• Author / Uploaded
• Alejandro Quesada

Citation preview

TITULO DE LA PRESENTACION Nombre de los Integrantes (Ejemplo: Pedro Ramírez/ Ana Sanchez) / Nombre de la Universidad (Ejemplo: LUZ) Este trabajo fue realizado con la finalidad de cumplir con el requerimiento de la Asignatura (Nombre de la Asignatura) de la carrera (Nombre de la Carrera) para la formación y cumplir con los objetivos de la asignatura en el modulo II.

RESUMEN (Debe ir interlineado a 1 cm, según lo establecido en las Normas APA, para realizar Resumen en los TEG) La industria petrolera nacional está viviendo una etapa especial de su desarrollo, donde se requiere implementar y desarrollar nuevas tecnologías que incrementen estos beneficios y garanticen el óptimo esquema de explotación de los yacimientos extrapesados y los mejores indicadores de rentabilidad. Es por ello Petróleos de Venezuela (PDVSA) ha evaluado la aplicación de la tecnología Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD) en los yacimientos del Campo Tía Juana Norte del Estado Zulia, donde contribuyo a mejorar el factor de recobro para obtener las condiciones mínimas de viscosidad de los crudos en el fondo del pozo para aumentar la tasa de producción del mencionado campo. INTRODUCCION (Debe ir interlineado a 1.5 cm, según lo establecido en las Normas APA, para realizar Resumen en los TEG)

Una de las áreas tradicionales de crudo pesado y extra pesado además de la faja petrolífera del Orinoco más importante de Venezuela la contribuyen los campos tía Juana y Bachaquero. La explotación de estos yacimientos ha estado limitada debido a las altas viscosidades de sus crudos y, en algunos casos, por el alto nivel de agotamiento que presentan. Los recientes adelantos en la tecnología de pozos horizontales, hacen factible la aplicación de nuevos métodos térmicos para recuperar petróleo pesado. Uno de estos procesos es el drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD), mediante el cual se pueden obtener, aprovechando la fuerza de gravedad, mayores recobros que aquellos logrados con los métodos convencionales de inyección de vapor (IAV e ICV). PDVSA comenzó su primera prueba piloto del proceso drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD) en la producción de Venezuela durante junio de 1997.Este proceso de SAGD requiere la perforación horizontal de dos pozos uno sobre el otro. El superior se dedica a inyectar el vapor en forma continua y el inferior para producir los fluidos del yacimiento.

(TITULO) (SIGLAS UNIVERSIDAD)

DRENAJE POR GRAVEDAD ASISTIDO CON VAPOR (SAGD): (Debe ir interlineado a 1.5 cm, según lo establecido en las Normas APA, para realizar Resumen en los TEG) Deben citar los Autores, si toman cita textual de Referencias Bibliograficas e Infografías (de la Web). Utilizar la posición personal (análisis de los alumnos en cuanto al tema) Al utilizar figuras, es obligatorio usar la fuente (Autor) Según Mendoza y Finol (2005) en su publicación titulada SAGD, definen al proceso como “una modalidad de la inyección continua de vapor que incorpora pozos horizontales productores cerca de la base del yacimiento, y pozos inyectores horizontales y verticales, perforados por encima de los productores, inyectando vapor hacia una región creciente saturada de vapor (cámara de vapor)” (p.38) [1]. Fig.: 1 Sección transversal de la cámara de vapor

Fuente: Mendoza y Finol (2005) En la figura mostrada se puede observar la sección transversal de una cámara de vapor en cual el vapor es inyectado desde un pozo horizontal ubicado paralelamente por encima del productor

dentro del mismo intervalo de interés. El vapor fluye dentro de una cámara, condensa en la interfase, y el calor liberado es transferido, principalmente por conducción térmica, hacia la región del yacimiento que rodea la cámara. El petróleo que está en las vecindades de la cámara se calienta y comienza a moverse debido a la reducción de su viscosidad. La fuerza de gravedad guía el movimiento del petróleo desde los alrededores del perímetro de la cámara hacia el pozo productor, en una dirección aproximadamente paralela a la interface. El condensado del vapor fluye conjuntamente con el petróleo, expandiéndose la cámara a medida que estos fluidos se producen. Esta expansión se efectúa hacia arriba y hacia los lados. ORIGEN Esta teoría que predice el comportamiento de producción bajo “SAGD” fue desarrollada por la división de investigación de crudos pesados de Esso Resources en Calgary a través del Dr. Butler, R quien fue el primero en proponer el uso de pozos verticales inyectores de vapor sobre pozos productores horizontales, a mediados de los años 70. Él probó el concepto en el año 1980, en un pozo piloto en el lago frío que ofreció uno de los primeros pozos horizontales en la industria, con los inyectores verticales. De esta manera para Ustariz y Araque (1990), en su trabajo titulado “Evaluación del proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor en yacimientos de la Costa Bolívar”, señalan que: “En Venezuela se presentan casos como la Faja Petrolífera del Orinoco y los campos Lagunillas Bachaquero y tía Juana, 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

(TITULO) (SIGLAS UNIVERSIDAD)

quiere tener una recuperación similar en el Oriente del país con la aplicación del método” (p.12) [1].

Fig.:2 Recorrido del fluido inyectado

A manera de posición personal, se puede decir que, 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. DESCRIPCION DEL PROCESO BASICO DEL SISTEMA SAGD El sistema SAGD requiere de perforaciones horizontales de dos pozos paralelos, que atraviesen el volumen de la formación de petróleo. El vapor generado por gas natural u otros componentes parecidos, se inyecta dentro del tubo que queda en la parte superior de los dos tubos paralelos horizontalmente, creando así, cámaras de vapor, con muy altas temperaturas, el cual ayudara a aflojar y fundir el petróleo pesado. Por gravedad, el petróleo ya fundido, caerá directamente al segundo tubo, el cual tiene como función, bombear el petróleo obtenido, hacia la superficie. El fluido que va ha ser utilizado para la inyección es calentado para elevar su temperatura, luego se envía al pozo inyector, al llegar al fondo del pozo entra en contacto con el yacimiento, luego este fluido es producido junto con el petróleo de allí pasa a un proceso de separación donde se separa del crudo. Después de la separación este fluido es tratado y vuelve a ser inyectado en el pozo logrando así un proceso cerrado del mismo. La figura 4 nos permite observar esto con más facilidad.

Fuente: Mendoza y Finol (2005)

ALGUNOS FACTORES PARA TOMAR EN CUENTA EN LA APLICACIÓN DE SAGD: 1.- 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. 2.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 sobrecargas. 3.- Separación vertical entre 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.

(TITULO) (SIGLAS UNIVERSIDAD)

Las propiedades del crudo determinan la distancia entre el inyector y el productor, Butler, en base a sus experimentos, sugiere un espaciamiento entre pozos en relación a la viscosidad de los mismos como se observa en la Figura 2, además presenta la opción de colocar el pozo inyector cerca del tope del yacimiento. Fig.: 3 separaciones entre los pozos

Hay dos capas separadas típicamente en el campo Tía Juana.la viscosidad de petróleo en sitio es de, (10,000 a 20,000 cp.), la porosidad está alrededor de 38% y permeabilidad 2.0 Darcy. La saturación de petróleo Inicial es 85% y tiene una gravedad de 9-11°API. El espesor del yacimiento para el primer par está 40 pie del pozo en el yacimiento los aumentos de grosor es de 85 pies para una distancia horizontal de 1390 pies La proporción de gas es baja (60 scf/bl) y era moderado en los pozos vecinos. EFECTO DEL METODO SAGD SOBRE LA RAZON DE MOVILIDAD

4.- 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. PRUEBA PILOTO EN EL CAMPO TIA JUANA NORTE La prueba piloto se llevó a cabo en el campo tía Juana en el Occidente venezolano dónde los fluidos del yacimiento son muy viscosos (típicamente 20,000 cp. A las condiciones del yacimiento). La profundidad del yacimiento es aproximadamente 1000 pie con una porosidad de 38% y una permeabilidad de 1-2 Darcy. Los pozos pilotos consistieron en dos pares de pozos del campo dentro con un modelo de siete pozos con un espaciamiento de 231 metros. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTOS

En Venezuela se presentan casos como la Faja Petrolífera del Orinoco y los campos Lagunillas Bachaquero y Tía Juana, en la cual se tiene un crudo pesado con mayor movilidad en comparación al de Canadá. Como la razón de movilidad es:

=M

al

inyectar

vapor

a

muy

altas

temperaturas la µo baja y el petróleo se desplaza con mayor movilidad.

ECUACIONES DEL METODO SAGD PARA LA PRUEBA EN EL CAMPO TIA JUANA Analíticamente este proceso se divide en 3 etapas: 

Primera etapa: crecimiento vertical de la cámara, esta etapa cubre desde el inicio del proceso hasta que el vapor alcanza el tope del yacimiento. Para el caso de los pozos inyectores verticales la tasa de producción de petróleo viene dada por:

(TITULO) (SIGLAS UNIVERSIDAD)

q=N

[

] (1)

La producción acumulada Np: Np=N

Finalmente:

[

] (2)

La tasa de petróleo en el caso del pozo inyector viene dado por: Q=3L

(

)

(3)

Mientras que la producción acumulada se calcula mediante: ](

Q= 2.25L[ 

w = Mitad del espaciamiento entre pozos productores

)

(4)

Segunda etapa: En esta segunda etapa del proceso ocurre la expansión lateral de la cámara y se asume el mismo comportamiento tanto para pozos verticales como horizontales.la tasa de petróleo viene dada: ] (5)

q= 2L[

q = 0.1041

√

L (9)

La producción acumulada de petróleo para el periodo de declinación se puede obtener por integración de la ecuación (9), luego de sustituir en éstas las expresiones de Q` y t`. Para calcular el tiempo en el cual la cámara termina su etapa de crecimiento vertical se interceptan las ecuaciones utilizadas en las etapas 1 y 2, mientras que para calcular el tiempo en que se culmina la expansión lateral y comienza la declinación se interceptan las ecuaciones utilizadas en las etapas 2 y 3. Es importante resaltar que en estos cálculos se consideran los efectos de la compactación sobre la porosidad y el espesor de la formación, característicos de los yacimientos someros de la Costa Bolívar. EFECTOS DEL PROCESO DE SAGD SOBRE EL FACTOR EL FACTOR DE RECOBRO



Np=2L √ (6) √ Tercera etapa: Luego que la cámara de vapor se extiende por toda la longitud del pozo productor y se alcanza la tasa de petróleo máxima, comienza una etapa en el cual la producción declina sucesivamente, debido a que se alcanza el límite de su área de drenaje. Q`=√

-√

( ) (7)

Donde t` viene dado por: t`= 0.292

√

(8)

La producción resulta durante el primer año de funcionamiento una media de producción de 700 BPPD que son anteriormente la producción inicial esperada y se espera que el objetivo inicial de 60% de recuperación en el área piloto sea alcanzado aproximadamente en 3 años de producción. La expectativa original estaba en el orden de 300 BOPD y una producción máxima de 700 BOPD después de un año de funcionamiento. La producción acumulada después de un año es 230,000 Bls, la inyección de vapor acumulada es 270,000 Bls que indica el petróleo acumulativo y la Proporción De vapor de 0.8 B/B que es considerada

(TITULO) (SIGLAS UNIVERSIDAD)

como una excelente situación actual cuando se compara con otros proyectos de SAGD, obteniéndose factores de recobro que oscilan entre el 30 y 70% del volumen de petróleo remanente, con relaciones petróleo vapor acumulada entre 1 y 3 Bls/Ton. CONCLUSION Desarrollar un Análisis e interpretación de lo estudiado. Es interpretación de los estudiantes. 1. La prueba piloto se ha llevado a cabo con éxito en el campo Tía Juana. Después de un año, se ha ganado experiencia en este campo, a medida que se perforaba y el proceso iba operando. 2. La proporción de la producción inicial era mejor de lo esperado, pero a largo plazo la producción real tiene tendencia a igualar la simulación analítica y numérica. 3. La recuperación final está en el orden de 52 a 60% para algunas simulaciones, el cual mostro un aumento en la última recuperación de 40% por encima de la recuperación convencional de este campo. 4. La aplicación del proceso “SAGD” resulto ser técnicamente factible bajo las condiciones imperantes en los yacimientos de la Costa Bolívar. 5. La utilización de pozos inyectores horizontales mostro una mayor eficiencia en el proceso SAGD, al proporcionar una formación de la cámara de vapor mucho más uniforme que en el caso de inyectores verticales.

[1] Mendoza, J y Finol, A “SAGD” GravDrain Inc. SPE: Venezuela.

[2] Ustariz, J y Araque A (1990)” Evaluación del proceso de drenaje por gravedad asistido con vapor en yacimientos de la Costa Bolívar”. Maraven: Venezuela. [3] Zorrilla, A. “El Petróleo” [en línea], Dirección URL: http://www.geocities.com/amirhali/_fpclass/liderazg o.htm [Consulta: 09 de Noviembre de 2009].

BIBLIOGRAFIA E INFORGRAFIA Van enumerados por Orden Alfabético de los Autores) De acuerdo a las Normas APA, elaborar la Bibliografía e Infografía. (TITULO) (SIGLAS UNIVERSIDAD)