Criterios para la aplicación exitosa de SAGD (Parte II)
La segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés), es un mecanismo de recuperación térmica desarrollado por Roger Butler que combina las bondades de la teoría de segregación gravitacional con la inyección de vapor.
Tuvo su origen en Canadá por la necesidad de explotar sus yacimientos de crudo extrapesado (hasta 3 millones de cP), petróleo que por otros mecanismos es prácticamente imposible extraer. En Venezuela se presentan casos como la Faja Petrolífera del Orinoco, en la cual se tiene un crudo pesado con mayor movilidad en comparación al de Canadá. El factor de recobro en la Faja está alrededor de 7%, mientras que en Canadá con SAGD se ha alcanzado hasta un 70%, con lo cual se quiere tener una recuperación similar en el Oriente del país con la aplicación del método.
Sin embargo, se presenta un problema a la hora de llevar a cabo una tecnología que implica un gasto económico considerable: saber en qué casos y bajo cuáles circunstancias es propicio aplicar SAGD con éxito.
Para el cálculo de reservas, se emplea el factor de recobro, mientras mayor sea este valor, mayor es el volumen de hidrocarburo recuperable. En búsqueda de aumentar este factor se han desarrollado diversos métodos, en el caso de hidrocarburos pesados, la recuperación térmica.
Uno de los métodos con el cual se obtiene mayor factor de recobro es el proceso de segregación gravitacional asistida por vapor. Sin embargo, para la aplicación exitosa del proceso SAGD o cualquier otro método de recuperación térmica debe tomarse en consideración diversos factores o propiedades que favorezcan el proceso, para que este sea rentable.
Esta primera parte se enfoca en la identificación de las propiedades de yacimiento y fluidos, característicos de localizaciones donde se ha aplicado el proceso de segregación gravitacional asistida por vapor de manera exitosa.
Una segunda parte de esta investigación se apoya en el estudio de pruebas piloto y diversos autores para establecer criterios de selección de parámetros de yacimientos y fluidos para la aplicación exitosa de SAGD.
En base a la información obtenida, tanto de pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizó un análisis estadístico de los parámetros que tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de petróleo y se determinó un modelo de yacimiento ideal para la aplicación de SAGD, encontrándose que las propiedades recomendadas son coherentes con los proyectos efectuados hasta el momento.
Criterios de Selección para la aplicación de SAGD
Desde el éxito de la prueba piloto del proyecto UTF de AOSTRA, se han propuesto criterios para seleccionar localizaciones en las cuales aplicar SAGD, para identificar propiedades y valores numéricos que forman parte de estos criterios, se emplean diversas fuentes de información, como lo son análisis de simulaciones analíticas, numéricas, experimentos de laboratorio, y estadísticas de proyectos pilotos exitosos.
Según Donnelly[22] para poder aplicar SAGD, y hacer predicciones analíticas confiables deben tomarse en cuenta para la formación McMurray los parámetros mostrados en el Cuadro 7.
Cuadro 7: Parámetros para aplicar SAGD en la formación McMurray[22]
Idealmente el yacimiento debe ser homogéneo verticalmente para aplicar el modelo analítico. Aunque simulaciones numéricas muestran que poca variación vertical puede mejorar el desempeño del proceso SAGD[22].
Kasraie[23], sugiere que para aplicar SAGD de forma rentable, se debe tener un mínimo de 10 metros de arena continua, y un mínimo de 100 md de permeabilidad.
Según Singhal[23] los criterios para aplicar SAGD, son:
- Menos de 10 % de arcillas, debido a que estas se hinchan al absorber el agua fresca que se condesa del vapor.
- Acuíferos: Si la cámara de vapor entra en contacto con un acuífero, parte del vapor inyectado es perdido debido a la alta permeabilidad al agua.
- Efecto de la capa de Gas: la presencia de una pequeña capa de gas puede prevenir pérdidas de calor a supradyacencia del yacimiento debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo una capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la aplicación de SAGD.
- Fracturas: fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio al distribuir el vapor en el petróleo viscoso, y agregar una transferencia de calor y de masa.
Adicionalmente Singhal[23] presenta prospectos para los cuales aplicar o no SAGD.
Prospecto Atractivo
- Arena fluvial que presenta una secuencia de afinamiento hacia arriba (canales y depósitos de point bar o dique lateral). Este afinamiento hacia arriba es importante para confinar el vapor inyectado dentro de la cámara de vapor.
- Stacked sandstone o Arena apilada (fluvial o marino) sin barreras significativas de lutita entre la arena. La presencia de una buena roca sello al tope de la arena es importante para el confinamiento del vapor.
- Unidades de flujo amplias y continuas.
- Arenas con altas razones de permeabilidad (kh/kv).
Prospecto no atractivo
Con la tecnología actual no es posible explotar los siguientes yacimientos:
- Espesores de arena menores a 5 m.
- Regiones con grandes capas de gas o agua de fondo.
- Arenas con intercalaciones múltiples de lutitas.
- Regiones con cambios significantes y no predecibles de facies entre arena y lutita.
- Regiones con fracturas comunicadas, fallas.
- Zonas donde el confinamiento controlado de la cámara de vapor sea difícil.
Simulaciones realizadas con PRI[23] sugieren los siguiente criterios para un proyecto exitoso:
- Espesor de Arena mayor a 10 metros.
- Capa de Gas/Agua de fondo menor a 1m. Si el espesor de arena es mayor a 20 metros se pueden aceptar mayor espesor de capa de gas o agua de fondo.
- Permeabilidad mayor a 1 Darcy.
- El contenido de petróleo móvil por unidad de volumen debe ser mayor de 500 bbl/acre ft.
- A pesar de que este proceso puede ser efectivo en una amplia gama de viscosidad, una menor viscosidad conlleva a mayor tasa de producción.
Alberta Research Council, propuso como criterios de selección en el simulador analítico PRIze los datos mostrados en el Cuadro 8.
Cuadro 8: Criterios de selección para aplicar SAGD[24].
Análisis estadístico
En base a la información obtenida tanto de pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizo un análisis estadístico de los parámetros que según Llaguno[9] tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de petróleo.
Figura 5: Histograma de espesores de proyectos SAGD.
Cuadro 9: Analisis Estadistico de espesores de proyectos SAGD
Figura 6: Histograma de Saturación Inicial de Petróleo de proyectos SAGD
Cuadro 10: Analisis Estadistico de saturación inicial de Petroleo de proyectos SAGD
Figura 7: Histograma de Porosidad de Proyectos SAGD.
Cuadro 11: Análisis Estadístico de Porosidad de proyectos SAGD
Figura 8:Histograma de Permeabilidad horizontal de proyectos de SAGD.
Cuadro 12: Análisis Estadístico de la permeabilidad horizontal de proyectos SAGD
Los criterios que han sido propuestos por diversos autores para la aplicación de SAGD de forma exitosa, están basado en estudios estadísticos, simulaciones analíticas y numéricas.
Entre los criterios propuestos están criterios cuantitativos[22,23] que presentan valores límites para determinadas propiedades, y criterios cualitativos como el propuesto por Singhal[23] que a pesar de no presentar valores numéricos límites, presentan características atractivas para la aplicación de SAGD, mostrando que el afinamiento hacia arriba es una característica de prospecto atractivo, propiedad de ambiente sedimentario fluvial.
El éxito de un proyecto piloto esta relacionado principalmente con el cumplimiento del objetivo inicial, el cual puede ser efecto de un parámetro en la producción de petróleo. El éxito de las pruebas piloto identificadas está relacionado con la rentabilidad del proyecto, que a su vez relaciona la tasa de producción de petróleo con la cantidad de vapor inyectado, usualmente se determina un valor máximo de relación vapor inyectado-petróleo producido (SOR) como limite económico.
La temperatura inicial del yacimiento, no es un valor que usualmente se considera en los criterios de selección, aunque mediante el modelo analítico se sabe que la temperatura inicial del yacimiento es proporcional a la tasa de producción de petróleo, se observa que el proyecto UTF es el que presenta menor temperatura de yacimiento con un valor de 7º C.
Aunque no se tiene dato de la densidad de petróleo para el proyecto UTF, se puede apreciar que la densidad en los proyectos Tangleflags, East Senlac y de Saskatchewan son muy parecidas con un valor promedio de 11.71 º API.
En cuanto a la profundidad, sólo se dispone de este dato para el proyecto East Senlac, por lo cual no es conveniente generalizar este valor de profundidad. Sin embargo, debe tenerse en cuenta el efecto de perdidas de calor con la profundidad en todo proyecto de recuperación térmica, las pérdidas de calor disminuyen la calidad del vapor inyectado, inyectar vapor a menos de 100% es un efecto negativo ya que la fracción liquida de un vapor con menos de 100% de calidad simplemente cae por gravedad y es producida.
Es importante recordar que las propiedades de la roca y fluidos intervienen en conjunto en la tasa de producción de petróleo, la deficiencia en una propiedad puede ser compensada por los atributos de otras, por esto deben realizarse estudios de sensibilidad de cada parámetro de yacimiento y fluidos en la rentabilidad de un proyecto de SAGD, los valores de los parámetros identificados en los proyectos pilotos no deben ser usados como restricción, más bien como guía.
El objetivo de este estudio es la identificación de parámetros tanto de fluidos como de yacimiento de proyectos donde se ha aplicado exitosamente SAGD para obtener un criterio de selección, en estos estudios es importante tomar en cuenta factores de diseño como también económicos ya que éstos también están relacionados con parámetros de yacimiento, como ejemplo la influencia la presión inicial del yacimiento, parámetro de que no se toma en cuenta o no se reporta en la información consultada.
La presión inicial esta relacionada con la presión de inyección, al tener una presión inicial mayor, el costo asociado a la generación de vapor a una calidad determinada es mayor al generar esa misma calidad con menor presión.
Yacimiento modelo para la aplicación exitosa de SAGD
En base al estudio estadístico realizado, tomando en cuenta las propiedades promedio más importantes de los proyectos pilotos se presenta el siguiente escenario aceptable para el éxito
Figura IV.5: Modelo de Yacimiento propuesto para aplicación exitosa de SAGD.
Saturación inicial de Petróleo:
Al tener mayor saturación inicial de petróleo, mayor es el recobro final del mismo, menor energía es perdida por calentamiento del agua que satura inicialmente la formación, de la misma forma que el agua es un buen medio para transferir calor por su alto calor especifico, también es un medio para quitar el calor latente del vapor.
Permeabilidad:
Se recomienda una permeabilidad horizontal de 5.6 D, con una variación vertical de permeabilidad vertical, lo cual favorece el desarrollo lateral de la cámara de vapor, y adicionalmente disminuye el tiempo en el cual ésta llega al tope del yacimiento, momento a partir del cual comienzan las pérdidas de calor a la sobrecarga (overburden), hay que recordar que muchas variantes de SAGD busca disminuir estas pérdidas.
Separación Vertical entre los Pozos:
Las condiciones encontradas en Venezuela son diferentes a las de Canadá, la movilidad inicial de los fluidos dentro de yacimiento no hace necesario precalentamiento para dar inicio al proceso de SAGD, por lo cual debe estudiarse el impacto que tiene la separación en el desarrollo de la cámara de vapor y en el recobro final en vez de la de dar movilidad a los fluidos entre ellos por calentamiento.
Espesor de Arena:
Se sugiere un espesor de arena igual a 20 m, se observa que esta propiedad presenta una desviación estándar de 6.130, por lo cual no deben hacerse una generalización en el espesor, aunque espesores delgados generan mayores pérdidas de calor al aplicar el proceso, y a mayor espesor mayor es la eficiencia térmica y la vida productiva del proceso.
Identificar las propiedades de yacimiento encontradas en localizaciones donde se ha aplicado SAGD exitosamente es solo una parte y no asegura por si misma el éxito del proyecto. Un correcto diseño operacional es igualmente importante en el éxito del proyecto, se toma como ejemplo el proyecto de SAGD realizado en Liaohe China [30], el cual fue suspendido debido a 1) capacidad de levantamiento insuficiente del sistema de gas lift 2) dificultades en la comunicación entre el pozo inyector y el productor debido al espaciamiento entre el los mismos.
Referencias
[1] Butler, R. M. (1998). Distinguished Author Series: SAGD Comes of AGE! JOURNAL OF CANADIAN PETROLEUM TECHNOLOGY, 37(7), 9-12.
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[3] Collins, P.M. (Junio, 2004). The False Lucre of Low-Pressure SAGD. 55th Annual Technical Meeting (p. 12). Calgary, Alberta: 5th Canadian International Petroleum Conference.
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[5] Butler, R.M. (1994). Steam-assisted gravity drainage: Concept, development, performance and future. JOURNAL OF CANADIAN PETROLEUM TECHNOLOGY, 33(2), 44-50.
[6] Butler, R.M. (1985). New Interpretation of the Meaning of the exponent "m" in the Gravity Drainage Theory for Continuously Steamed Wells. AOSTRA Journal of Research, 2(1), 67-71.
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[8] Akin, S. (2005). Mathematical Modeling of Steam-Assisted Gravity Drainage. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 8(5), 372-376.
[9] LLaguno P.E, Moreno F, García Z, Mendez Z, Escobar E. (Junio, 2002) A Reservoir Screening Methodology for SAGD Applications. Articulo (2002-124) presentado en Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary AB 11-13.
[10] O’Rourke J.C., Chambers J.C., Suggett W.K., Good W.K.(Junio, 1994) UTF Proyect Status and Commercial Potential. Articulo (94-40S). presentado en 48th Annual Technical meeting of the Petroleum Society of CIM, Calgary AB 12-15.
[11] Butler, R.M. (Agosto, 1997). Thermal Recovery of Oil and Bitumen, GravDrain Inc., Calgary Alberta.
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[13] Polikar M., Cyr T.J., Coates R.M. (2000). Fast-SAGD: Half the Wells and 30% Less Steam. Paper SPE 65509-MS. SPE SPE/PS-CIM International Conference on Horizontal Well Technology.
[14] Gong J., Polikar M., Chalaturnyk R.J., (Junio, 2002). Fast SAGD and Geomechanical Mechanisms. Articulo (2002-163) presentado en Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary AB 11-13.
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[17] Zhao L., Law D.H., Nasr T.N., Coates R., Golbeck H., Beaulieu G., Heck G., (Enero, 2004).SAGD Wind-Down: Lab Test and Simulation. Journal of Canadian Petroleum Tecnology.
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[22] Donnely, J.K., & Chmilar, M.J. (Junio, 1995). The Commercial Potential of Steam Assisted Gravity Drainage. Paper SPE 30278-MS. SPE International Heavy Oil Symposium. Calgary, Canada.
[23] Singhal, A.K., Das, S.K., Leggitt, S.M., Kasraie, M., & Ito, Y. (Noviembre, 1996). Screening of Reservoirs for Exploitation by Application of Steam Assisted Gravity Drainge/Vapex. Paper SPE 37144. International Conference on Horizontal Well Technology. Calgary, Cánada.
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[28] Saltuklaroglu, M. (Junio, 1999) Mobil's SAGD Experience at Celtic Saskatchewan. Artículo presentado en 50th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society, Calgary AB 14-18.
[29] Scott, G.R. (Noviembre, 2002) Comparison of CSS and SAGD Performance in the Clearwater Formation at Cold Lake. Articulo presentado en SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, Calgary AB 4-7.
[30] Yang L., (2007) Field Test of SAGD as Follow-Up Process to CSS in Liaohe Oil Field of China. Journal of Canadian Petroleum Technology.
Tuvo su origen en Canadá por la necesidad de explotar sus yacimientos de crudo extrapesado (hasta 3 millones de cP), petróleo que por otros mecanismos es prácticamente imposible extraer. En Venezuela se presentan casos como la Faja Petrolífera del Orinoco, en la cual se tiene un crudo pesado con mayor movilidad en comparación al de Canadá. El factor de recobro en la Faja está alrededor de 7%, mientras que en Canadá con SAGD se ha alcanzado hasta un 70%, con lo cual se quiere tener una recuperación similar en el Oriente del país con la aplicación del método.
Sin embargo, se presenta un problema a la hora de llevar a cabo una tecnología que implica un gasto económico considerable: saber en qué casos y bajo cuáles circunstancias es propicio aplicar SAGD con éxito.
Para el cálculo de reservas, se emplea el factor de recobro, mientras mayor sea este valor, mayor es el volumen de hidrocarburo recuperable. En búsqueda de aumentar este factor se han desarrollado diversos métodos, en el caso de hidrocarburos pesados, la recuperación térmica.
Uno de los métodos con el cual se obtiene mayor factor de recobro es el proceso de segregación gravitacional asistida por vapor. Sin embargo, para la aplicación exitosa del proceso SAGD o cualquier otro método de recuperación térmica debe tomarse en consideración diversos factores o propiedades que favorezcan el proceso, para que este sea rentable.
Esta primera parte se enfoca en la identificación de las propiedades de yacimiento y fluidos, característicos de localizaciones donde se ha aplicado el proceso de segregación gravitacional asistida por vapor de manera exitosa.
Una segunda parte de esta investigación se apoya en el estudio de pruebas piloto y diversos autores para establecer criterios de selección de parámetros de yacimientos y fluidos para la aplicación exitosa de SAGD.
En base a la información obtenida, tanto de pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizó un análisis estadístico de los parámetros que tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de petróleo y se determinó un modelo de yacimiento ideal para la aplicación de SAGD, encontrándose que las propiedades recomendadas son coherentes con los proyectos efectuados hasta el momento.
Criterios de Selección para la aplicación de SAGD
Desde el éxito de la prueba piloto del proyecto UTF de AOSTRA, se han propuesto criterios para seleccionar localizaciones en las cuales aplicar SAGD, para identificar propiedades y valores numéricos que forman parte de estos criterios, se emplean diversas fuentes de información, como lo son análisis de simulaciones analíticas, numéricas, experimentos de laboratorio, y estadísticas de proyectos pilotos exitosos.
Según Donnelly[22] para poder aplicar SAGD, y hacer predicciones analíticas confiables deben tomarse en cuenta para la formación McMurray los parámetros mostrados en el Cuadro 7.
Cuadro 7: Parámetros para aplicar SAGD en la formación McMurray[22]Idealmente el yacimiento debe ser homogéneo verticalmente para aplicar el modelo analítico. Aunque simulaciones numéricas muestran que poca variación vertical puede mejorar el desempeño del proceso SAGD[22].
Kasraie[23], sugiere que para aplicar SAGD de forma rentable, se debe tener un mínimo de 10 metros de arena continua, y un mínimo de 100 md de permeabilidad.
Según Singhal[23] los criterios para aplicar SAGD, son:
- Menos de 10 % de arcillas, debido a que estas se hinchan al absorber el agua fresca que se condesa del vapor.
- Acuíferos: Si la cámara de vapor entra en contacto con un acuífero, parte del vapor inyectado es perdido debido a la alta permeabilidad al agua.
- Efecto de la capa de Gas: la presencia de una pequeña capa de gas puede prevenir pérdidas de calor a supradyacencia del yacimiento debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo una capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la aplicación de SAGD.
- Fracturas: fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio al distribuir el vapor en el petróleo viscoso, y agregar una transferencia de calor y de masa.
Adicionalmente Singhal[23] presenta prospectos para los cuales aplicar o no SAGD.
Prospecto Atractivo
- Arena fluvial que presenta una secuencia de afinamiento hacia arriba (canales y depósitos de point bar o dique lateral). Este afinamiento hacia arriba es importante para confinar el vapor inyectado dentro de la cámara de vapor.
- Stacked sandstone o Arena apilada (fluvial o marino) sin barreras significativas de lutita entre la arena. La presencia de una buena roca sello al tope de la arena es importante para el confinamiento del vapor.
- Unidades de flujo amplias y continuas.
- Arenas con altas razones de permeabilidad (kh/kv).
Prospecto no atractivo
Con la tecnología actual no es posible explotar los siguientes yacimientos:
- Espesores de arena menores a 5 m.
- Regiones con grandes capas de gas o agua de fondo.
- Arenas con intercalaciones múltiples de lutitas.
- Regiones con cambios significantes y no predecibles de facies entre arena y lutita.
- Regiones con fracturas comunicadas, fallas.
- Zonas donde el confinamiento controlado de la cámara de vapor sea difícil.
Simulaciones realizadas con PRI[23] sugieren los siguiente criterios para un proyecto exitoso:
- Espesor de Arena mayor a 10 metros.
- Capa de Gas/Agua de fondo menor a 1m. Si el espesor de arena es mayor a 20 metros se pueden aceptar mayor espesor de capa de gas o agua de fondo.
- Permeabilidad mayor a 1 Darcy.
- El contenido de petróleo móvil por unidad de volumen debe ser mayor de 500 bbl/acre ft.
- A pesar de que este proceso puede ser efectivo en una amplia gama de viscosidad, una menor viscosidad conlleva a mayor tasa de producción.
Alberta Research Council, propuso como criterios de selección en el simulador analítico PRIze los datos mostrados en el Cuadro 8.
Cuadro 8: Criterios de selección para aplicar SAGD[24].Análisis estadístico
En base a la información obtenida tanto de pruebas pilotos como proyectos comerciales en curso se realizo un análisis estadístico de los parámetros que según Llaguno[9] tienen mayor influencia sobre la producción acumulada de petróleo.
Figura 5: Histograma de espesores de proyectos SAGD.Cuadro 9: Analisis Estadistico de espesores de proyectos SAGDFigura 6: Histograma de Saturación Inicial de Petróleo de proyectos SAGDCuadro 10: Analisis Estadistico de saturación inicial de Petroleo de proyectos SAGDFigura 7: Histograma de Porosidad de Proyectos SAGD.Cuadro 11: Análisis Estadístico de Porosidad de proyectos SAGDFigura 8:Histograma de Permeabilidad horizontal de proyectos de SAGD.Cuadro 12: Análisis Estadístico de la permeabilidad horizontal de proyectos SAGDLos criterios que han sido propuestos por diversos autores para la aplicación de SAGD de forma exitosa, están basado en estudios estadísticos, simulaciones analíticas y numéricas.
Entre los criterios propuestos están criterios cuantitativos[22,23] que presentan valores límites para determinadas propiedades, y criterios cualitativos como el propuesto por Singhal[23] que a pesar de no presentar valores numéricos límites, presentan características atractivas para la aplicación de SAGD, mostrando que el afinamiento hacia arriba es una característica de prospecto atractivo, propiedad de ambiente sedimentario fluvial.
El éxito de un proyecto piloto esta relacionado principalmente con el cumplimiento del objetivo inicial, el cual puede ser efecto de un parámetro en la producción de petróleo. El éxito de las pruebas piloto identificadas está relacionado con la rentabilidad del proyecto, que a su vez relaciona la tasa de producción de petróleo con la cantidad de vapor inyectado, usualmente se determina un valor máximo de relación vapor inyectado-petróleo producido (SOR) como limite económico.
La temperatura inicial del yacimiento, no es un valor que usualmente se considera en los criterios de selección, aunque mediante el modelo analítico se sabe que la temperatura inicial del yacimiento es proporcional a la tasa de producción de petróleo, se observa que el proyecto UTF es el que presenta menor temperatura de yacimiento con un valor de 7º C.
Aunque no se tiene dato de la densidad de petróleo para el proyecto UTF, se puede apreciar que la densidad en los proyectos Tangleflags, East Senlac y de Saskatchewan son muy parecidas con un valor promedio de 11.71 º API.
En cuanto a la profundidad, sólo se dispone de este dato para el proyecto East Senlac, por lo cual no es conveniente generalizar este valor de profundidad. Sin embargo, debe tenerse en cuenta el efecto de perdidas de calor con la profundidad en todo proyecto de recuperación térmica, las pérdidas de calor disminuyen la calidad del vapor inyectado, inyectar vapor a menos de 100% es un efecto negativo ya que la fracción liquida de un vapor con menos de 100% de calidad simplemente cae por gravedad y es producida.
Es importante recordar que las propiedades de la roca y fluidos intervienen en conjunto en la tasa de producción de petróleo, la deficiencia en una propiedad puede ser compensada por los atributos de otras, por esto deben realizarse estudios de sensibilidad de cada parámetro de yacimiento y fluidos en la rentabilidad de un proyecto de SAGD, los valores de los parámetros identificados en los proyectos pilotos no deben ser usados como restricción, más bien como guía.
El objetivo de este estudio es la identificación de parámetros tanto de fluidos como de yacimiento de proyectos donde se ha aplicado exitosamente SAGD para obtener un criterio de selección, en estos estudios es importante tomar en cuenta factores de diseño como también económicos ya que éstos también están relacionados con parámetros de yacimiento, como ejemplo la influencia la presión inicial del yacimiento, parámetro de que no se toma en cuenta o no se reporta en la información consultada.
La presión inicial esta relacionada con la presión de inyección, al tener una presión inicial mayor, el costo asociado a la generación de vapor a una calidad determinada es mayor al generar esa misma calidad con menor presión.
Yacimiento modelo para la aplicación exitosa de SAGD
En base al estudio estadístico realizado, tomando en cuenta las propiedades promedio más importantes de los proyectos pilotos se presenta el siguiente escenario aceptable para el éxito
Figura IV.5: Modelo de Yacimiento propuesto para aplicación exitosa de SAGD.Saturación inicial de Petróleo:
Al tener mayor saturación inicial de petróleo, mayor es el recobro final del mismo, menor energía es perdida por calentamiento del agua que satura inicialmente la formación, de la misma forma que el agua es un buen medio para transferir calor por su alto calor especifico, también es un medio para quitar el calor latente del vapor.
Permeabilidad:
Se recomienda una permeabilidad horizontal de 5.6 D, con una variación vertical de permeabilidad vertical, lo cual favorece el desarrollo lateral de la cámara de vapor, y adicionalmente disminuye el tiempo en el cual ésta llega al tope del yacimiento, momento a partir del cual comienzan las pérdidas de calor a la sobrecarga (overburden), hay que recordar que muchas variantes de SAGD busca disminuir estas pérdidas.
Separación Vertical entre los Pozos:
Las condiciones encontradas en Venezuela son diferentes a las de Canadá, la movilidad inicial de los fluidos dentro de yacimiento no hace necesario precalentamiento para dar inicio al proceso de SAGD, por lo cual debe estudiarse el impacto que tiene la separación en el desarrollo de la cámara de vapor y en el recobro final en vez de la de dar movilidad a los fluidos entre ellos por calentamiento.
Espesor de Arena:
Se sugiere un espesor de arena igual a 20 m, se observa que esta propiedad presenta una desviación estándar de 6.130, por lo cual no deben hacerse una generalización en el espesor, aunque espesores delgados generan mayores pérdidas de calor al aplicar el proceso, y a mayor espesor mayor es la eficiencia térmica y la vida productiva del proceso.
Identificar las propiedades de yacimiento encontradas en localizaciones donde se ha aplicado SAGD exitosamente es solo una parte y no asegura por si misma el éxito del proyecto. Un correcto diseño operacional es igualmente importante en el éxito del proyecto, se toma como ejemplo el proyecto de SAGD realizado en Liaohe China [30], el cual fue suspendido debido a 1) capacidad de levantamiento insuficiente del sistema de gas lift 2) dificultades en la comunicación entre el pozo inyector y el productor debido al espaciamiento entre el los mismos.
Referencias
[1] Butler, R. M. (1998). Distinguished Author Series: SAGD Comes of AGE! JOURNAL OF CANADIAN PETROLEUM TECHNOLOGY, 37(7), 9-12.
[2] Butler, R. M., McNab, G.S., & Lo, H.Y. (1981). Theorical Styudies on the Gravity Drainage of Heavy Oil During Steam Heating. Canadian Journal of Chemical Engineering, 59, 455-460.
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[10] O’Rourke J.C., Chambers J.C., Suggett W.K., Good W.K.(Junio, 1994) UTF Proyect Status and Commercial Potential. Articulo (94-40S). presentado en 48th Annual Technical meeting of the Petroleum Society of CIM, Calgary AB 12-15.
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