instrumentos de fondo de pozo para monitorearel rendimiento de la nueva ESP en un ambiente dealta temperatura (pgina anterior, abajo). La ESPpara altas temperaturas REDA HotlineSA3 fun-cion sin fallas durante casi 42 das a temperatu-ras de fluido oscilantes entre 150C y 260C [300F

y 500F], que es el lmite superior de diseo detemperatura del circuito cerrado de pruebas.24

Cifras de produccin en tiempo real

Con el tiempo y la experiencia, los especialistasen proyectos SAGD han mejorado significativa-mente la produccin y han reducido los costos derecuperacin del petrleo pesado. El ajuste poste-rior de estas operaciones requiere la disponibili-dad de datos de tasas de flujo oportunos y precisos

para optimizar las eficiencias del proceso de levan-tamiento artificial, ajustar las tasas y las presionesde inyeccin de vapor, y probar y revisar los mode-los de yacimientos utilizados para proporcionar lospronsticos de produccin.

La captacin de estos datos a travs de lossistemas tradicionales de separacin basados enla accin de la gravedad constituye una tareatediosa en los pozos SAGD porque los fluidos de pro-duccin a menudo exhiben contrastes muy peque-os entre las densidades del agua y del petrleo.

Adems, la produccin proveniente de los pozosSAGD normalmente se caracteriza por la presen-cia de regmenes de flujo inestables, altas tempe-raturas, petrleo espumoso emulsionado, cidosulfhdrico [H2S] y partculas abrasivas de arena.

stas y otras posibles fuentes de error lleva-ron a los ingenieros de Suncor Energy, en Calgary,

y de Schlumberger a la conclusin de que lasmediciones de tasas de flujo obtenidas con mto-dos tradicionales de monitoreo de la produccineran insuficientes para posibilitar la optimiza-

cin de los pozos SAGD. En el ao 2007, los inge-nieros buscaron una forma de superar estaslimitaciones mediante la verificacin y la califica-cin de un medidor de flujo multifsico (MPFM)en un pozo SAGD.25

El medidor MPFM se bas en la tecnologa depruebas de pozos multifsicos Vx desarrolladaoriginalmente por los ingenieros de Schlumberger

para aplicaciones en aguas profundas. El sistemaVx combina un tubo venturi instrumentado conun medidor de fracciones multienergtico paramedir la tasa de flujo total y las fracciones de gaspetrleo y agua presentes en las corrientes deproduccin multifsicas (arriba).26


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16Oilfield Review

En el ao 2009, luego de numerosos cambiosde diseo basados en los resultados de las prue-bas de 2007, el equipo de trabajo propuso reem-plazar un separador de prueba centralizado porun MPFM Vx en cada uno de los nueve cabezales depozos de una localizacin de pozos mltiples delproyecto de Suncor en Firebag, en el noreste de

Alberta (arriba). Adems de las mediciones msprecisas obtenidas con el MPFM, este arreglo per-mitira la obtencin de mediciones de flujo conti-nuas en cada pozo. Por el contrario, en los arreglosoriginales, la existencia de un separador por locali-zacin de mltiples pozos permita a los ingenierosefectuar pruebas de pozos slo en forma intermi-tente y durante intervalos de tiempo breves.

Si bien las mediciones de flujo obtenidas conel medidor MPFM y el separador de prueba paralos mismos perodos de flujo estable proveyeronresultados consistentes entre ambos, los investi-gadores observaron que el medidor Vx sistemti-camente arrojaba mediciones de la relacinagua-lquido (WLR) ms bajas que el separador

de prueba. La investigacin demostr que el sepa-rador de prueba indicaba valores ms altos que losreales para la produccin de agua y ms bajos quelos reales para la produccin de petrleo. Ms sig-nificativo an fue el hecho de que, a partir de losresultados del proyecto de tres aos de duracin,el equipo de trabajo de Schlumberger y Suncorlleg a la conclusin de que la tecnologa Vx mos-traba repetibilidad, una buena respuesta din-mica y mediciones de tasas de flujo de los pozosSAGD de alta precisin, lo que la convirti en unaherramienta de optimizacin muy adecuada.27

La optimizacin

La aplicacin del mtodo SAGD exige una alta ero-gacin de capital; los costos de generacin del vaporrepresentan el grueso de los costos operativos.Los ingenieros especialistas en mtodos SAGD seesfuerzan continuamente por mejorar la distribu-cin del vapor a lo largo de los pares de pozosmediante la optimizacin en tiempo real (RTO).

No obstante, las operaciones SAGD son comple-jas y requieren que se monitoreen y se controlenmuchos parmetros; las variables ms importan-tes son las tasas de inyeccin del vapor, el suben-friamiento, y la temperatura y la presin de fondode pozo.28La tarea de aplicar prcticas RTO enlas operaciones SAGD se complica an ms por elhecho de que los ingenieros derivan cada uno delos parmetros requeridos combinando datos de

numerosas fuentes (prxima pgina).29

Si bienestas numerosas variables dificultan la optimiza-cin de las operaciones SAGD, su complejidadtambin hace que estas operaciones sean buenascandidatas para la aplicacin de soluciones RTO.

Dos de las mediciones ms importantes quese utilizan en la prctica RTO los perfiles detemperatura y presin a lo largo de las seccioneshorizontales se obtienen a travs de sensoresde fibra ptica que registran la distribucin de latemperatura (DTS).30 Y los dispositivos MPFMsproporcionan un tercer dato crucial; las tasas deflujo de superficie en tiempo real para cada fase.

Para la prctica RTO, estos datos crucialesson sometidos a controles de calidad bsicos uti-lizando un software para eliminar errores obvios,tales como presiones negativas y temperaturasextremadamente altas o bajas. A menudo, estosresultados son refinados posteriormente mediante

>

Proyecto Firebag. El proyecto de Suncor en Firebag, sitio de las pruebas del medidor de flujomultifsico Vx, se localiza en el noreste de Alberta.

Alberta

Edmonton

Calgary

Alberta

CANAD

ESTADOS UNIDOS

Proyecto SAGD deSuncor en Firebag

2000 mi

0 200kmOcanortico

27. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulder C,Damas C y Ben Relem K: First Ever Complete Evaluationof a Multiphase Flow Meter in SAGD and Demonstrationof the Performance Against Conventional Equipment,presentado en el 28o Simposio Internacional deMediciones de Flujo del Mar del Norte, St. Andrews,Escocia, 26 al 29 de octubre de 2010.

28. Gonzlez LE, Ficocelli P y Bostick T: Real TimeOptimization of SAGD Wells, artculo SPE 157923,presentado en la Conferencia de Petrleo Pesado dela SPE, Canad, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012.

29. Mohajer M, Prez-Damas C, Berbin A y Al-kinani A:An Integrated Framework for SAGD Real-TimeMonitoring, artculo WHOC 2009-390, presentadoCongreso Mundial de Petrleo Pesado, Isla Margarita,Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009.

30. Para obtener ms informacin sobre los DTSs, consulte:Brown G: Temperaturas de fondo de pozo obtenidascon fibra ptica, Oilfield Review20, no. 4 (Primaverade 2009): 3439.

31. Mohajer et al, referencia 29.

32. Asociacin Canadiense de Productores dePetrleo (CAPP): Crude Oil Forecast, Markets andTransportation, Calgary: CAPP, junio de 2013.


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>Mediciones de superficie y de fondo de pozo. Los ingenieros deben utilizar diversas tcnicas paramedir todas las variables requeridas para el monitoreo, la vigilancia, el diagnstico y la optimizacinde las operaciones con pozos SAGD. (Adaptado de Mohajer et al, referencia 29.)

Flujo de fondo de pozopara sistemas ESP

Mtodo

Medicin de tasa de flujo

Medicin en terminaciones con sistemas de levantamiento ESP

Medicin en terminaciones con sistemas de levantamiento artificial por gas

Medicin en terminaciones con inyeccin de vapor

Medicin de superficie



Ventaja

Medicin de fondo de pozo



Limitacin

Medicin circunstancial



Tasa de flujo verdaderade la bomba

Solamente una fase; limitacincon gas libre

Prueba de pozo conuso de separadores

Disponibilidad inmediata

Presin de tubera de produccin

Presin de descarga de la bomba

Inconsistente, resultados desfasadosen el tiempo

Afecta la contrapresin del sistema

Consistente y preciso

Capacidad para medir la inestabilidad

Interferencia mnima con laspresiones del sistema

Las lecturas requieren el ajustecon respecto a las condiciones dereferencia del petrleo en tanque

Prueba de pozo multifsicode instalacin temporaria

Estudio del perfil trmico con medicinde la distribucin de la temperatura

Distribucin de la temperatura

Prueba de pozo conmedicin multifsica

Presin de admisin de la bomba Medicin dinmica de presin,temperatura y flujo con el pozo fluyendo

Presin y temperaturade tubera de produccin

Presin de tubera de produccinpor debajo del orificio

Medicin dinmica de presin,temperatura y flujo con el pozo fluyendo

Presin y temperaturade tubera de produccin

Presin y temperatura de inyeccin

Estudio del perfil trmico con medicinde la distribucin de la temperatura

Distribucin de la temperaturaTasa de inyeccin

Tasa de inyeccin

Datos de flujo multifsico

Prueba de flujo multifsicocon instalacin temporaria

Presin y temperaturade inyeccin

Presin de tubera de revestimientopor debajo del orificio

Presin de tuberade revestimiento

Tasa de flujo de la bombaFlujo total

Potencia Temperatura de admisin

Vibracin

Temperatura del motorTasa de flujo multifsico

un procedimiento ms riguroso para garantizarque todos los parmetros obedezcan las leyes de latermodinmica, sean fsicamente realistas y refle-

jen aquello que el sistema observ en el pasado.Los datos faltantes o previamente descartadosson reemplazados utilizando estimaciones basa-das en mediciones relacionadas. Los datos medi-dos se analizan rpidamente y las relaciones que

no son obvias en un conjunto de datos multidi-mensionales se identifican para revelar las corre-laciones o las tendencias ocultas. A menudo, estascorrelaciones son suficientemente slidas para

describir el comportamiento de los datos obser-vados como el resultado de algunos parmetrosde entrada solamente.31

Luego, se puede proceder con la optimizacincomparando el subenfriamiento calculado a par-tir de mediciones de temperatura DTS en tiemporeal con un modelo de yacimiento y un rango desubenfriamiento objetivo. Cuando el sistema noti-

fica al operador que el valor de subenfriamiento seencuentra fuera de rango, los ingenieros efectancambios en los controles, tales como las tasas deinyeccin de vapor y de bombeo multifsico.

Idealmente, estos cambios se efectan automticamente en un sistema de circuito cerrado queajusta los controles en forma permanente.

El futuro del petrleo pesado

De acuerdo con la Asociacin Canadiense deProductores de Petrleo (CAPP), en el ao 2012Canad produjo 290 000 m3/d [1,8 millones debbl/d] de petrleo de arenas petrolferas. De ese

total, 130 000 m3/d [800 000 bbl/d] provinieron deoperaciones con mtodos de minera y para eresto se utilizaron mtodos locales, principalmente los mtodos SAGD. En ese mismo informela CAPP pronostic que para el ao 2030, los mtodos de minera daran cuenta de 270 000 m3/d[1,7 millones de bbl/d] de produccin, en tanto quelos mtodos locales se incrementaran a 560 000 m3/d[3,5 millones de bbl/d].32

La relacin entre los volmenes de produccinresultantes de los mtodos SAGD y los obtenidocon mtodos de explotacin minera se est incrementando a favor de los primeros porque gran

parte del bitumen del oeste de Canad se encuentra a demasiada profundidad para ser extradopor mtodos mineros, y las erogaciones de capita

y costos operativos de los proyectos SAGD sonsustancialmente inferiores a los de las operaciones mineras. Los proyectos SAGD pequeos pueden ser redituables y extenderse con el tiempo

Adems, en los pozos, los plazos son ms cortoque en las minas, por lo que las compaas pueden reaccionar ante las condiciones cambiantede los mercados. Por otra parte, mientras que lasoperaciones de extraccin del bitumen por mtodos mineros requieren la remocin de toda lacapa superficial del suelo y los estratos de sobrecarga, los pozos SAGD producen una huella relativamente pequea, lo que los torna mucho msatractivos desde el punto de vista ambiental.

Las arenas petrolferas de Canad ofrecen alas compaas de exploracin y produccin otra

ventaja adicional: las reservas se conocen y, porconsiguiente, los riesgos y los costos de exploracin virtualmente se eliminan. Con seguridad, losincentivos econmicos y ambientales, secundados por la aplicacin de varias dcadas de desarrollo de tecnologas de exploracin y produccin

harn que las arenas petrolferas de Canad seanun componente crucial del mercado petroleroglobal por muchos aos. RvF

V26 -E2 Preparándose Para Las Áreas de Petróleo Pesado

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