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4 Oilfield Review

Preparándose para las áreas de petróleo pesado

En los últimos años, gracias a las innovaciones dirigidas a explotar los recursos

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

incrementado sustancialmente las estimaciones de las reservas recuperables

remanentes mundiales. Ahora, los operadores están utilizando esas nuevas

tecnologías y otras ya existentes para explotar las arenas petrolíferas que alojan

petróleo pesado y aumentar la producción futura de petróleo.

Farrukh AkramTerry StoneAbingdon, Inglaterra

William J. BaileyCambridge, Massachusetts, EUA

Euan ForbesCalgary, Alberta, Canadá

Michael A. Freeman Houston, Texas, EUA

David H.-S. LawEdmonton, Alberta

Glenn WoiceshynAbsolute Completion TechnologiesCalgary, Alberta

K.C. Yeung Brion EnergyCalgary, Alberta

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Marty Chisholm, Calgary; Adrian Francis y Basim 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 Absolute Completion Technologies.SAGDRIL es una marca de M-I, L.L.C.

Las reservas mundiales de petróleo pesado se equiparan con las de los campos de petróleo con-vencional más grandes de Medio Oriente y se encuentran alojadas en más de 30 países de todo el mundo. La perforación de pozos de yacimientos de petróleo pesado implica un costo elevado y su terminación es dificultosa. Además, estos yaci-mientos requieren técnicas de producción únicas. Las arenas petrolíferas someras no consolidadas

presentan desafíos de estabilidad y navegación para los perforadores. Las terminaciones deben ser diseñadas para tolerar ambientes de altas temperaturas porque muchas estrategias de pro-ducción de petróleo pesado requieren métodos de recuperación térmica. A temperaturas ambiente, el petróleo pesado y el bitumen son resistentes al flujo a través de la roca yacimiento debido a sus altas viscosidades. En consecuencia, la energía

> La cámara de vapor. Para crear una cámara de vapor en las operaciones SAGD, el operador inyecta vapor en una formación a través de un pozo horizontal. La cámara de vapor se desarrolla alrededor y por encima del pozo inyector. En el borde de la cámara de vapor, el condensado de vapor y el bitumen calentado fluyen hacia el pozo productor por la fuerza de gravedad. Idealmente, el pozo productor se posiciona en sentido paralelo y por debajo del inyector y unos metros por encima de la base de la formación. (Adaptado de Gates et al, referencia 17.)

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 1ORSUMM 14 SAGD 1

Cámara de vapor

Vapor

Lutita

Lutita

Yaci

mie

nto

Punta delpozo de

inyección

Zona deflujo del

condensadode vapor

y bitumen

Bitumennativo

Punta delpozo de

producción

Volumen 26, no.2 55

que se consume en producir un barril de petróleo puede representar hasta un 40% de la energía total disponible en los recursos de petróleo pesado.1

Para superar estos desafíos, los ingenieros han desarrollado diversas tecnologías y métodos de recuperación, incluidas combinaciones de perfo-ración de pozos horizontales, inyección de quími-cos y agua, levantamiento artificial y aplicación de calor en sitio. Los operadores de las arenas petrolíferas del oeste de Canadá están logrando éxito comercial en la producción de petróleo extra pesado y bitumen mediante el proceso de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). El método SAGD emplea pares de pozos horizontales parale-los, perforados uno por encima del otro en el

mismo plano vertical. Durante las operaciones SAGD, el vapor se bombea en el pozo superior y se fuerza a drenar la formación formando un volumen sobre el que actúa el vapor, denominado “cámara de vapor.” A medida que la cámara de vapor se expande hacia arriba y lateralmente, la viscosidad del petróleo en el frente existente entre éste y el vapor se reduce y el petróleo se vuelve más móvil. La fuerza de gravedad hace que la mezcla de petróleo móvil y vapor condensado fluya en sentido descendente, a lo largo del límite entre el vapor y el petróleo, hacia el pozo horizon-tal inferior desde el cual puede ser bombeado a la superficie (página anterior).

1. El petróleo pesado se define como petróleo cuya densidad es de 22,3º API o menor. Los petróleos más densos que el agua —cuya densidad es de 10º API o menor— se denominan “extra pesados” cuando la viscosidad es inferior a 10 000 cP [10 000 mPa.s] en condiciones de yacimiento y “bitumen” cuando la viscosidad es superior a 10 000 cP.

Para obtener más información sobre el petróleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–59.

La viscosidad es una medida de la resistencia de un fluido al flujo y se define como la relación entre el esfuerzo de corte y la tasa de corte. La densidad se define como la masa por unidad de volumen. Si bien la densidad puede variar levemente con la temperatura, la viscosidad se reduce rápidamente con el incremento de la temperatura.

6 Oilfield Review

El calor reduce la viscosidad del fluido (arriba). No obstante, la dispersión uniforme del vapor a tra-vés de una formación es compleja y esa dispersión despareja a menudo produce efectos de digitación viscosa, dado que los petróleos de baja viscosidad fluyen en la formación más rápido que los petróleos de viscosidad más alta. Un volumen significativo de petróleo puede ser pasado por alto debido al desa-rrollo poco uniforme de la cámara de vapor a lo largo de un par de pozos SAGD.2 Por consiguiente, los ingenieros de producción deben dirigir el flujo de fluidos de formación hacia el pozo de produc-ción, principalmente mediante el control de la inyección de vapor. Para ello, deben conocer la heterogeneidad geológica y la anisotropía de la per-meabilidad de la formación.

Este artículo examina algunas de las herra-mientas y métodos empleados por los operadores de proyectos SAGD para optimizar la producción de petróleo pesado. La implementación de estas innovaciones y su impacto en la producción de bitumen y petróleo extra pesado se ilustran a tra-vés de algunos casos de estudio de Canadá, que es actualmente el único país del mundo con proyec-tos SAGD comercialmente exitosos.

Dónde perforarEl éxito económico de la mayoría de los proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) depende del desplazamiento eficiente del petróleo prove-niente de la formación por otro fluido inyectado. En el caso de los proyectos SAGD, el desplazamiento se produce en el frente de expansión de la cámara de vapor, donde el vapor calienta el bitumen y de ese modo incrementa su movilidad. El petróleo móvil y el vapor condensado fluyen hacia el pozo productor por la acción de la fuerza de gravedad.3 Sólo es posible mantener una cámara de vapor uniforme cuando el petróleo presente en el yaci-

miento es inicialmente un petróleo relativamente inmóvil, lo que ofrece resistencia a la digitación vertical del vapor.

Los yacimientos favorables para la explotación con métodos SAGD deben satisfacer ciertos requi-sitos mínimos (derecha). Idealmente, los yaci-mientos candidatos para la aplicación de métodos SAGD deben estar libres de barreras de lutita late-ralmente extensas que pueden impedir el creci-miento o la uniformidad de la cámara de vapor. Un yacimiento SAGD también debe tener un mínimo de zonas de pérdida de circulación y un espesor productivo de más de 15 m [50 pies] para propor-cionar una altura suficiente para el desarrollo de la cámara de vapor. Además, la formación debe estar sellada por una capa superior impermeable o roca de cubierta. Estos criterios pueden ser esta-blecidos mediante las herramientas habituales de exploración de petróleo y gas, tales como pozos piloto verticales, registros (perfiles), pruebas de formación, datos sísmicos y núcleos.

Las zonas de pérdida de circulación, en forma de pata de agua por debajo de la zona de petróleo o como gas por encima de dicha zona, inciden en la efectividad de la cámara de vapor. La eficien-cia térmica de la cámara de vapor puede verse comprometida por la zona de pérdida de circula-ción de gas, y el petróleo móvil calentado puede fluir más fácilmente hacia una zona de pérdida de circulación de agua presente por debajo de la formación que hacia el pozo productor.

Un elemento indispensable de la mayoría de las zonas de gas y petróleo es la presencia de límites superiores impermeables que aíslen los intervalos hidrocarburíferos de las formaciones adyacentes. Estas barreras entrampan los hidrocarburos en sitio para formar yacimientos. Durante la produc-ción, las barreras aseguran que el petróleo o el gas fluya o sea barrido hacia el pozo de producción en vez de migrar hacia las formaciones adyacentes.4

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

> Candidatos pobres como yacimientos SAGD. Para que un depósito de arena petrolífera sea explotado con éxito utilizando métodos SAGD, debe estar libre de barreras, o lentes, de lutita (extremo superior) que pueden impedir el crecimiento o la uniformidad de la cámara de vapor. La arena petrolífera también debe estar libre de zonas de pérdida de circulación (centro) que pueden afectar la eficiencia térmica o encauzar la cámara de vapor lejos del pozo de producción. Y además debe satisfacer los requerimientos mínimos de un espesor productivo (extremo inferior) para proporcionar espacio para el desarrollo de una cámara de vapor efectiva.


Zona gasífera

Zona acuífera

Pozo de inyecciónde vapor

Pozo de producción

Zona productiva de poco espesor

Presencia de zonas de pérdida de circulación

Presencia de lentes de lutita

Roca de cubierta

Vapor

> Viscosidad del petróleo pesado en función de la temperatura. Según dos muestras de petróleo pesado (azul y rojo) que fueron obtenidas en campos localizados en diferentes partes del mundo, la viscosidad se reduce a medida que se incrementa la temperatura.

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 1AORSUMM 14 SAGD 1A

Visc

osid

ad, c

P

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

0,1

1

Volumen 26, no.2 7

para determinar cómo estos procesos podrían alterar parámetros críticos de las rocas, tales como los esfuerzos locales, la resistencia de la roca o los sistemas de fracturas. Luego, los inge-nieros pueden establecer presiones de trabajo máximas seguras para garantizar que cualquier efecto producido sobre la roca de cubierta no genere brechas en la contención.5

Cómo perforar Una vez que un operador determina que una for-mación de arenas petrolíferas es candidata para la explotación mediante métodos SAGD, los inge-nieros normalmente perforan numerosos pares de pozos horizontales —un productor y un inyector— desde una sola localización de pozos múltiples. Cada pozo posee una profundidad medida variable entre 1 400 y 1 600 m [4 600 y 5 200 pies] que incluye entre 800 y 1 200 m [2 600 y 3 900 pies] de sección horizontal en la zona productiva. Con suje-ción a las especificaciones del operador, los pozos de producción se posicionan por encima y tan cerca de la base de la formación como sea posi-ble, y los pozos de inyección se emplazan en sen-tido paralelo y a unos 5 a 6 m [16 a 20 pies] por encima de los productores con un desplaza-miento de no más de 2 m [6 pies] respecto del plano vertical que contiene el productor. La sepa-ración correcta entre las secciones horizontales de los dos pozos es crucial para asegurar una

>Mediciones de la separación relativa entre pozos. La proximidad de los pozos productores e inyectores es crucial para el éxito de un proyecto SAGD y se mide como una separación relativa entre ambos a lo largo de sus secciones horizontales. Esta relación se presenta habitualmente como una diana con un recuadro como objetivo (rojo). El pozo de producción, ya perforado, se encuentra en el centro de la diana, y la posición relativa del pozo de inyección que se está perforando se indica como una serie de puntos (azul) contenidos en el recuadro, que representan los puntos topográficos. En esta visualización, el punto topográfico más reciente se representa con un punto verde. Las mediciones incluyen lo siguiente: la orientación de la herramienta hacia el objetivo —el ángulo existente entre el pozo inyector y el pozo productor medido en sentido horario desde el pozo inyector— ; la distancia —la distancia radial entre los pozos— ; el lado derecho —el desplazamiento lateral del pozo inyector respecto del pozo productor medido desde el plano vertical del pozo productor—; y el lado alto— el desplazamiento vertical del pozo inyector respecto del pozo productor medido desde el plano horizontal del pozo productor—. La medición del sensor se obtiene en la profundidad medida (MD) y la TVD es la profundidad vertical verdadera del trayecto del pozo de inyección en el punto de medición. La inclinación y el azimut del trayecto del pozo de inyección también se obtienen en el punto de medición.


Orientación de la herramienta hacia el objetivo168,85°

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

Inclinación

Azimut

Dist

anci

a, m

Pozo de producción

10

10

0

0°

180°

270° 90°

2. Para obtener más información sobre el fenómeno de digitación viscosa, consulte: Homsy GM: “Viscous Fingering in Porous Media,” Annual Review of Fluid Mechanics 19 (Enero de 1987): 271–311.

3. La movilidad es la relación entre la permeabilidad y la viscosidad dinámica, y es una medida de la facilidad con que se desplaza un fluido a través de la formación. Dado que la movilidad es inversamente proporcional a la viscosidad, mejora cuando la viscosidad se reduce con el incremento de la temperatura.

4. Para obtener más información sobre las fallas y los sellos, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R, Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.

5. Khan S, Han H, Ansari S y Khosravi N: “Geomechanical Modeling to Assess Caprock Integrity in Oil Sands,” presentado en la Sociedad Canadiense de Geólogos de Petróleo, la Sociedad Canadiense de Geólogos de Exploración y la Convención Anual Conjunta de la Sociedad de Adquisición de Registros de Pozos (Perfilaje) de Canadá, Calgary, 9 al 12 de mayo de 2011.

6. Grills TL: “Magnetic Ranging Technologies for Drilling Steam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique Well Geometries—A Comparison of Technologies,” artículo SPE/Sociedad de Petróleo de CIM/CHOA 79005, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE y la Conferencia Internacional de Tecnología de Pozos Horizontales, Calgary, 4 al 7 de noviembre de 2002.

Illfelder H, Forbes E, McElhinney G, Rennie A, Schaepsmeyer H y Krawchuk A: “A Systematic Approach for Wellbore Drilling and Placement of SAGD Well Pairs and Infill Wells,” artículo WHOC 11-503, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, Canadá, 14 al 17 de marzo de 2011.

máxima recuperación y eficiencia. Si los dos pozos están muy juntos uno con respecto al otro, en la mayoría de los casos el vapor sólo alcanzará el talón del pozo productor, lo que se traducirá en una recuperación ineficiente, pérdida de produc-ción y una rentabilidad deficiente de los activos. Si los pozos se encuentran muy alejados entre sí, puede suceder que la producción se demore varios meses, mientras se crea una cámara de vapor de grandes dimensiones.

Primero, se perfora un pozo de producción, utilizando herramientas MWD y de perforación direccional convencionales. Luego, se perfora un pozo de inyección utilizando herramientas direc-cionales convencionales hasta que los trayectos de ambos pozos comienzan a converger. Esto se produce generalmente cuando el pozo inyector y el pozo productor se encuentran separados por una distancia de aproximadamente 10 m [33 pies]

y el pozo inyector se encuentra dentro de los 120 a 150 m [390 a 490 pies] del asentamiento en la zona productiva. Esta proximidad del pozo de inyección con respecto a la tubería de revesti-miento del pozo de producción produce una interferencia magnética que vuelve imprecisas a las herramientas MWD convencionales basadas en mediciones magnéticas.

La determinación de la posición de un pozo respecto de otro pozo utilizando mediciones mag-néticas se denomina telemetría magnética; este método se utiliza comúnmente para perforar de manera planificada pozos que se intersectan entre sí, tales como las utilizadas para los pozos de alivio (arriba).6 En el punto de interferencia magnética, los perforadores pueden recurrir al proceso de telemetría activa, en el cual una fuente magnética se baja en el pozo productor con tube-ría flexible o con un tractor operado con cable.

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Cuando el paquete de sensores de la herramienta MWD se encuentra casi perpendicular a la fuente magnética, esta última se activa y las mediciones resultantes obtenidas con los sensores MWD per-miten a los técnicos calcular la relación espacial existente entre los dos pozos. Una vez determi-nada la posición del pozo de inyección, la fuente se baja en el pozo de producción hasta la profundidad predeterminada siguiente, se continúa perforando el pozo de inyección y el escenario se reitera.

Como alternativa con respecto al método de fuente magnética activa, los ingenieros pueden utilizar una tubería de revestimiento premagne-tizada en el primer pozo, como fuente magnética pasiva (arriba). De ese modo, los perforadores no necesitan acceder a ambos pozos simultánea-mente y no requieren un tractor o una tubería flexible para desplazar la fuente. Además, los ingenieros pueden emplear métodos estándar de perforación direccional y a la vez obtener un levantamiento casi definitivo en tiempo real durante la perforación.7

Schlumberger ha desarrollado el servicio de análisis de perforación y telemetría avanzada en tiempo real RADAR para ayudar a los operadores a determinar con precisión la posición relativa de dos pozos. El servicio RADAR comprende una

En respuesta a estos problemas, los investigado-res de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, desarrollaron el fluido de perforación a base de agua SAGDRIL. Este sistema contiene un mejora-dor concentrado de la mojabilidad al agua, que minimiza la acumulación de la arena en la barrena y la sarta de herramientas y encapsula los recortes para que puedan ser removidos más fácilmente por las zarandas y el equipo de control de sólidos.

Los métodos de recuperación térmica también presentan desafíos para el aislamiento zonal. Durante las operaciones SAGD, las temperaturas de fondo de pozo habitualmente alcanzan 275°C [530°F]. Estas temperaturas elevadas hacen que la tubería de revestimiento del pozo se expanda, lo que impone esfuerzos en el revestimiento de cemento circundante. Para reducir estos esfuer-zos y mantener la integridad del pozo, el cemento utilizado para el aislamiento debe poseer un coe-ficiente de expansión térmica similar al de la tubería de revestimiento. Además, es importante que el cemento no se degrade cuando se expone a estas temperaturas elevadas durante tiempos prolongados.9

El cemento ThermaSTONE, térmicamente sensible, está diseñado específicamente para aplicaciones geotérmicas y aplicaciones relaciona-das con el petróleo pesado. Este cemento fragua a bajas temperaturas, tolera altas temperaturas y ofrece una alta flexibilidad y estabilidad térmica, y un alto coeficiente de expansión térmica. El cemento se puede expandir hasta un 2%, posee un módulo de Young bajo en condiciones de vapor y ha sido sometido a pruebas de laboratorio con temperaturas de hasta 344°C [651°F] durante seis meses.

La geomecánica y la inyección de vapor Las implicaciones de la inyección de vapor a alta presión en formaciones de arenas petrolíferas trascienden la comprobación de los límites del acero y el cemento, ya que también se ponen a prueba las técnicas de modelado de yacimientos. La inyección de vapor a alta presión en la cámara de vapor incrementa la temperatura y la presión de poro. El incremento de la presión de poro reduce los esfuerzos efectivos —los esfuerzos tota-les menos la presión de poro— sobre la matriz de la roca. La cámara de vapor se dilata, o incrementa su volumen, debido al incremento del volumen poroso ocupado por el vapor y la expansión tér-mica de los contenidos de la cámara de vapor.

serie de aplicaciones de computación que pue-den ser utilizados para perforar un segundo pozo a lo largo de una trayectoria paralela y a una dis-tancia de 5 a 6 m por encima de un pozo horizontal existente con una precisión de aproximadamente 1 m [3 pies] a lo largo de 1 km [0,6 mi]. Entre otras aplicaciones, el servicio RADAR permite a los perforadores determinar los cambios de azimut en regiones desafiantes desde el punto de vista magnético utilizando herramientas MWD gravi-métricas, que son diseñadas para ser utilizadas cuando la interferencia magnética impide el empleo de una herramienta MWD convencional.

La naturaleza de las arenas petrolíferas que contienen petróleo pesado genera otros problemas de perforación. El bitumen y la arena de la forma-ción se adhieren al arreglo de fondo de pozo, pro-vocando un incremento del esfuerzo de torsión (torque) de la sarta de perforación. Además, cuando el bitumen llega a la superficie, a menudo tapona las zarandas vibratorias (temblorinas) del equipo de tratamiento de lodo, y si la arena se separa del bitumen, puede formar capas que bloqueen el flujo en la línea de retorno. El empleo de solven-tes en el sistema de lodo permite disolver el bitu-men, pero también puede producir derrumbes inaceptables en el pozo.8

> Configuración de la tubería de revestimiento premagnetizada. Los fabricantes premagnetizan las tuberías de revestimiento de los pozos de producción según una configuración específica para maximizar el campo magnético extruido. Una serie de polos opuestos dirige la magnetización lejos de la tubería de revestimiento e incrementa la extensión a lo largo de la cual es posible determinar las distancias con precisión. El efecto de magnetización, o patrón, indica la dirección del flujo (líneas negras), y la intensidad del flujo es indicada con el color, que se extiende de más intenso (magenta) a menos intenso (aguamarina). La cantidad de magnetización que puede impartirse a la tubería de revestimiento es una función de la cantidad de metal de dicha tubería. La cantidad de magnetización impartida a la tubería de revestimiento y el diseño del registro magnético controlan la extensión a lo largo de la cual es posible determinar las distancias con precisión. (Adaptado de Rennie et al, referencia 7.)


Superficie de la tubería de revestimiento Pozo

Dist

anci

a co

n re

spec

to a

l poz

o

Volumen 26, no.2 9

Dado que la cámara de vapor se encuentra con-finada a lo largo de sus lados, la mayor parte de la dilatación se manifiesta como un levantamiento de los estratos de sobrecarga. Este levantamiento de la sobrecarga estira, o extiende, lateralmente la roca de cubierta. Por encima del pozo inyector de vapor, la extensión lateral actúa contra los esfuerzos de compresión principales horizontales. Si, como resultado de dicha acción, el esfuerzo principal horizontal mínimo se convierte en trac-ción, la roca de cubierta se fracturará en condicio-nes de tensión. En dirección a los lados de la cámara de vapor, la extensión lateral produce un empuje 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 mejorada que transportan el fluido móvil y la presión lejos de la cámara de vapor.10

7. Rennie A, McElhinney G, Illfelder H, Ceh L, Schaepsmeyer H y Krawchuk A: “A Case Study of a New Technique for Drilling SAGD Twin Wells in Heavy Oil Reservoirs,” artículo WHOC 2008-395, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo 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 Problems Associated with Drilling SAGD Wells,” artículo SPE 90986, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

9. Tomilina EM, Chougnet-Sirapian A y Aboutourkia W: “New Thermally Responsive Cement for Heavy Oil Wells,” artículo SPE 15782, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de Canadá de la SPE, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012.

En las operaciones SAGD, una de las principa-les preocupaciones es la preservación de la roca de cubierta, que se expone a numerosos ciclos de inyección de vapor a lo largo de toda la vida útil del proyecto. Para establecer la integridad de la roca de cubierta y estimar su respuesta a la apli-

cación cíclica de calor, en las arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta, Canadá, los ingenieros construyeron modelos geomecánicos a partir de datos de registros sónicos, registros de imágenes, pruebas de mini fracturamiento, mediciones obtenidas con sensores de presión de formación y análisis de núcleos. Estos modelos permiten a los analistas estimar los esfuerzos inducidos y los cambios producidos en la resistencia de la roca, como resultado de la inyección de vapor, y ade-más pronosticar la ruptura por cizalladura y la falla por tracción de la roca (izquierda).

Los investigadores analizaron diversos esce-narios de inyección y utilizaron el simulador de yacimientos ECLIPSE para modelar los cambios producidos en la temperatura (ΔT) y en la pre-sión (ΔP). Los cambios correspondientes en el esfuerzo, la deformación, la porosidad (Δφ) y la permeabilidad (Δk) fueron computados utili-zando el software de simulación geomecánica por elementos finitos VISAGE 3D. Los valores de Δφ y Δk se volvieron a cargar en el modelo de simula-ción de yacimientos, con el que se computaron nuevos valores de ΔT y ΔP. Los nuevos esfuerzos locales y trayectos de esfuerzos —la relación entre el cambio en el esfuerzo horizontal y el cam-bio en la presión de poro— obtenidos a partir de estos modelos fueron verificados en función de diversos criterios de falla para predecir la posible ocurrencia y localización de las fallas mecánicas.11

Simulaciones de yacimientos térmicosSi bien el método SAGD demostró ser comercial-mente exitoso durante más de una década, en sus primeros días de aplicación, los operadores a veces experimentaban tasas de recuperación decepcionantes. Estas tasas se debían en parte a que los planificadores de la industria calculaban la respuesta del yacimiento al vapor sobre la base de estudios de simulación en los que se asumía la homo-geneidad de las arenas petrolíferas. Estas suposicio-nes, que funcionaron razonablemente bien en los

>Modelado del potencial de falla de la roca de cubierta. Los investigadores emplearon una combinación de simulador de yacimiento–modelo geomecánico para pronosticar los efectos de la presión del vapor sobre la integridad de la roca de cubierta después de tres años de inyección continua de vapor con una tasa de 200 m3/d [7 Mpc/d] y una presión de 3 MPa [435 lpc]. La cámara de vapor fue restringida para dilatarse principalmente en sentido ascendente; el agregado de calor indujo tensión horizontal (azul) en el yacimiento, por encima de la cámara (extremo superior izquierdo), y tensión vertical (azul) cerca de los lados de la cámara (extremo inferior izquierdo). Dentro de la cámara de vapor, los bordes experimentaron una compresión adicional (amarillo a rojo). Este contraste de esfuerzos puede inducir esfuerzos de corte; sin embargo, en ambos casos, la roca de cubierta se mantuvo intacta. Para determinar la presión de trabajo máxima segura, los investigadores incrementaron la presión de inyección hasta 6 MPa [870 lpc], valor inferior a la presión de fractura de 7,35 MPa [1 070 lpc]. Al cabo de tres años, el esfuerzo de compresión horizontal mínimo efectivo (extremo superior derecho) no había alcanzado el valor de cero (rojo); el rojo indicaría la falla potencial de la roca de cubierta por tensión. Además, el índice de rotura por cizalladura (extremo inferior derecho) indicó que la roca de cubierta estaba por experimentar un fenómeno de falla por cizalladura (rojo).


Roca decubierta

3 MPa 6 MPa

3 MPa 6 MPa

Cámara de vapor

Falla de la rocade cubierta

– 0 +

Cambio del esfuerzo horizontal mínimo

– 0 +

Esfuerzo horizontal mínimo efectivo

Ausencia de falla 0 Falla

Índice de ruptura por cizalladura

– 0 +

Cambio del esfuerzo vertical

10. Collins PM, Carlson MR, Walters DA y Settari A: “Geomechanical and Thermal Reservoir Simulation Demonstrates SAGD Enhancement Due to Shear Dilation,” artículo SPE/ISRM 78237, presentado en la Conferencia de la SPE y de la Sociedad Internacional de Mecánica de Rocas, Irving, Texas, EUA, 20 al 23 de octubre de 2002.

11. Khan et al, referencia 5. Para obtener más información sobre la integridad de

la roca de cubierta, consulte: Khan S, Han H, Ansari S, Vishteh M y Khosravi N: “Caprock Integrity Analysis in Thermal Operations: An Integrated Geomechanics Approach,” artículo WHOC 11-609, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

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proyectos EOR tradicionales durante muchos años, a menudo hacían que los ingenieros pronos-ticaran los requerimientos de vapor y presión de manera imprecisa y que sobrestimaran el volu-men de reservas recuperables alojadas en un yacimiento de bitumen.

Esa práctica se modificó cuando los especia-listas en métodos SAGD se dieron cuenta de que las arenas petrolíferas exhibían variaciones signi-ficativas en las propiedades geológicas y las pro-piedades de los yacimientos. Aprovechando las mejoras introducidas recientemente en los méto-

> Resultados incrementales de tres estrategias de terminación. Los pronósticos de cinco años para los tres diseños de terminaciones incluyeron los costos de las tuberías de revestimiento, las tuberías de producción, las operaciones de disparos, los ICDs, los empacadores, el tratamiento del agua y su reciclaje. El análisis financiero de la terminación inteligente arrojó un valor actual neto (NPV) más elevado, a lo largo del mismo tiempo, con respecto al diseño convencional y el diseño simple a pesar de haberse obtenido un volumen de producción mayor con la terminación simple.

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 6AORSUMM 14 SAGD 6A

Volumen deproducción,

millones de bbl

Erogacionesde capital,

millones de dólarescanadienses

Costos operativos,millones de dólares

canadienses

NPV al 10%,millones de dólares

canadienses

Estrategia determinación

6,46

7,47

7,89

8,753

7,778

7,385

265

304

333

63,3

76,2

74,4

Terminación convencional

Terminación inteligente

Terminación simple

> Secciones horizontales de tres opciones de terminación SAGD. Para las terminaciones SAGD convencionales (izquierda), tanto los pozos de producción como los de inyección, son pozos entubados; la tubería de producción se corre hasta la punta del pozo productor y el pozo inyector se termina con la tubería de producción a mitad de camino, a través de la sección horizontal. Los últimos 610 m [1 970 pies] de ambos pozos, por debajo de aproximadamente 1 500 m [5 100 pies], se disparan. En las terminaciones SAGD inteligentes (centro), los dos pozos son entubados y la tubería de producción se corre hasta la punta de ambos pozos. Se utilizan dispositivos de control de influjo (ICDs) y empacadores para crear secciones individuales en el espacio anular del pozo de inyección. Las secciones horizontales de ambos pozos son disparadas únicamente donde existe un espesor mínimo de 5 m [16 pies] de arena continua (azul y verde). Las secciones con menos de 5 m de arena continua (púrpura) no se disparan. Las terminaciones simples (derecha) son entubadas y disparadas a lo largo de toda la sección horizontal y la tubería de producción se corre solamente hasta el talón de ambos pozos. (Adaptado de Akram, referencia 14.)


1 600

1 550

1 650

1 700

1 800

1 850

1 950

2 000

2 100

2 050

2 150

2 200

1 900

1 750

1 600

1 650

1 700

1 800

1 850

1 950

2 000

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1 900

1 750

Pozo de inyección Pozo de producción

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

Terminación SAGD convencional Terminación SAGD inteligente Terminación SAGD simple

Pozo de inyección

ICD

Pozo de producción Pozo de inyección Pozo de producción

Disparos

Disparos

EmpacadorTubería deproducción

Tubería deproducción



Sin condiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento

Sin condiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento

Volumen 26, no.2 11

dos de simulación y la tecnología de computa-ción, hoy los analistas emplean una cuadrícula de alta resolución para captar los detalles de la hete-rogeneidad de un yacimiento y pueden correr modelos de campo completo. Además, con la dis-ponibilidad de una mayor capacidad computacio-nal, los ingenieros pueden efectuar simulaciones de localizaciones SAGD con múltiples pozos y dar cuenta de la interrelación de las cámaras de vapor para los pares de pozos adyacentes.12

Los modelos de simulación pueden utilizarse para medir el impacto de las opciones de termina-ción SAGD sobre la producción, la relación vapor-pe-tróleo (SOR) y la rentabilidad de los proyectos.13 En la dirección de una operación SAGD en las arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta, Canadá, un estudio utilizó la plataforma de la apli-cación Petrel E&P de Schlumberger para el mode-lado estático y empleó el simulador de yacimientos térmicos ECLIPSE para comprobar el impacto de una estrategia de terminaciones conocidas como terminaciones inteligentes o “verdes” (página anterior, arriba).

Los ingenieros utilizaron el modelo acoplado para determinar cómo la posición de los desvíos y las barreras dentro del yacimiento interfería con el trayecto de flujo de vapor pretendido, lo que les permitió configurar la terminación para que el vapor fluyera dentro del yacimiento en sentido

ascendente y se evitaran las obstrucciones. Además, se efectuó el análisis financiero, utili-zando el software de planeación, riesgo y reservas Merak Peep para comparar los resultados econó-micos de diversas opciones técnicas.

El estudio consistió en el modelado y la com-paración de las terminaciones SAGD convencio-nales, inteligentes y simples durante cinco años y las conclusiones extraídas fueron las siguientes:• El diseño convencional logró la mejor relación

SOR, pero debido a las elevadas erogaciones de capital y costos operativos (capex y opex), su tasa de retorno de la inversión fue la más baja.

• El diseño simple logró la máxima recuperación, pero requirió más vapor y produjo más agua, lo que incrementó las erogaciones de capital y costos operativos, que no fueron compensadas por incrementos graduales en la producción.

• El diseño inteligente logró un proceso optimizado de inyección de vapor con una erogación de capi-tal levemente más alta y costos operativos leve-mente más 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 recuperación térmica y el riesgo potencial de utilizar un solo indicador, tal como la relación SOR, para clasifi-car el éxito de un proyecto SAGD. Las simulacio-nes demostraron que el diseño de la terminación

12. Akram F: “Multimillion-Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis,” artículo WHOC 11-534, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

Para obtener más información sobre la optimización de los pares de pozos SAGD a través de simulaciones térmicas y de campo completo, consulte: Akram F: “Multi-Million Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis,” artículo SPE 11RCSC–SPE 145679, presentado en la Conferencia y Exhibición de Caracterización y Simulación de Yacimientos de la SPE, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 9 al 11 de octubre de 2011.

13. La relación vapor-petróleo (SOR) es una medida del volumen de vapor requerido para producir un volumen de petróleo. Esta relación se utiliza normalmente para determinar la eficiencia de una operación SAGD en base a la hipótesis de que cuanto menor es la relación SOR, con más eficacia se utiliza el vapor y más bajos son los costos de combustible.

14. Akram F: “Effects of Well Placement and Intelligent Completions on SAGD in a Full-Field Thermal-Numerical Model for Athabasca Oil Sands,” artículo SPE/PS/CHOA 117704, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 20 al 23 de octubre de 2008.

15. Banerjee S, Abdelfattah T y Nguyen H: “Benefits of Passive Inflow Control Devices in a SAGD Completion,” artículo SPE 165478, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE, Canadá, Calgary, 11 al 13 de junio de 2013.

> Cámaras de vapor ideal y real. Una cámara de vapor ideal (izquierda) exhibe una distribución uniforme del vapor a lo largo de la extensión horizontal del pozo inyector e impregna la formación de manera uniforme, dirigiendo eficientemente el bitumen hacia el pozo de producción que se encuentra debajo. En la práctica, sin intervención, las cámaras de vapor son muy irregulares e ineficientes (derecha).

Oilfield Review SUMMER 14SAGD Fig. 6BORSUMM 14 SAGD 6B

Forma uniformeVistaen trescuartos

Vistalateral

Flujo uniforme Flujo variado

Forma irregular

Cámara de vapor uniforme ideal Cámara de vapor irregular

convencional produjo la relación SOR más baja y que el diseño de la terminación simple arrojó la mayor producción acumulada de petróleo. No obs-tante, cuando se incluyó un modelo económico, la terminación inteligente produjo costos totales más bajos y el mejor retorno de la inversión del operador (página anterior, abajo).14

Optimización de la producciónLa obtención de resultados económicos óptimos, cuando se utilizan métodos SAGD, requiere el desarrollo uniforme o un desplazamiento de la cámara de vapor eficiente. No obstante, a menudo, el flujo de bitumen y vapor a través de la formación entre los pares de pozos SAGD es irre-gular (abajo). Las heterogeneidades del yaci-miento producen un flujo irregular de vapor a través de las arenas petrolíferas y una movilidad variable de la fase petróleo, lo que genera un flujo no uniforme de petróleo. Además, el vapor es des-viado por la presencia de capas de lutita y lodo, a raíz de lo cual más del 80% del vapor inyectado sale del pozo por el talón, a través del trayecto de menos resistencia, y casi todo el vapor rema-nente sale por la punta del pozo.15 Para mejorar la concordancia mediante el control de la inyec-ción, los operadores han utilizado diversas estra-tegias, incluidas sartas de tubería de producción dobles dentro de tuberías de revestimiento cor-

12 Oilfield Review

tas (liners) ranuradas u otros filtros de exclusión de arena, tanto para los pozos de producción como para los pozos de inyección (arriba).

En la configuración de tubería de producción doble, una sarta inyecta el vapor en el talón de la sección horizontal del pozo de inyección y una segunda sarta transporta el vapor hasta la punta. Dado que el vapor pasa hacia la formación a tra-vés del liner ranurado, a lo largo de todo el tramo horizontal del pozo de inyección, los hidrocarbu-ros ingresan en la tubería de producción tanto por la punta como por el talón del pozo. Mediante el emplazamiento de los puntos de inyección y pro-ducción en ambos extremos de las secciones hori-zontales de los dos pozos, el flujo se distribuye de manera más uniforme entre el par de pozos.

Las terminaciones SAGD con tubería de pro-ducción doble, implementadas en el oeste de Canadá, generalmente incluyen sistemas de levan-tamiento artificial por gas en lugar de bombas eléctricas sumergibles (ESP) para llevar el petró-

leo a la superficie, pero no poseen válvulas de control de fondo de pozo. Las terminaciones con tubería de producción doble también pueden con-tener una sarta de tubería flexible instrumentada con una sarta de medición de la distribución de la temperatura o un arreglo de termocupla. Un estu-dio propuso el empleo de controladores de reali-mentación proporcionales, derivativos e integrales (PID) en cada sarta de tubería de producción del pozo inyector para controlar las tasas de inyección. 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 la regulación de la tasa de inyección.16 La diferencia de temperatura entre el vapor inyectado y los fluidos producidos, conocida como “subenfria-miento,” es una variable de control clave en las operaciones SAGD y normalmente se mantiene entre 15°C y 30°C [27°F y 54°F].17 Las termina-ciones con tubería de producción doble con con-

troladores PID han mejorado la eficiencia de desplazamiento de la cámara de vapor a través del control de las tasas de inyección para mantener un valor de subenfriamiento específico a medida que cambian las condiciones del yacimiento.

Un estudio de seguimiento dirigido a optimizar la producción y el NPV examinó la utilización de los controladores PID en los pares de pozos SAGD. Los investigadores llegaron a la conclusión de que los controladores permiten ajustar las tasas de inyección rápidamente y de ese modo lograr y mantener un valor de subenfriamento previsto y relaciones SOR eficientes. Además, dado que se utiliza el mismo valor de subenfriamiento obje-tivo en la mitad inicial que en la mitad final del par de pozos, los PIDs pueden mejorar la eficien-cia de desplazamiento de la cámara de vapor a lo largo de ambos pozos.18

Además, los ingenieros pueden procurar gene-rar un desplazamiento de la cámara de vapor efi-ciente mediante la instalación de dispositivos de control de influjo (ICD) como parte de un arreglo de filtros de exclusión de arena en el pozo de inyección o en el pozo de producción, o en ambos. Los ICDs están diseñados para hacer que varíe la distribución de presión a lo largo del pozo. Cuando se instalan como parte de la terminación del pozo de inyección, estos dispositivos sirven para ecuali-zar mejor el flujo de vapor desde la punta hasta el talón. Cuando se instalan como parte de la termina-ción del pozo de producción, ayudan a ecualizar el influjo de la emulsión vapor-petróleo desde la punta hasta el talón y de ese modo proporcionan un subenfriamiento más uniforme desde la punta hasta el talón (próxima página).

Los ICDs basados en boquillas son indepen-dientes de la viscosidad y la caída de presión varía en función del cuadrado de la velocidad a través de las boquillas, lo que proporciona una gran capacidad de restricción del vapor. Por con-siguiente, en las terminaciones de los pozos de producción SAGD, las boquillas actúan como vál-vulas autorreguladas porque a medida que el nivel de los líquidos se aproxima al filtro de arena del ICD, éstos se evaporan dentro de la válvula, lo que produce una restricción adicional del flujo para la misma caída de presión. Este proceso fun-ciona tratando de evitar que el vapor ingrese en el pozo de producción; si ingresa, lo hace con una tasa mucho más reducida que no produce daños localizados por erosión en el filtro de arena, a los que se conoce como “puntos calientes.” En conse-cuencia, las terminaciones SAGD con ICDs per-miten mejorar la eficiencia de desplazamiento sin necesidad de una segunda sarta de tubería de producción que se extienda hasta la punta del pozo de producción.19

> Control de la inyección de vapor y de la producción de bitumen en las secciones horizontales. Cuando un operador termina un pozo de inyección SAGD (derecha) con múltiples sartas de tubería de producción y una tubería de revestimiento corta (liner) ranurada, se puede inyectar vapor (flechas rojas) en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, tanto en la punta como en el talón del pozo, para contribuir a la obtención de un perfil de inyección más uniforme a lo largo de la sección horizontal. Un pozo de producción terminado con sartas de tubería de producción duales y un liner ranurado (izquierda) permite que el condensado de vapor y el bitumen controlados por la fuerza de gravedad (flechas verdes) ingresen de manera más uniforme en el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, a lo largo de la sección horizontal. Un controlador de realimentación proporcional, derivativo e integral (PID) (no mostrado) monitorea la diferencia de temperatura ente los fluidos inyectados y los fluidos producidos, o subenfriamiento, a través de la tubería flexible instrumentada del pozo de producción (línea roja) y regula las tasas de inyección acorde a un valor de subenfriamiento objetivo.


Tubería guía

Pozo de inyección

Pozo de producción

Tubería guía

Tubería de revestimiento intermedia

Tubería de revestimiento intermedia

Sarta de talón

Liner ranuradoVapor

Liner ranuradoSarta de talón

Sarta de punta

Sarta de punta

Sarta de levantamiento artificial por gas

Volumen 26, no.2 13

Los especialistas de Schlumberger corrieron simulaciones de pozo de un par de pozos SAGD que incluyeron un caso base en el cual el pozo productor se equipó con ICDs y el inyector se ter-minó como un pozo controlado con un PID y con sarta doble. El vapor se inyectó con una tasa máxima de 250 m3/d [8 800 pies3/d]; el subenfria-miento objetivo fue de 3°C [5,4°F]. Para este estu-dio, los investigadores utilizaron ICDs FluxRite, ahora denominados ICDs MeshFlux, que son una combinación de tecnología de control de la produc-ción de arena MeshRite e ICDs de tipo boquilla.

Instalada con los filtros en una tubería base de 14 m [46 pies] de largo y 7 pulgadas de diámetro, la boquilla ICD del pozo de producción contenía un estrangulador (orificio) de 4,2 mm [0,17 pulgadas] de diámetro. Cada pozo del par de pozos SAGD exhibía una longitud de 700 m [2 290 pies] y un espaciamiento vertical de 5 m [16 pies]. La simu-lación del yacimiento se basó en los datos dispo-nibles para la formación McMurray del noreste de Alberta, en Canadá, que contiene un bitumen de alta viscosidad en condiciones iniciales y es altamente heterogénea.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 del pozo productor fueron calculadas utilizando un algoritmo de selección de temperaturas.

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

• En el caso 3, el subenfriamiento objetivo se modificó de 3°C a 15°C.

• En el caso 4, el pozo productor fue terminado con sartas de tubería de producción dobles.

Los resultados del estudio indicaron que las terminaciones con sartas de tubería de producción dobles con controladores PID mejoraron la rela-ción SOR y la producción acumulada de petróleo. La utilización de un algoritmo de selección de tem-peraturas para seleccionar las temperaturas bajas mejoró el cálculo del subenfriamiento y un valor

objetivo de subenfriamiento más bajo mejoró la producción y los aspectos económicos.21 La utiliza-ción de ICDs en la terminación del pozo de pro-ducción se tradujo en un ambiente de presión más estable, un control más fácil de la produc-ción y una distribución de la producción más uni-

forme a lo largo de toda la sección horizontal del pozo que en los pozos productores terminados con sartas dobles.

Incentivados por los informes del impacto de los ICDs en la producción y en la eficiencia de las operaciones SAGD, los ingenieros de Brion Energy llevaron a cabo un estudio preliminar para cuantifi-car los beneficios potenciales de los ICDs desplega-dos con liner y utilizaron un modelo de yacimiento basado en el Proyecto Comercial del Río Mackay (MRCP), ubicado a unos 30 km [18,7 mi] al noroeste de Fort McMurray, en Alberta. Dado que el modelo inicial, basado en condiciones ideales y en un yacimiento perfectamente homogéneo, no mostró ninguna ventaja como resultado del empleo del ICD, fue reemplazado posteriormente por otro en el cual la permeabilidad absoluta de las celdas

16. Stone TW, Brown G, Guyaguler B, Bailey WJ y Law DH-S: “Practical Control of SAGD Wells with Dual Tubing Strings,” Journal of Canadian Petroleum Technology 53, no. 1 (Enero de 2014): 32–47.

17. Gates ID, Kenny J, Hernandez-Hdez IL y Bunio GL: “Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage,” artículo SPE/PS-CIM/CHOA 97742, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 1º al 3 de noviembre de 2005.

18. Stone TW y Bailey WJ: “Optimization of Subcool in SAGD Bitumen Processes,” artículo WHOC 14-271, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Nueva Orleáns, 5 al 7 de marzo de 2014.

19. Stone TW, Law DH-S y Bailey WJ: “Control of Reservoir Heterogeneity in SAGD Bitumen Processes,” artículo SPE 165388, presentado en la Conferencia de

Petróleo Pesado de la SPE-Canadá, Calgary, 11 al 13 de junio de 2013.

Para obtener más información 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 Raffn AG: “Dispositivos de control de flujo: Perfeccionamiento de los estándares,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 30–39.

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

todas las temperaturas de los pozos productores salvo las temperaturas más bajas de cada mitad del pozo si fueron significativamente más bajas que las temperaturas más elevadas registradas en cada mitad del pozo y afectaron los cálculos del producto permeabilidad-altura.

> Efecto en el talón y la punta. La emulsión de vapor-petróleo (azul) formada mediante la inyección de vapor durante las operaciones SAGD tiende a fluir a través de las zonas de mayor permeabilidad y a llegar al liner ranurado del pozo de producción de manera irregular, a menudo hasta el talón del pozo (extremo superior). Los dispositivos de control de influjo (ICDs), que se encuentran dentro de los arreglos de filtros de exclusión de arena, ecualizan la caída de presión a lo largo de toda la extensión del pozo, contribuyendo a la distribución más regular del flujo de la emulsión a través de la formación y al flujo más uniforme a lo largo de la sarta de producción horizontal (extremo inferior).


Liner ranurado

ICDs con filtros (cedazos) de exclusión de arena

14 Oilfield Review

del yacimiento en algunos de los planos perpendi-culares a la trayectoria del pozo se incrementaba o se reducía de acuerdo con la variación máxima prevista en la misma área del yacimiento.

Para alojar los filtros de arena que forman parte de la instalación ICD, el diámetro del liner se redujo de 85/8 pulgadas a 7 pulgadas. El mode-lado indicó que este cambio de tamaño no incidía en la relación SOR ni en la producción acumulada del par de pozos. Por motivos económicos y técni-cos, el equipo de trabajo optó por ICDs de tipo boquilla combinados con un medio filtrante de bajo perfil para permitir correr el arreglo dentro de la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas.

Con esta configuración, la simulación mostró que los pares de pozos con los ICDs en los produc-tores arrojaban una mayor producción acumu-lada y una relación SOR más baja que los pozos sin ICDs; gran parte del beneficio en términos de producción tuvo lugar en los primeros dos años. Tras este período, la producción acumulada fue un 12,2% mayor con liners equipados con ICDs que en los mismos pozos sin ICDs. Al cabo de seis años, esa diferencia se redujo a un valor de sólo 2,5%. Sin embargo, la relación SOR disminuyó en un 9,84% a fines del año 2 y en un 10,3% en el año 6. La compañía consideró que estos beneficios eran suficientes para proceder con las pruebas de campo.

Previo a las instalaciones de campo, se efec-tuó una simulación dinámica más detallada, utili-zando una trayectoria de un par de pozos reales y un geomodelo de yacimiento actualizado en el que el operador planificó correr la primera termina-ción con liner provisto de un ICD. La simulación fue corrida con un flujo de trabajo Petrel utili-zando el simulador de yacimientos ECLIPSE en combinación con un modelo de pozo de múltiples segmentos completamente acoplado. Además, en base a los resultados de las simulaciones que uti-lizaron diversos tamaños de boquillas y presiones diferenciales de fondo de pozo, el operador optó por instalar dos boquillas de 2,5 mm por cada unión del liner del pozo productor, manteniendo el subenfriamiento del pozo en 1°C [2°F]. Con la pre-sión diferencial del pozo fijada en 70 kPa [10 lpc] menos que la de una terminación estándar, los resultados de la simulación indicaron que la pro-ducción acumulada podría mejorar en un 34% en el año 4 y en un 23% en el año 12 (izquierda).

Sobre la base de los resultados de estas simu-laciones y la conclusión de que los ICDs poseen el potencial para mejorar el desempeño del desa-rrollo de un proyecto SAGD, en octubre de 2013 Brion Energy terminó el primero de los dos pozos que proyectó equipar con ICDs. Y se ha planifi-cado la terminación del segundo en el año 2014. Se prevé que la circulación de vapor comenzará en el segundo semestre de 2015 y la producción se iniciará en el primer semestre de 2016.22

Aligeramiento de la cargaComo sucede con todas las operaciones de produc-ción de petróleo y gas, los operadores que ejecutan proyectos SAGD se esfuerzan permanentemente por mejorar la producción, reducir los costos y minimizar el impacto ambiental de sus operaciones. En los pozos SAGD, el vapor domina tanto la pro-ducción como los costos. El mantenimiento de la producción de bitumen de los pozos SAGD sin intervención mecánica requiere incrementos cons-tantes de la tasa y la presión de inyección de vapor para compensar las pérdidas de la cámara de vapor y ayudar a llevar la emulsión petróleo y agua a la superficie. Sabiendo que dichos incrementos son insostenibles, los operadores SAGD han recurrido a los sistemas de levantamiento artificial.

Para ello, investigaron diversas técnicas y herramientas de levantamiento artificial en las arenas petrolíferas del oeste de Canadá, inclui-das bombas multifásicas, sistemas rudimentarios de levantamiento artificial por gas y bombas ESP.

> Producción de bitumen de pozos SAGD estándar con dispositivos de control de influjo (ICD). Las simulaciones corridas por Brion Energy indican que es mayor la producción acumulada (área por debajo de cada curva de tasa de flujo) proveniente de los pozos de producción SAGD que incluyen dos ICDs, provistos en cada caso de boquillas de 2,5 mm por cada unión de tubería de producción, que la producción proveniente de los pozos de producción con liner ranurado estándar correspondientes al caso base. Las simulaciones fueron corridas utilizando ICDs con boquillas de 2,5 mm con presiones diferenciales variables (0, 25, 50, 75 y 100 kPa) inferiores a la presión diferencial de los pares de pozos estándar. (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

140Ta

sa d

e flu

jo d

e bi

tum

en, m

3 /d

Años

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]

> Instrumentación de una bomba eléctrica sumergible (ESP) para una prueba en condiciones de alta temperatura. Mediante el equipamiento de una ESP con múltiples sensores durante las pruebas de laboratorio, los ingenieros pudieron monitorear las temperaturas superficial e interna y las vibraciones en los puntos de los ambientes de alta temperatura en los que las ESPs generalmente fallan. (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 admisión de la bomba

Sensor de la temperaturade la admisión del fluido Fluidos producidos

Volumen 26, no.2 15

22. Becerra O, Kearl B y Sanwoolu A: “A Systematic Approach for Inflow Control Devices Testing in Mackay River SAGD Wells,” artículo SPE 170055, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE-Canadá, Calgary, 10 al 12 de junio de 2014.

23. Gaviria F, Santos R, Rivas O y Luy Y: “Pushing the Boundaries of Artificial Lift Applications: SAGD ESP Installations in Canada,” artículo SPE 110103, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

Las pérdidas de presión se producen cuando los líquidos fluyen hacia la rueda móvil de una bomba. La cabeza de aspiración positiva neta es la presión mínima requerida en el orificio de aspiración de una bomba para impedir su cavitación.

24. Noonan SG, Dowling M, D’Ambrosio L y Klaczek W: “Getting Smarter and Hotter with ESPs for SAGD,” artículo SPE 134528, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

25. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulter C y Perez-Damas C: “SAGD Real-Time Well Production Measurements Using a Nucleonic Multiphase Flowmeter: Successful Field Trial at Suncor Firebag,” artículo WHOC 11-514, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

26. Para obtener más información sobre la tecnología Vx, consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. Las mediciones del medidor Vx no se basan en la separación de los fluidos o en la calibración del flujo y no son afectadas por la presencia de espuma o emulsiones. El medidor no posee partes móviles ni sensores en contacto directo con el fluido. Las mediciones de la presión absoluta y la presión diferencial se obtienen en el mismo punto del estrechamiento del tubo venturi. Las ventanas transparentes-nucleares del tubo venturi permiten que los rayos gamma pasen de la fuente al detector con poca pérdida causada por el equipo. Una computadora de flujo provee los datos de tasas de flujo y procesamiento de los sensores.


Detectornuclear

Computadorade flujo

Fuente nuclear

Transductorde presióndiferencial

Flujo

Tuboventuri

Transductorde presión

Debido al éxito limitado que experimentaron con las bombas multifásicas y las instalaciones de levantamiento artificial por gas, los operadores optaron por instalar ESPs. Los ingenieros com-prendieron que para que estas bombas resulta-ran efectivas, debían controlar el subenfriamiento en la admisión de la bomba. Cuando el valor del subenfriamiento se vuelve demasiado bajo, el vapor puede fluir directamente hacia la sarta de producción y la eficiencia energética se reduce. El vapor que ingresa en el liner ranurado tam-bién puede producir fallas en dicha tubería, pro-blemas de producción de arena y el fenómeno de cavitación en la bomba si la presión de admisión cae por debajo del valor especificado para la cabeza de aspiración positiva neta.23

Las ESPs son reconocidas por su rendimiento sólido en pozos de petróleo relativamente someros. No obstante, su vida útil se reduce significativa-mente cuando son expuestas a temperaturas ele-vadas de fondo de pozo o cuando las condiciones en el punto de admisión son tales que existe vapor de agua presente. Para evitar este modo de falla, las bombas deben ser fabricadas con mate-riales con mayor tolerancia a la expansión tér-mica que los utilizados en aplicaciones estándar. El aceite de motor debe poder mantener su resis-tencia dieléctrica y sus propiedades de lubrica-ción en condiciones de altas temperaturas y el cable eléctrico que se conecta al motor debe poder tolerar la inmersión constante en fluidos de alta temperatura.

Para abordar estos requerimientos, los inge-nieros de Schlumberger y ConocoPhillips diseña-ron y probaron una ESP para condiciones de alta temperatura en un circuito cerrado de pruebas de flujo de los laboratorios de C-FER Technologies en Edmonton, Alberta. Esta instalación posibilitó que el equipo de trabajo utilizara una diversidad de instrumentos de fondo de pozo para monitorear el rendimiento de la nueva ESP en un ambiente de alta temperatura (página anterior, abajo). La ESP para altas temperaturas REDA HotlineSA3 fun-cionó sin fallas durante casi 42 días a temperatu-ras de fluido oscilantes entre 150°C y 260°C [300°F y 500°F], que es el límite superior de diseño de temperatura del circuito cerrado de pruebas.24

Cifras de producción en tiempo real Con el tiempo y la experiencia, los especialistas en proyectos SAGD han mejorado significativa-mente la producción y han reducido los costos de recuperación del petróleo 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 presiones de inyección de vapor, y probar y revisar los mode-los de yacimientos utilizados para proporcionar los pronósticos de producción.

La captación de estos datos a través de los sistemas tradicionales de separación basados en la acción de la gravedad constituye una tarea tediosa en los pozos SAGD porque los fluidos de pro-ducción a menudo exhiben contrastes muy peque-ños entre las densidades del agua y del petróleo. Además, la producción proveniente de los pozos SAGD normalmente se caracteriza por la presen-cia de regímenes de flujo inestables, altas tempe-raturas, petróleo espumoso emulsionado, ácido sulfhídrico [H2S] y partículas abrasivas de arena.

Éstas y otras posibles fuentes de error lleva-ron a los ingenieros de Suncor Energy, en Calgary, y de Schlumberger a la conclusión de que las mediciones de tasas de flujo obtenidas con méto-dos tradicionales de monitoreo de la producción eran insuficientes para posibilitar la optimiza-ción de los pozos SAGD. En el año 2007, los inge-nieros buscaron una forma de superar estas limitaciones mediante la verificación y la califica-ción de un medidor de flujo multifásico (MPFM) en un pozo SAGD.25

El medidor MPFM se basó en la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx desarrollada originalmente por los ingenieros de Schlumberger

para aplicaciones en aguas profundas. El sistema Vx combina un tubo venturi instrumentado con un medidor de fracciones multienergético para medir la tasa de flujo total y las fracciones de gas, petróleo y agua presentes en las corrientes de producción multifásicas (arriba).26

16 Oilfield Review

En el año 2009, luego de numerosos cambios de diseño basados en los resultados de las prue-bas de 2007, el equipo de trabajo propuso reem-plazar un separador de prueba centralizado por un MPFM Vx en cada uno de los nueve cabezales de pozos de una localización de pozos múltiples del proyecto de Suncor en Firebag, en el noreste de Alberta (arriba). Además de las mediciones más precisas obtenidas con el MPFM, este arreglo per-mitiría la obtención de mediciones de flujo conti-nuas en cada pozo. Por el contrario, en los arreglos originales, la existencia de un separador por locali-zación de múltiples pozos permitía a los ingenieros efectuar pruebas de pozos sólo en forma intermi-tente y durante intervalos de tiempo breves.

Si bien las mediciones de flujo obtenidas con el medidor MPFM y el separador de prueba para los mismos períodos de flujo estable proveyeron resultados consistentes entre ambos, los investi-gadores observaron que el medidor Vx sistemáti-camente arrojaba mediciones de la relación agua-líquido (WLR) más bajas que el separador

de prueba. La investigación demostró que el sepa-rador de prueba indicaba valores más altos que los reales para la producción de agua y más bajos que los reales para la producción de petróleo. Más sig-nificativo aún fue el hecho de que, a partir de los resultados del proyecto de tres años de duración, el equipo de trabajo de Schlumberger y Suncor llegó a la conclusión de que la tecnología Vx mos-traba repetibilidad, una buena respuesta diná-mica y mediciones de tasas de flujo de los pozos SAGD de alta precisión, lo que la convirtió en una herramienta de optimización muy adecuada.27

La optimizaciónLa aplicación del método SAGD exige una alta ero-gación de capital; los costos de generación del vapor representan el grueso de los costos operativos. Los ingenieros especialistas en métodos SAGD se esfuerzan continuamente por mejorar la distribu-ción del vapor a lo largo de los pares de pozos mediante la optimización en tiempo real (RTO).

No obstante, las operaciones SAGD son comple-jas y requieren que se monitoreen y se controlen muchos parámetros; las variables más importan-tes son las tasas de inyección del vapor, el suben-friamiento, y la temperatura y la presión de fondo de pozo.28 La tarea de aplicar prácticas RTO en las operaciones SAGD se complica aún más por el hecho de que los ingenieros derivan cada uno de los parámetros requeridos combinando datos de numerosas fuentes (próxima página).29 Si bien estas numerosas variables dificultan la optimiza-ción de las operaciones SAGD, su complejidad también hace que estas operaciones sean buenas candidatas para la aplicación de soluciones RTO.

Dos de las mediciones más importantes que se utilizan en la práctica RTO —los perfiles de temperatura y presión a lo largo de las secciones horizontales— se obtienen a través de sensores de fibra óptica que registran la distribución de la temperatura (DTS).30 Y los dispositivos MPFMs proporcionan un tercer dato crucial; las tasas de flujo de superficie en tiempo real para cada fase.

Para la práctica RTO, estos datos cruciales son sometidos a controles de calidad básicos uti-lizando un software para eliminar errores obvios, tales como presiones negativas y temperaturas extremadamente altas o bajas. A menudo, estos resultados son refinados posteriormente mediante

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


Alberta

Edmonton

Calgary

Alberta

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

Proyecto SAGD deSuncor en Firebag

2000 mi

0 200kmOcéano Ártico

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

28. González LE, Ficocelli P y Bostick T: “Real Time Optimization of SAGD Wells,” artículo SPE 157923, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE, Canadá, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012.

29. Mohajer M, Pérez-Damas C, Berbin A y Al-kinani A: “An Integrated Framework for SAGD Real-Time Monitoring,” artículo WHOC 2009-390, presentado Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Isla Margarita, Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009.

30. Para obtener más información sobre los DTSs, consulte: Brown G: “Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 34–39.

31. Mohajer et al, referencia 29.32. Asociación Canadiense de Productores de

Petróleo (CAPP): “Crude Oil Forecast, Markets and Transportation,” Calgary: CAPP, junio de 2013.

Volumen 26, no.2 17

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


Flujo de fondo de pozo para sistemas ESP

Método

Medición de tasa de flujo

Medición en terminaciones con sistemas de levantamiento ESP

Medición en terminaciones con sistemas de levantamiento artificial por gas

Medición en terminaciones con inyección de vapor

Medición de superficie



Ventaja

Medición de fondo de pozo



Limitación

Medición circunstancial



Tasa de flujo verdaderade la bomba

Solamente una fase; limitación con gas libre

Prueba de pozo con uso de separadores

Disponibilidad inmediata

Presión de tubería de producción

Presión de descarga de la bomba

Inconsistente, resultados desfasados en el tiempoAfecta la contrapresión del sistema

Consistente y preciso

Capacidad para medir la inestabilidad

Interferencia mínima con las presiones del sistema

Las lecturas requieren el ajuste con respecto a las condiciones de referencia del petróleo en tanque

Prueba de pozo multifásico de instalación temporaria

Estudio del perfil térmico con medición de la distribución de la temperatura

Distribución de la temperatura

Prueba de pozo con medición multifásica

Presión de admisión de la bomba Medición dinámica de presión, temperatura y flujo con el pozo fluyendo

Presión y temperatura de tubería de producción

Presión de tubería de producción por debajo del orificio

Medición dinámica de presión, temperatura y flujo con el pozo fluyendo

Presión y temperatura de tubería de producción

Presión y temperatura de inyección

Estudio del perfil térmico con mediciónde la distribución de la temperatura

Distribución de la temperaturaTasa de inyección

Tasa de inyección

Datos de flujo multifásico

Prueba de flujo multifásico con instalación temporaria

Presión y temperatura de inyección

Presión de tubería de revestimiento por debajo del orificio

Presión de tubería de revestimiento

Tasa de flujo de la bombaFlujo total

Potencia Temperatura de admisión

Vibración

Temperatura del motorTasa de flujo multifásico

un procedimiento más riguroso para garantizar que todos los parámetros obedezcan las leyes de la termodinámica, sean físicamente realistas y refle-jen aquello que el sistema observó en el pasado. Los datos faltantes o previamente descartados son reemplazados utilizando estimaciones basa-das en mediciones relacionadas. Los datos medi-dos se analizan rápidamente 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, estas correlaciones son suficientemente sólidas para

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

Luego, se puede proceder con la optimización comparando el subenfriamiento calculado a par-tir de mediciones de temperatura DTS en tiempo real con un modelo de yacimiento y un rango de subenfriamiento objetivo. Cuando el sistema noti-fica al operador que el valor de subenfriamiento se encuentra fuera de rango, los ingenieros efectúan cambios en los controles, tales como las tasas de inyección de vapor y de bombeo multifásico.

Idealmente, estos cambios se efectúan automáti-camente en un sistema de circuito cerrado que ajusta los controles en forma permanente.

El futuro del petróleo pesadoDe acuerdo con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), en el año 2012 Canadá produjo 290 000 m3/d [1,8 millones de bbl/d] de petróleo de arenas petrolíferas. De ese total, 130 000 m3/d [800 000 bbl/d] provinieron de operaciones con métodos de minería y para el resto se utilizaron métodos locales, principal-mente los métodos SAGD. En ese mismo informe, la CAPP pronosticó que para el año 2030, los méto-dos de minería darían cuenta de 270 000 m3/d [1,7 millones de bbl/d] de producción, en tanto que los métodos locales se incrementarían a 560 000 m3/d [3,5 millones de bbl/d].32

La relación entre los volúmenes de producción resultantes de los métodos SAGD y los obtenidos con métodos de explotación minera se está incre-mentando a favor de los primeros porque gran parte del bitumen del oeste de Canadá se encuen-tra a demasiada profundidad para ser extraído por métodos mineros, y las erogaciones de capital y costos operativos de los proyectos SAGD son sustancialmente inferiores a los de las operacio-nes mineras. Los proyectos SAGD pequeños pue-den ser redituables y extenderse con el tiempo. Además, en los pozos, los plazos son más cortos que en las minas, por lo que las compañías pue-den reaccionar ante las condiciones cambiantes de los mercados. Por otra parte, mientras que las operaciones de extracción del bitumen por méto-dos mineros requieren la remoción de toda la capa superficial del suelo y los estratos de sobre-carga, los pozos SAGD producen una huella rela-tivamente pequeña, lo que los torna mucho más atractivos desde el punto de vista ambiental.

Las arenas petrolíferas de Canadá ofrecen a las compañías de exploración y producción otra ventaja adicional: las reservas se conocen y, por consiguiente, los riesgos y los costos de explora-ción virtualmente se eliminan. Con seguridad, los incentivos económicos y ambientales, secunda-dos por la aplicación de varias décadas de desa-rrollo de tecnologías de exploración y producción, harán que las arenas petrolíferas de Canadá sean un componente crucial del mercado petrolero global por muchos años. —RvF

preparándose para las áreas de petróleo pesado -...

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