Sagd, Prueba Piloto En Venezuela.docx

Universidad de Oriente Núcleo Anzoátegui Departamento de Ingeniería en Petróleo Laboratorio de Yacimientos

SAGD, PRUEBA PILOTO EN VENEZUELA

Preparador: Diego Vargas Elaborado por: María Alejandra Rolando CI. 26.082.200 Estefany López CI. 26.756.559

Barcelona, 12 de Octubre de 2018

SAGD, prueba piloto en Venezuela Las altas viscosidades que presentan los crudos del tipo extra-pesado representan uno de los problemas más relevantes para su adecuada explotación. En la actualidad, los yacimientos de este tipo de crudo se han convertido en una opción bastante viable para continuar el desarrollo de la industria petrolera. Estas altas viscosidades no sólo dificultan los procesos de extracción y transporte sino que también reduce los volúmenes de crudo móviles dentro del yacimiento, afectando notablemente los porcentajes de recobro. Recientemente, se ha descubierto una gran cantidad de aceite pesado y bitumen en varias regiones del mundo, el volumen original de aceite en Venezuela es más de 1.8 trillones de barriles. De cualquier manera, la extrema viscosidad del bitumen a temperatura de yacimiento es uno de los retos más grandes para los métodos de recuperación. Con los recientes avances de la tecnología de pozos horizontales, los métodos de recuperación térmica ayudan a una reducción de la viscosidad por calor, haciendo posible una mayor recuperación de crudos pesados, extra pesados y bitumen, por lo que ha iniciado la exploración y explotación comercial de estos recursos. La producción de crudo que involucran procesos térmicos es mucho más costosa que los procesos convencionales, sin embargo, los procesos de recuperación térmica aumentan significativamente el porcentaje de recobro de crudo, por tal motivo fácilmente se convierten en una opción rentable para desarrollar los campos petroleros. Como todo plan, estos proyectos térmicos deben ser efectuados de manera efectiva para cubrir las expectativas económicas El aceite pesado, el aceite extra pesado y el bitumen conforman aproximadamente un 70% de los recursos de petróleo totales del mundo, estas reservas totales oscilan entre 9 y 13 trillones de barriles La inyección de vapor ha sido el proceso más utilizado para recuperar el crudo pesado, sin embargo sus aplicaciones han sido limitadas a yacimientos someros, debido a que se presentan grandes pérdidas de energía durante el flujo del vapor desde el generador hasta la formación de interés, por lo que intentar llevar vapor a un yacimiento profundo implicaría que al fondo del pozo llegara únicamente agua caliente. En Venezuela se han llevado a cabo trabajos con la Cyclic Steam Stimulation (CCS), este proceso ha sido efectivo específicamente en partes del Campo Tía Juana, pero en la parte norte del campo donde la viscosidad es mayor, el proceso de CCS ha mostrado recuperaciones más bajas de lo esperado. La baja recuperación obtenida, junto con los largos tiempos del ciclo de vapor y los problemas asociados con la producción en frío de un aceite viscoso, son la causa principal para la investigación de otras técnicas para mejorar la recuperación del aceite Sobre todos los métodos de recuperación térmicos, la Segregación Gravitacional Asistida por Vapor o SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), ocupa un lugar especial y tiene un futuro brillante, especialmente en la recuperación de bitumen; el proceso SAGD ha pasado pruebas

piloto extensas y ahora se ha convertido una tecnología madura y comercial para la recuperación de crudos pesados y bitumen. Para entender un poco más sobre el tema, resumidamente SAGD es un proceso que emplea pozos horizontales largos y puede operarse a altas velocidades con barrido sistemático del reservorio. Antes de la implementación del primer SAGD de doble pozo en América latina primero llevaron a cabo una serie de planificaciones, se seleccionó un área para la prueba piloto, la cual fue el Campo Tia Juana anteriormente mencionado, al oeste de Venezuela, el cual estaba constituido por un aceite pesado con una viscosidad relativamente alta (10,000-45,000 cp. a 110 ° F) que históricamente había mostrado bajas recuperaciones en el orden del 10% bajo la CCS. Describiendo esta zona de estudio se puede mencionar que los depósitos de petróleo pesado en el campo Tía Juana ocurren en el Miembro de Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas. esta zona para la prueba piloto fu seleccionada debido a la condición homogénea de la roca (99% de cuarzo). El pozo dual propuesto SAGD involucró el uso de dos pozos horizontales. El pozo del inyector horizontal, se usó para inyectar vapor a lo largo de la porción horizontal del pozo. El vapor inyectado formo una "cámara de vapor" subterránea. El aceite calentado se dreno hacia abajo al pozo horizontal de producción ubicado verticalmente debajo del pozo del inyector. Todos los pozos fueron perforados verticalmente a aproximadamente 200 pies con un revestimiento de 13 3/8 ", seguido por un revestimiento de producción de 9 5/8" hasta 1300 pies y 7 "0.015" x 1.5 " forro ranurado hasta una profundidad final de 2350 pies un agujero de 10 ". Se decidio perforar dos pares paralelos, perpendicular a la inmersión del reservorio. El primer par (LSE 5085-5088) se completó con 6 termopares convencionales en el talón, la parte media y la punta de las secciones horizontales. Se instaló un tubo capilar en el talón y la punta de los pocillos para controlar la presión al mismo tiempo. El segundo par se completó adicionalmente con un sistema de fibra óptica para medir un completo perfil de temperatura del pozo en tiempo real. Esta tecnología fue elegida para evaluar la tecnología en sí, pero también para evaluar el monitoreo de la transmisión de vapor en el productor y el crecimiento progresivo de la cámara de vapor con el tiempo. Se utilizaron varios parámetros en los cálculos de recuperación analítica: Calidad del orificio inferior 70%, Saturación de aceite residual 10%, Embalse Ther. Cond. Btu / ft.day. ° F 22.4, Res. Inicial Temperatura. 100 ° F, Cámara de vapor pres. 500 psi, Bien espaciado 328 pies, Soi 85%, Swi 15%, Permeabilidad efectiva 1.5 D, radio vertical a horizontal permanente 0.43 y Espesor por encima del productor 30 pies. Posteriormente se construyó un modelo acoplado wellbore para simular el proceso SAGD de dos pozos utilizando una técnica de opción de rejilla avanzada llamada "Discretized Wellbore

Option". El objetivo de esta técnica era evaluar varios escenarios para mejorar la recuperación de petróleo de un yacimiento fracturado naturalmente. Para modelar el flujo del pozo con mayor precisión, el inyector horizontal y el productor se definieron como un pozo discretizado (Dsicretized Wellbore). En este caso, cada sección de pozo se trató como un bloque de rejilla y la completacion del yacimiento se manejó como una conexión interbloque. Las ecuaciones de flujo de fluido y las ecuaciones de energía se resolvieron para cada bloque de pozo discretizado de la misma manera que las ecuaciones que describen el flujo en el yacimiento. Las propiedades de fluidos y las tablas de permeabilidad relativa se asignaron al pozo, mientras que la porosidad del pozo se estableció automáticamente en uno. La permeabilidad inicial fue calculada a partir del Hagen-Poiseuille. Esta permeabilidad y las curvas de permeabilidad relativa se ajustaron para producir la caída de presión y el deslizamiento de fase a partir de correlaciones de flujo multifase. El inyector horizontal fue completado en la capa 11 y el productor horizontal en la capa 15, 3 metros por encima del fondo del yacimiento. La separación entre ambos pozos fue exactamente de 5 metros. El vapor fue inyectado inicialmente en ambos pozos a 200 psi. A través de la tubería, y se produjeron fluidos del anillo. La temperatura de inyección y las calidades de vapor se especificaron en la entrada de la tubería, y establecieron una presión mínima en el orificio inferior como la principal restricción en la salida del anillo. El promedio histórico diario de producción de petróleo y la inyección de vapor fueron especificadas para cada pozo a lo largo del período de coincidencia del historial y las actualizaron mensualmente. Las modificaciones fueron hechas principalmente a permeabilidades absolutas verticales y horizontales. Las permeabilidades relativas de agua de roca / aceite y gas / petróleo se utilizaron sin ajustes. El modelo lo ajustaron de modo que el BHP de flujo simulado para el productor horizontal coincidiera con el medido en el campo por sensores de orificio inferior. Desde julio de 1998 hasta diciembre de 2000. Se obtuvo una recuperación final de 6.4 *105 STB para el caso base, que represento el 52% del OOIP del área de drenaje. Hasta ahora, la recuperación incremental de petróleo bajo la tasa de inyección de vapor más alta (200 T / D), la estimaron en 6.7*105 STB y fue casi la misma tasa de producción bruta acumulada para el caso base (160 T / D), mientras que la recuperación final bajo la tasa de inyección de vapor más baja (120 T / D) se estimo en 6.1*105 STB. La relación de aceite-vapor acumulada para el pozo productor horizontal resulto más alta a una tasa de inyección de vapor más baja. Se presento un crecimiento de la cámara de vapor con el tiempo, a través de un plano vertical paralelo a los pozos horizontales. Tambien se experimento un primer avance de vapor que se produjo al comienzo de la sección horizontal, lo que hizo que el vapor calentara la formación

circundante por conducción térmica, lo que produjo que el petroleo fuera menos viscoso. Este efecto permitio que se inyectara más vapor. Al finalizar la implementación con éxito de la prueba piloto SAGD en el campo Tia Juana, la tasa de producción inicial fue mejor de lo esperado (700 vs 300 BOPD), pero concluyeron que a largo plazo, la producción real tenia la tendencia de coincidir con las simulaciones analíticas y numéricas, al mismo tiempo resulto que la recuperación final fue del orden de 52 y 60% para las mismas simulaciones, lo que significó un aumento en la recuperación final en más del 40% sobre la recuperación de remojo de vapor convencional en este campo. La inyección de vapor necesaria para mantener al productor bajo "Flujo natural", la Trampa de vapor y la producción con un corte bajo de agua (50%) fueron del orden de 120 a 140 T / D. Esto les resulto casi un 70% menos de vapor de lo esperado, lo que proporciono una representante de ventas externo OSR de 0,8 B / B. Posterior a la simulación de 3 años y medio, la tasa de inyección óptima fue de aproximadamente 120 a 140 T / D y la producción de petróleo no se vio muy afectada por las mayores tasas de inyección de vapor. Por otro lado se puede hacer mención a que existen tanto en Latinoamérica como en el resto del mundo otras alternativas para la recuperación de crudos pesados con vialidad económica, una de estas es implementada en los yacimientos de la enorme faja del Orinoco en Venezuela, y en algunos yacimientos en las áreas marinas de Brasil, en estas zonas el petróleo pesado es producido a veces por producción primaria en frio, mediante este método, el petróleo es extraido de yacimiento y luego se deja fluir hacia el interior de los pozos bajo condiciones naturales de yacimiento, en Venezuela los factores de recuperación con este método oscilan entre un 8% y 12% .La ventaja es una menor inversión de capital, los operadores también pueden reducir la viscosidad del petróleo crudo mediante el agregado de diluyentes o el despliegue de tecnología de levantamiento artificial, principalmente sistema de bombeo electrosumergibles. También se podría proponer la implementación de la combustión en sitio, también conocida como fireflooding, la cual implica el movimiento de un frente de combustión dentro del yacimiento, Utilizado desde hace mas de 90 años, este método moviliza el petróleo de alta viscosidad a partir de calor proporcionado por la combustión. A su vez existe también otro método como alternativa, este es el de inyección Toe-to-Heel (THAI), este es un proceso de combustión controlado gravitacionalmente que utiliza la inyección de aire para alimentar la combustión a fin de craquear, mejorar y movilizar el crudo pesado. THAI promete un 70 a 80% de recuperación para la faja petrolífera del Orinoco. Combina una configuración especial de pozo vertical y horizontal. Si planteamos los métodos enfocados en visiones futuras nos encontramos con el SAGD y THAI, comparando un poco entre estos dos métodos nos podríamos enfocar en que ambientalmente THAI consume una mínima cantidad de agua en uso y un mínimo de consumo de gas natural, 85% menos de agua producida, calidad industrial, existe una recuperación de calor para generar electricidad, 34% menos de CO2 vs SAGD y con respecto a la recuperación de recursos: 70-80% para THAI, 40-60% para SAGD.