DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE …...métodos que permiten optimizar la recuperación de dichos...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DE ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE CALENTAMIENTO EN LA APLICACIÓN DE LA TÉCNICA SW-SAGD AL YACIMIENTO MFB-15 Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia Para optar al grado Académico de: MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO Autora: Gleydis Chiquinquira Rodríguez Marcano Tutor: Francisco José Armas González Maracaibo, Febrero del 2012
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DE ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE CALENTAMIENTO EN LA APLICACIÓN DE LA TÉCNICA SW-SAGD AL YACIMIENTO MFB-15
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
Para optar al grado Académico de:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autora: Gleydis Chiquinquira Rodríguez Marcano Tutor: Francisco José Armas González
Maracaibo, Febrero del 2012
Rodríguez Marcano, Gleydis Chiquinquira. Determinación de la longitud de calentamiento en la aplicación de la técnica SW-SAGD al yacimiento MFB-15 (2012). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 111p.Tutor: Armas González, Francisco José.
RESUMEN
Uno de los métodos de recuperación mejorada utilizado en la Faja Petrolífera del Orinoco ha sido la inyección alterna de vapor (IAV), la cual ha resultado un proceso eficiente y rentable; sin embargo, la cantidad de petróleo que se ha recuperado de los yacimientos en los cuales se ha aplicado este proceso es bajo. Este bajo incremento en el factor de recobro es debido a que su aplicación no se ha realizado en forma óptima. Adicionalmente, el proceso como tal, no proporciona un incremento del factor de recobro apreciable debido a que la zona contactada por el vapor es una pequeña fracción del volumen total del yacimiento. Actualmente existen nuevas tecnologías y métodos que permiten optimizar la recuperación de dichos crudos uno de estos métodos lo representan el proceso de recuperación mejorada de crudos como es el SW-SAGD (sistema de drenaje gravitacional asistido por vapor en un solo pozo). Este método consiste en inyectar vapor en el extremo más alejado de la sección horizontal del pozo, con una tubería delgada aislada concéntrica y simultáneamente producir los fluidos por el anular, con la ayuda de un método de producción artificial ubicado a la profundidad del talón del pozo. En la evaluación de este proceso existe incertidumbre en cuanto a la extensión del calor generado en el yacimiento, por lo cual se hace necesario el estudio y análisis integral del sistema de inyección, con la finalidad de determinar mejoras que lleven a optimizar el proceso.
Palabras claves: Producción, diagnostico, nuevas tecnologías, optimización. e-mail: [email protected]
Rodríguez Marcano, Gleydis Chiquinquira. Determination of heating length in the implementation of technique SW-SAGD, reservoir MFB-15 (2012). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 111p.Tutor: Armas González, Francisco José.
ABSTRACT
One of the enhanced recovery methods used in the Orinoco Oil Belt has been the Cyclic steam stimulation (CSS), it has proved high efficient and profitable, but the amount of oil recovered from reservoirs in which has applied this process is too low. This low increase in the recovery factor is because your application has not been conducted optimally. Additionally, the process as such, doesn’t provide an increased in the recovery factor appreciably because the area contacted by the steam is a small fraction of the total volume of the reservoir. Currently there are new technologies and methods to optimize the recovery in this type of oil, one of these methods is represented by the enhanced recovery process called SW-SAGD (single well - steam assisted gravity drainage). This method consists to injecting steam into the far end of the horizontal section of the well, with a thin insulated concentric pipe and simultaneously produces the fluids into the annular, with help an artificial lift system located near of well heel. In the evaluation of this process there is some uncertainty as to the heating length generated in the reservoir, so that it becomes necessary to complete the study and analysis of the injection system, in order to determine improvements leading to optimize the process.
Keywords: Production, diagnosis, new technologies, optimization. e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A mi Dios, quien me dio la fe, la fortaleza, la salud y la esperanza para terminar este
trabajo.
A mis Hijos Sophia Victoria y José Francisco, quienes me prestaron el tiempo que le
pertenecía para terminar. Que este logro sea un ejemplo de motivación, dedicación y
constancia. A ellos principalmente les dedico este gran triunfo en mi vida.
A mi esposo Francisco, quien me brindó sus conocimientos, su amor, su cariño, su
estímulo y su apoyo constante. Y quien siempre me motivó a seguir adelante y a quien
prometí que terminaría mis estudios. Promesa cumplida. ¡Gracias amor!
A mi Madre, por haberme apoyado en todo momento y hacerme saber que podría
lograrlo.
A mi hermana Aleydes, a mí cuñado Daniel y mis sobrinas: Daniela, Danellie y
Danela. Mis niñas gracias por prestarme su computador cuando lo necesite.
Gleydis Rodríguez
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por llevarme a su lado a lo largo de esta vida siempre llenándome de alegrías y gozos. A mi madre, Aleydes Marcano gracias a ella estoy aquí, y soy lo que soy hoy en día.
Por su apoyo incondicional.
A mi tutor el MSc. Francisco Armas, por sus valiosos conocimientos; porque muchas
de estas páginas estarían vacías sino hubiera sido por su constante dedicación a
ayudarme a concluir esta meta tan importante. Mil gracias
A PDVSA Distrito San Tome, en especial a los Gerentes: Ángel Núñez, Ernesto
Becerra, Jesús Álvarez y Pedro Romera. Por haberme dado la oportunidad de
concluir mis estudios de postgrado, sin su apoyo este logro no hubiese sido posible.
A mi hermana y mi cuñado; Aleydes Rodríguez y Daniel Villanueva, quienes me
supieron entender, ayudar y apoyar en los momentos que los necesite.
A la Sra. Arelis Lopez, de la Coordinación del programa de Ingeniera de Petróleo de la
División de Postgrado, por todo su apoyo, orientación y consideración durante la
Maestría.
A Yadira gran amiga de la familia. Gracias por su apoyo y ayuda incondicional.
A la Universidad del Zulia, por haberme dado la oportunidad de cursar mis estudios de
Postgrado en la casa de estudios más valiosa del occidente del país. Gracias.
A profesores y compañeros, por su gran apoyo y consideración durante mi paso por la
universidad.
A todos, mi más sincero agradecimiento.
Gleydis Rodríguez
TABLA DE CONTENIDOS
Página
RESUMEN……..……………………………………………………………...…….. 2
ABSTRACT……..……………………………………………………………...……. 3
DEDICATORIA………………………………………………………………...……. 4
AGRADECIMIENTO...………………………………………………………...……. 5
TABLA DE CONTENIDO…..……….………………………………………...……. 6
LISTA DE FIGURAS.…….…………………………………………………...……. 9
LISTA DE TABLAS.…………………………………………………………...……. 12
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………...……. 13
CAPITULO I. EL PROBLEMA.
1.1. Planteamiento del problema.……………….……………………………….. 14
1.2. Objetivos de la investigación.……………………………………………….. 18
1.3. Justificación de la investigación…………………………………….……..... 19
1.4. Delimitación de la Investigación…..…………………………….…………... 20
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO.
2.1. Antecedentes de la investigación…..……………………………………… 21
2.2. Rasgos generales del área en estudio...………………………………..… 23
2.2.1. Estratigrafía del área en estudio…………………………………. 23
2.2.2. Características generales del yacimiento MFB-15…………….. 25
- Ubicación geográfica……………………………………………….. 25
- Propiedades del yacimiento……………………………………….. 25
- Estructura…………………………………………………………….. 26
- Ambiente sedimentario....………………………………………….. 26
- Propiedades petrofísicas………………………………….……….. 28
- Análisis de producción………….………………………………….. 28
- Reservas…………………………………………………….……….. 28
2.3. Fundamentos Teóricos……………….……………………………………… 29
2.3.1. Recuperación térmica…………………...…………………….……. 29
2.3.2. Métodos de recuperación térmica………………..…………………. 29
Página
- Calentadores de fondo…..………………………………………….. 29
- Combustión en sitio…………..…………………………………….. 30
- Inyección de agua caliente…….……………………………….….. 31
- Inyección de vapor…………....………………………..…….…….. 32
º SAGD……………………………………………………………. 35
º SW-SAGD………………………………………………………. 37
2.3.3. Consideraciones generales para la aplicación de procesos de recuperación térmica……………………………..…………………….
41
2.3.4. Mecanismos de transferencia de calor…………..………………. 45
- Conducción………………………………………………………….. 45
- Convección……………….…..……………………………….…….. 45
- Radiación…………………..…….……………………………….….. 46
2.3.5. Propiedades térmicas de los fluidos y la roca.………….………. 46
- Propiedades térmicas del agua y el vapor……………………….. 46
- Propiedades térmicas del hidrocarburo…..………………..…….. 53
- Propiedades térmicas de la roca…………..………………..…….. 54
CAPITULO III. METODOLOGIA.
3.1. Metodología………………………......……………………………………… 56
CAPITULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS.
4.1. Análisis de los resultados.………....………………………………………… 62
4.1.1. Completación del pozo MFB-617 SW-SAGD (fibra óptica)…..….. 62
4.1.2. Análisis perfiles térmicos....…………...……………………….……. 67
- Calculo de la longitud de calentamiento a través de los perfiles térmicos…………………….,………………………………………....
70
4.1.3. Modelo de simulación…......…………….……………………………. 73
- Correlaciones estructurales / estratigráficas…………………….... 74
- Evaluación petrofísica……..……………………………………….... 76
- Curvas de permeabilidad relativas………………………………..... 77
- Datos PVT…………………..…………………………………..…….. 77
- Cotejo histórico……………..…………………………………..…….. 80
Página
- Calculo de la longitud de calentamiento a través de la simulación………………………………………………………….......
81
4.1.4. Comparación entre las longitudes de calentamiento calculadas… 84
4.1.5. Predicciones / escenarios...……………….…………………………. 85
4.1.6. Evaluación de riesgos de escenarios...….....………………………. 85
4.1.7. Selección del mejor escenario…….…...……………………………. 87
4.1.8. Análisis de la completación…..…....…...……………………………. 88
CONCLUSIONES………………………………..…………………………...……. 106
RECOMENDACIONES…………………….………………………………...……. 108
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………...……. 109
LISTA FIGURAS
Figura Página
1. Estructura divisional del negocio de producción – Faja Petrolífera del Orinoco …………………………….………………………………………….....…
15
2. Diagrama esquemático del proceso de producción con la tecnología SW-SAGD………….…………………………………………………………….…......
16
3. Esquema de completación SW-SAGD, pozo MFB-617……………………... 19
4. Ubicación geográfica del área estudio ………………………………………... 23
5. Columna estratigráfica campo Bare …………………..……………..……..…. 24
6. Mapa Isopaco-estructural del yacimiento MFB-15….……………….………. 25
7. Inyección continúa de vapor…………………………….……….….………..... 33
8. Inyección alterna de vapor…………………………………...………………… 35
9. SAGD..............................................................…..……......……................. 36
10. SW-SAGD.……………………………...………………………….................. 37
11. Diseño completación SW-SAGD, pozo MFB-617….…………………...... 62
12. Equipos de completación MFB-617….………………….………………….. 63
13. Fibra óptica y capilar………………………………………..……………….... 64
14. Configuración simple y Doble de la fibra óptica.……………………….…. 70
15. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica (en frió)…………………... 75
16. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica, sección “A”…………….… 66
17. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica, sección “B”...................... 67
18. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica (Repetición)………….…... 68
19. Perfiles térmicos sin repetición……….……………………………………... 69
20. Comportamiento zona de transición………………………………..….….... 70
Figura Página
21. Comportamiento de la zona de alta temperatura por perfiles térmicos……. 71
22. Longitud de afectación de la zona de vapor (perfiles térmicos)…………………………………………………………….……………....
72
23. Longitud de afectación de la zona de vapor (Perfiles térmicos y extrapolados por regresión)……………………………………………...……….
73
24. Diseño de la línea de sección, orientada al norte franco…………….……..... 75
25. Correlación estratigráfica, orientada al norte franco………………….........…. 75
26. Correlación estructural, orientada al norte franco…………………………….. 76
27. Curva de permeabilidad relativa proyecto SW-SAGD…………………….… 77
28. Consistencia del análisis PVT función “Y”…………………………………..…. 78
29. Mallado de simulación tipo cartesiano……………………….……………….... 80
30. Grafico resultante del cotejo histórico, pozo MFB-617 SW-SAGD…………………………………………………………………………..…...
81
31. Comportamiento de la zona de alta temperatura en el proyecto SW-SAGD ………………………………………………………………………………………..
82
32. Longitud de afectación de la zona de alta temperatura (simulación)……………………………………………………………..………….
82
33. Longitud de afectación de la zona de alta temperatura (regresión lineal de las secciones)………………………………………………………………….…...
83
34. Comparación entre las longitudes de calentamiento calculadas…………………………………………………………………..……....
84
35. Volumen acumulado de petróleo por cada escenario (4 casos)……..……..... 86
36. Evaluación de riesgo de los 4 escenarios de explotación………………..…... 87
37. Análisis tubería pre-aislada, pozo MFB-617…….……………………….…….. 90
38. Volumen de vapor ocupado dentro de la tubería pre-aislada…………….….. 91
39. Variación de temperatura (∆T)………………………………..……….……….... 93
40. Esquema ubicación de separador de zona……………………………..…..…. 94
41. Comportamiento térmico zona de alta temperatura (hrs.)………………..…... 94
Figura Página
42. Desplazamiento (hrs.) térmico zona de alta temperatura………………..….... 95
43. Proyecto U.E.Y extrapesado………………………………………….……..…... 97
44. Opción filter del menú principal……………………….……………………....… 97
45. Pozos completados en la arena TL yacimiento MFB-15……………..…......... 98
46. Icono analysis Plot………………………………..……………...................….... 98
47. Icono analysis Report...................................................................................... 99
48. Icono analysis Grip Map.................................................................................. 99
49. Aplicación CENTINELA………………………….………………………...…….. 101
50. Ventana de entrada datos del simulador…………………………………...….. 105
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Propiedades petrofísicas de la zona en estudio…………………….……….. 76
2. Prueba de desigualdad PVT MFB-617……………………………………..….. 78
3. Balance de materiales PVT MFB-617…………………………………….….... 79
4. Detalle de celdas del modelo de simulación……………………………..…… 79
5. Datos obtenidos de la curva de la zona de alta temperatura........................ 84
6. Volumen de petróleo acumulado y valor presente neto por cada escenario de explotación……….…………………………………………………………..
88
7. Data sobre volumen de vapor ocupado dentro de la tubería pre-aislada…………………………………………………….…………………...….
91
8. Calculo del tiempo de regresión según los volúmenes ocupado dentro de la tubería pre-aislada ……………………….………………………………......
92
INTRODUCCIÓN
En la producción de crudo pesado y extrapesado se utilizan diferentes métodos de
recuperación térmica con la finalidad de aumentar el factor de recobro de los
yacimientos. El presente trabajo se basa en el estudio de inyección de vapor
considerando el drenaje por gravedad asistido en un solo pozo (Single Well - Steam
Assisted Gravity Drainage ó SW-SAGD) para investigar la longitud de calentamiento,
tomando como referencia las características del pozo MFB-617 del yacimiento MFB-15
del campo Bare en la Faja Petrolífera del Orinoco.
La tecnología SW-SAGD es un proceso de recuperación térmica no convencional que
consiste en inyectar vapor en el extremo más alejado de la sección horizontal del pozo,
con una tubería delgada, aislada, concéntrica y simultáneamente producir los fluidos
por el anular, con la ayuda de un método de producción artificial. Al igual que en el
proceso SAGD, en el SW-SAGD la inyección continua de vapor, con el tiempo, forma a
lo largo de toda la sección horizontal del pozo una cámara de vapor, cuya interfase
vapor-crudo drena por gravedad el petróleo calentado.
El objetivo del presente proyecto es la estimación de la longitud de calentamiento,
generado en el yacimiento MFB-15 del Campo Bare, por la tecnología SW-SAGD;
usando las características del área donde se efectuó el proyecto, así como
antecedentes de la aplicación del proyecto en cuestión. Esta experiencia de campo,
contribuirá a determinar las variables óptimas requeridas para la planificación y
ejecución de este tipo de proyectos, de manera de emitir las recomendaciones
necesarias que contribuyan a la aplicación exitosa del mismo en otras áreas de la Faja
Petrolífera del Orinoco.
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema
Los yacimientos de petróleo pesado poseen una importancia relevante para la
satisfacción de las necesidades energéticas del mundo, al estar asociados a éstos las
reservas más grandes, aproximadamente existen 6 billones de barriles de petróleo
pesado en sitio, lo que es equivalente al triple de las reservas de petróleo convencional.
La Empresa Estatal Petróleos de Venezuela se encarga de la exploración, explotación,
producción, transporte, manufactura, y mercadeo de los hidrocarburos, de una manera
eficiente, rentable y comprometida con la protección ambiental. PDVSA cumple con
todas las actividades propias del negocio petrolero, constituyéndose en una corporación
verticalmente integrada, que abarca diversos procesos.
La Faja Petrolífera del Orinoco, es la fuente de reservas de hidrocarburos pesados más
extensa que existe, y fue descubierta en el año 1936, con la perforación del pozo
CANOA-1, el cual produjo crudo de 7 °API, a una tasa de 40 Bls/día; pero no fue hasta
finales de los años 60, que se desarrollaron estudios para evaluar técnicas de
producción en frío y caliente. La Faja Petrolífera comprende una extensión de 55.314
km2 y un área de explotación actual de 11.593 km2, está ubicada al sur de los estados
Guárico, Anzoátegui y Monagas. Este reservorio petrolero está conformado por cuatro
grandes Divisiones, siendo estas de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y
Carabobo, tal como se muestra en la siguiente figura (ver Figura 1),
15
BoyacáBoyacáBoyacá JuninJuninJuninAyacuchoAyacuchoAyacucho
CaraboboCaraboboCarabobo
Parque
Nacional
N
Rio Orinoco
BoyacáBoyacáBoyacá JuninJuninJuninAyacuchoAyacuchoAyacucho
CaraboboCaraboboCarabobo
Parque
Nacional
N
Rio Orinoco
Figura 1: Estructura Divisional del negocio de producción. Faja Petrolífera del Orinoco.
En el territorio venezolano existen acumulaciones de crudos pesados y extrapesado
cerca del orden de 1500 millardos de barriles en su mayoría contenidas en la Faja
Petrolífera del Orinoco, de los cuales ésta posee aproximadamente 276 millardos de
barriles de reservas recuperables estimadas.
Uno de los métodos de recuperación mejorada utilizado en la Faja Petrolífera del
Orinoco ha sido la inyección alterna de vapor (IAV), la cual ha resultado un proceso
eficiente y rentable; sin embargo, la cantidad de petróleo que se ha recuperado de los
yacimientos en los cuales se ha aplicado este proceso es bajo. Este bajo incremento en
el factor de recobro es debido a que su aplicación no se ha realizado en forma óptima.
Adicionalmente, el proceso como tal, no proporciona un incremento del factor de
recobro apreciable debido a que la zona contactada por el vapor es una pequeña
fracción del volumen total del yacimiento.
De allí que las industrias petroleras están en constante búsqueda, en la aplicación de
nuevas tecnologías y métodos que permitan optimizar la recuperación de dichos
crudos. Algunos de estos métodos lo representan los procesos de recuperación
mejorada de crudos como SAGD (sistema de drenaje gravitacional asistido por vapor) y
SW-SAGD (sistema de drenaje gravitacional asistido por vapor en un solo pozo).
16
El proceso SW-SAGD consiste en inyectar vapor en el extremo más alejado de la
sección horizontal del pozo, con una tubería delgada, aislada, concéntrica y
simultáneamente producir los fluidos por el anular, con la ayuda de un método de
producción artificial. Al igual que en el proceso SAGD en el SW-SAGD inyección
continua de vapor forma, con el tiempo, a lo largo de toda la sección horizontal del pozo
una cámara de vapor cuya interfase vapor-crudo drena por gravedad el petróleo
calentado (ver Figura 2).
Estos proyectos de tecnologías se presentan como una opción viable y efectiva para su
explotación. Sin embargo, su aplicación requiere estudio, evaluación y planificación.
Figura 2: Diagrama esquemático del proceso de producción con la tecnología
SW-SAGD
El Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor en un solo pozo (SW-SAGD), ha sido
desarrollado por la necesidad de recuperar reservas de crudo pesado en yacimiento de
espesor delgado. Estos yacimientos no son económicamente viables para recobro
térmico utilizando técnicas convencionales como el SAGD dual, inyección continua o
cíclica de vapor.
17
Un segundo factor es la alta relación vapor petróleo que se espera debido a las
pérdidas de calor hacia los estratos supra e infra-adyacentes en yacimientos delgados.
Con el SW-SAGD se pronostica que el recobro sea muy cercano al SAGD convencional
de pareja de pozos, pero utilizando un sólo hoyo. El mayor impacto del SW-SAGD es la
economía, ya que se reduce en un 50% la cantidad de pozos comparado con el dual
SAGD.
En la evaluación de procesos de recuperación de crudos pesados tipo SW-SAGD existe
incertidumbre en cuanto a la extensión del calor generado en el yacimiento, por lo cual
se hace necesario el estudio y análisis integral del sistema de inyección, con la finalidad
de investigar la longitud de la zona de alta temperatura para determinar mejoras que
lleven a optimizar el proceso.
Este proyecto se realiza en PDVSA Distrito San Tomé, en la unidad de Yacimientos
Extrapesados, en el pozo MFB-617 del yacimiento MFB-15 completado en la arena TL,
del campo Bare en la Faja Petrolífera del Orinoco, al sur del estado Anzoátegui.
Cualquier actividad productiva sea cual fuera su naturaleza, es necesario conocer los
procesos que en ella participan, el tiempo invertido en llevarla a cabo y los
correspondientes resultados obtenidos; a fin de optimizar los recursos disponibles. De
allí la importancia de tener a mano la información necesaria que ayude a tomar
decisiones ajustadas a los hechos y a las situaciones presentes.
18
1.2. Objetivos generales de la investigación
Determinar la longitud de calentamiento en la aplicación de la técnica SW-SAGD al
yacimiento MFB-15, llevado a cabo en el pozo MFB-617, ubicado en el campo Bare de
la Faja Petrolífera del Orinoco.
Objetivos específicos de la investigación:
1) Revisar las condiciones en frió del pozo SW-SAGD.
2) Analizar el método de recuperación térmica Drenaje Gravitacional Asistido por
Vapor en un solo pozo (SW-SAGD) en cuanto a las temperaturas a lo largo del
pozo.
3) Determinar la longitud del calentamiento generado en el yacimiento por el
SW-SAGD utilizando herramientas computacionales.
4) Analizar el efecto de la completación mecánica del pozo sobre la distribución del
vapor y perdida de calor.
19
1.3. Justificación de la Investigación
En la Faja Petrolífera del Orinoco se encuentran grandes reservas de crudos pesados
y extrapesados, para lograr recuperar la mayor cantidad de reservas posibles se han
aplicado; en lo que respecta al campo Bare, tecnologías de proceso de recuperación
mejorada como la inyección alterna de vapor (IAV). La IAV ha resultado un proceso
eficiente y rentable; sin embargo, la cantidad de petróleo que se ha recuperado de
estos yacimientos es bajo.
Para incrementar el factor de recobro en el área de la Faja sé está en constante
búsqueda de nuevas tecnologías y métodos que permitan optimizar la recuperación de
dichos crudos. Uno de estos métodos lo representa el Drenaje Gravitacional Asistido
por Vapor en un solo pozo (siglas en ingles SW-SAGD- ver Figura 3).
Figura 3: Esquema de Completación del pozo MFB-617
Para los próximos años se espera desarrollar una producción intensiva en la zona, y
debido a la dificultad técnica y altos costos asociados surge la necesidad de estudiar y
evaluar los procesos y metodologías de trabajo que se implementarán. Los procesos de
inyección de vapor son altamente aplicables en el área y se perfilan como los mejores
candidatos a futuro. La estimación de la extensión del calentamiento en el yacimiento
es un aspecto importante que se necesita conocer para optimizar el método en
aplicaciones futuras.
20
1.4. Delimitación de la Investigación
Esta investigación es llevada a cabo en la Faja Petrolífera del Orinoco, específicamente
en el Distrito San Tomé - Unidad de Extrapesado de Exploración y Producción PDVSA.
El tiempo establecido para la realización de este trabajo es de 6 meses. Se utilizaran
herramientas computacionales y bibliografía disponible. Los yacimientos de la Faja
Petrolífera del Orinoco se caracterizan por tener crudos con una densidad promedio de
9º a 12º API.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la Investigación
Se han realizado estudios sobre la aplicabilidad del SAGD y SW-SAGD en las
condiciones de yacimientos que se presentan en la Faja Petrolífera del Orinoco. Ciertas
modificaciones fueron realizadas al esquema original para obtener mejores resultados y
aumentar el factor de recobro esperado.
Entre los estudios, artículos y/o trabajos especiales que anteceden el proyecto en
cuestión, se tienen:
.- Salaverria D, Carlos A (2007) Realizó un estudio basado en el “Diseño de un
dispositivo calentamiento dual para la estimulación térmica de yacimientos de
crudo Extrapesados y el cálculo de radio de calentamiento dentro de yacimiento,
tomando como referencia las características del pozo MFB-617 del yacimiento
MFB-15 Campo Bare en la Faja Petrolífera del Orinoco”, obteniendo como resultado
que el dispositivo es una prueba del cumplimiento del objetivo general trazado,
definiendo las dimensiones convenientes para el desarrollo del calor a lo largo del
yacimiento, como para la instalación del mismo, ya que permite una buena
maniobrabilidad y garantiza una generación efectiva del calor requerido.
.- García Pérez, Hugo Gerardo; Cubillan Andrades Maryori Chiquinquirá (2008).
Efectuaron una investigación con el propósito fundamental de evaluar “La factibilidad
de la implantación del proceso de inyección de vapor asistido por drenaje
gravitacional (SW-SAGD) con Solvente Expandible en Crudo Pesado en la Faja
Petrolífera del Orinoco”, donde el estudio demostró que el ES-SAGD es un procesos
eficaz de recuperación de crudo pesado desde el punto de vista de simulación y
aplicable a la Faja Petrolífera del Orinoco.
22
.- Valbuena Olivares, Ernesto (2008). Logro “Determinar la Eficiencia energética de
un proceso de Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) en la Faja
Petrolífera del Orinoco”, concluyendo que al considerar la energía y combustibles
consumidos para generar el vapor, es posible el estudio de flujo de energía a lo largo
del sistema y así calcular la eficiencia energética desde el generador hasta el separador
discriminando las pérdidas de calor en cada uno de los componentes del sistema e
ilustrado el balance de energía integral durante el proceso de SAGD.
.- (Paper 2008- 348) C. ROJAS, F. ARMAS, R. GUZMÁN, R. MAGO, R. MARÍN;
“SW-SAGD Pilot Project, in the Well MFB-617,TL Sands, MFB-15 Reservoir, Bare
Field. Eastern Basin of Venezuela, PDVSA, E&P”. La tecnología SW-SAGD a
evidenciado excelentes resultados en la arena TL Yacimientos MFB-15, logrando
aumentar la producción del pozo MFB-617 a más de 300 BNPD (producción en frío: 100
BNPD) durante los 8 meses de producción y afectado de manera positiva la producción
en los pozos vecinos al proyecto debido a la ocurrencia de los fenómenos de
transferencia de calor en el yacimiento.
Algunas investigaciones han estado orientadas a optimizar la tasa de inyección y la
presión de fondo fluyente de los pozos productores para mejorar la RVP y disminuir
costos (GATES, I SPE – 97742, 2007), analizando la transferencia de calor dentro
del yacimiento y la formación de la cámara de vapor.
23
2.2. Rasgos generales del área en estudio
El campo Bare está ubicado geográficamente en el Estado Anzoátegui a unos 40
kilómetros al Sur de la ciudad de El Tigre y a unos 70 kilómetros al Norte del Río
Orinoco, (ver Figura 4). El cuadrángulo se encuentra en el sector Nor-Occidental del
área de Ayacucho en la Faja Petrolífera del Orinoco. Abarca una superficie aproximada
de 487 kilómetros cuadrados. Limita al Norte con los campos Migas y Yopales Sur, al
Sur con el cuadrángulo Huyapari, al Este por los cuadrángulos Cariña e Irapa, y hacia el
Oeste con el cuadrángulo Arecuna.
Figura 4: Ubicación geográfica del área en estudio.
2.2.1. Estratigrafía del área en estudio
La sección sedimentaria de la columna estratigráfica en el área Ayacucho, abarca
desde el Paleozoico hasta el Reciente y suprayace discordantemente al complejo ígneo
metamórfico del escudo de Guayana. El basamento es de edad Precámbrica y está
representada por rocas ígneas y metamórficas, suprayacente al basamento y de
manera discordante. Existen sedimentos Paleozoicos representados por las
formaciones Hato Viejo y Carrizal.
24
Discordante sobre el Paleozoico, existen sedimentos cretáceos, representados por la
Formación Canoa y Tigre del grupo Temblador los cuales son de origen continental. En
el área de estudio; la secuencia cretácea descansa directamente y de manera
discordante sobre el basamento ígneo metamórfico.
Desde el Cretáceo superior hasta el Oligoceno superior, el área de Ayacucho estuvo
expuesta a erosión y se generaron valles aluviales que permitieron la deposición de la
secuencia de ambiente fluvial. Posteriormente se deposita la Formación Merecure la
cual es arenisca masiva de grano fino a medio con intercalación de lutitas. Concordante
sobre la Formación Merecure, se deposita la Formación Oficina de edad Mioceno
temprano a medio, representado por areniscas correspondientes a sedimentos
arenosos fluviales, deltáicos intercalados con lutitas, limolitas y carbones. Por encima
de esta sección se encuentra la Formación Freites, constituida por lutitas y limolitas
transgresivas, de ambientes marino poco profundo. La parte superior está compuesta
por arenas y arcillas de la Formación Las Piedras de origen continental fluvial y de la
Formación Mesa de origen fluvial, (ver Figura 5). Las Formaciones productoras son
Oficina y Merecure.
Figura 5: Columna Estratigráfica del Campo Bare
25
2.2.2. Características generales del yacimiento MFB-15, arena TL.
Ubicación Geográfica
El yacimiento MFB–15 / Arena TL, (ver Figura 6), está ubicado al Sur del área Hamaca
en el subsuelo del Campo Bare de la Faja Petrolífera del Orinoco, en la trampa MFB-15,
entre las coordenadas U.T.M.: N= (944000; 952000) y E= (376000; 3888000).
Figura 6: Mapa Isopaco-Estructural del Yacimiento MFB-15
Propiedades del Yacimiento
Profundidad: 3150’.
Espesor Neto: 36’.
Porosidad Promedio: 32 %.
Permeabilidad Promedio: 5 Darcys.
Presión Inicial: 1200 lpc.
26
Presión de Burbujeo: 855 lpc.
Presión Actual: 600 lpc.
Temperatura Inicial: 140 °F
Gravedad API: 9 °API.
Solubilidad del Gas (Rs): 63 PCN/BN
Petróleo Original en Sitio (POES): 521 MMBN.
Estructura
La estructura presente en el área de estudio es homoclinal cuyo buzamiento es de
aproximadamente 2° hacia el Norte, presenta una orientación preferencial al Sur de los
sistemas de fallas en sentido Este-Oeste y Noroeste-Sureste, siendo la mayoría de
estos de origen tensional y asociados a hundimiento de sedimentos hacia el centro de
la cuenca y por levantamiento diferencial del Escudo Guayanés. El yacimiento MFB-15
actualmente se encuentra constituido estructuralmente por un conjunto de fallas. Al
Oeste presenta una falla de desplazamiento mayor con dirección Noroeste-Sureste, las
fallas de menores desplazamientos están alineadas en la misma orientación de los
sistemas principales de fallamientos.
El yacimiento está limitado por fallas normales con 60’ de salto, ubicadas hacia el Este y
parte del Oeste del mismo, además posee un conjunto de fallas menores, asociadas a
los sistemas de fallamiento principales con 30-40’ de salto.
Ambiente de Sedimentación.
La arena TL perteneciente al yacimiento MFB-15, fue depositada sedimentológicamente
bajo un régimen fluvial de baja energía. Las características del modelo geológico
conceptual se describen a continuación:
27
Los ríos meandriformes presentan curvas pronunciadas que se forman en canales de
pendiente baja, donde la presencia de una energía menor las obliga a tomar una
trayectoria curvilínea, la cual representa el camino que ofrece menor resistencia al flujo
denominadas Meandros.
Una barra del Meandro presenta una disminución en el tamaño del grano así como en
la magnitud de la estructura sedimentaría, desde estratificación cruzada hasta rizaduras
con láminas entrecruzadas. La misma es considerada como un depósito característico
de un canal meandriforme. Sobre la superficie de acreción lateral se acumula el material
sedimentario, el más grueso se deposita en la parte más profunda del canal y el medio
y fino se depositan gradualmente hacia las zonas más someras.
La arena TL posee cambios desde la zona cercana al límite de roca ubicado al Oeste
hasta el que se encuentra en flanco Este. La arena se inicia con un pequeño espesor y
en la medida que se acerca al canal se produce un incremento del mismo. Los
espesores de los cuerpos presentes en el sistema de canales oscilan entre 15-40 pies,
mientras que a los laterales (bordes del canal) predominan la presencia de las barras
representadas por una secuencia granocreciente con un espesor promedio de 12 a 15
pies.
Esta arena se encuentra ubicada a una profundidad promedio de 3100’ a 3150’ y
pertenece a la Formación Oficina de edad Mioceno Inferior, característica de areniscas
con intercalaciones lutíticas, además cabe destacar que de acuerdo a los resultados
obtenidos de muestras de canal y pared de pozos exploratorios, esta arena posee una
litología de areniscas de color gris clara, ocasionalmente dura, fiable, de grano medio
sub-angular, sub-redondeado, de regular a buena selección cemento siliceo,
moderadamente consolidada, con pruebas de fluorescencia que indican excelente
manifestación de petróleo.
28
Propiedades Petrofísicas.
En general el yacimiento MFB-15 presenta las siguientes propiedades petrofísicas
promedio: 3 % de arcillosidad, 32 % de porosidad, 21 % de saturación de agua y una
permeabilidad de 5 Darcys. El área con mejores condiciones es la zona ubicada al
Oeste con una porosidad de 35 % y una permeabilidad entre 5 y 6 Darcys.
Análisis de Producción.
El pozo exploratorio MFB-15, descubridor de la trampa y en particular del yacimiento en
estudio, tuvo como objetivo toda la columna sedimentaria desde la formación Mesa, Las
Piedras, Freites, Oficina, Merecure y Basamento. La arena TL presenta un espesor de
20’ en este pozo el cual fue completado originalmente en la arena R3 y actualmente
produce en la U1,3. En el yacimiento MFB-15 existen 52 pozos completados, de los
cuales: 36 pozos se encuentran activos, 16 pozos inactivos y 6 pozos han sido
abandonados.
Reservas.
Las reservas del yacimiento MFB-15 se clasifican como probadas, ya que existen pozos
completados que se encuentran produciendo actualmente.
El yacimiento MFB-15 presenta un área de 23914 acre-pies para un POES (Petróleo
Original en Sitio) de 634,77 MMBN. Considerando un factor de recobro de 13 % las
reservas probadas son de 82,52 MMBN y las reservas remanentes son 63,85 MMBN, lo
que indica que en la actualidad posee una producción acumulada de 18,67 MMBN
(reservas producidas).
29
2.3. Fundamentos teóricos
2.3.1. Recuperación Térmica
La recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se
introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos
(normalmente crudos pesados) con el propósito de producir combustibles por medio de
los pozos.
Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de
extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor
interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia
del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que
acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más
fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable.
2.3.2. Métodos de Recuperación Térmica
Entre los métodos recuperación térmica se tienen: Calentadores de Fondo,
Combustión en SITU, Inyección de agua caliente, Inyección de Vapor.
- Calentadores de fondo
Es el método más antiguo conocido para introducir calor en los yacimientos es el de los
calentadores de fondo. El propósito primario de los calentadores de fondo, es reducir la
viscosidad y con esto, incrementar la tasa de producción de crudos pesados, aunque
ocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo por
encima del punto de fluidez durante su movimiento hasta la superficie, y para remover o
30
inhibir la formación y depositación de sólidos orgánicos, tales como parafinas y
asfáltenos. Con este método solamente se afecta la parte productora del hoyo y su
vecindad inmediata, en la práctica, tales aplicaciones están consideradas como
tratamientos de estimulación y prevención.
- Combustión en Sitio
Los hidrocarburos se oxidan fácilmente en presencia de Oxígeno (O2) dando lugar a
reacciones altamente exotérmicos. Esta característica de los hidrocarburos puede
aprovecharse para liberar calor en el seno mismo de un yacimiento de petróleo. El
principio de la combustión en sitio es precisamente la realización de un proceso de
combustión en una formación impregnada de crudo, inyectando aire, para quemar parte
del crudo, con el fin de generar la energía calórica necesaria para facilitar la producción
de las fracciones no quemadas.
La combustión en sitio puede ser:
Combustión Convencional: En este proceso, los fluidos inyectados y el frente de
combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los
pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias
zonas perfectamente diferenciables las cuales se muestran en la siguiente figura.
Combustión Húmeda: Esta variante de la Combustión Convencional se genera al
inyectar agua, alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha
logrado la ignición del crudo in situ.
Combustión en Reverso: En este caso, el frente de combustión se mueve en
dirección opuesta al flujo de aire, induciéndose la ignición del crudo en el pozo
productor. La siguiente figura presenta un esquema simplificado de este proceso,
indicándose las zonas formadas dentro del yacimiento.
31
Entre los principales mecanismos que intervienen en un proceso de combustión son:
Reducción de la viscosidad de petróleo y modificación de la relación de
movilidad.
Expansión térmica de la roca y los fluidos.
Empuje con vapor.
Vaporización y condensación de las fracciones livianas del crudo.
Disolución del dióxido de carbono en el petróleo.
Craqueo térmico.
Variación de la saturación residual de petróleo y modificación de las
permeabilidades relativas.
- Inyección de agua caliente
La inyección de agua caliente al igual que la inyección continua de vapor, es un proceso
de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto
número de pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción
se perforan en arreglos, tal como en la inyección continua de vapor.
En su forma más sencilla, la inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de
dos fases: agua y petróleo, mientras que los procesos a vapor y los de combustión
envuelven una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua
caliente son relativamente fáciles de describir, se trata básicamente de un proceso de
desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente, tanto por agua
caliente como por fría.
Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho que generalmente se aplican a
crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos
comunes con la inyección convencional de agua. Los principales mecanismos que
contribuyen al desplazamiento del petróleo en la inyección de agua caliente son: la
32
reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la
formación.
- Inyección de Vapor
Es un proceso donde se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de
agua. El proceso de inyección puede ser en forma continua o alternada.
En la Inyección Continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto
número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes.
Cuando se inyecta vapor en forma continua al yacimiento a través de un pozo, se tienen
las siguientes zonas a partir del pozo de inyección: Zona de vapor, Zona de agua
caliente, Zona de banco de petróleo y Zona inalterada (ver Figura 7).
El área más cercana al pozo de inyección contiene vapor, con una cierta saturación
residual de petróleo adherida a los granos de arena, corriente abajo desde la zona de
vapor, esta la zona de transición de agua caliente, la temperatura de esta zona varía
entre la temperatura del vapor y la temperatura original del yacimiento, en esta zona
también existe un gradiente de saturación de fluidos. La zona de banco de petróleo, se
encuentra a la temperatura original del yacimiento, pero con una saturación de petróleo
más alta que la inicial debido al desplazamiento ocurrido en la zona de vapor y en la
zona de agua caliente. La última zona corriente abajo no es afectada por el vapor, y se
mantiene a las condiciones originales del yacimiento.
Los mecanismos principales de inyección continua de vapor son: Expansión térmica del
petróleo en el yacimiento, reducción de la viscosidad destilación con vapor. Además de
estos mecanismos, también se han notado efectos de desplazamiento por gas y
extracción por solventes.
33
Figura 7: Inyección continúa de Vapor
La inyección alternada de vapor (IAV) es una técnica que consiste en inyectar vapor
a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado,
luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente distribución
de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente a producción (ver
Figura 8). Es uno de los procesos más utilizados en la actualidad, también conocida
como inyección cíclica de vapor, remojo con vapor y estimulación con vapor.
El pozo produce a una tasa durante un cierto tiempo, que en general puede ser del
orden de 1 a 6 meses, y luego declina a la tasa de producción original. Un segundo
ciclo de inyección de vapor puede emplearse con la finalidad de aumentar la tasa de
producción y luego declinar nuevamente. Ciclos adicionales pueden realizarse de una
manera similar, sin embargo el petróleo producido durante tales ciclos será cada vez
menor.
Como se sabe, el petróleo fluye hacia los pozos productores debido a que la presión en
el fondo del pozo es menor que la presión del yacimiento. En yacimientos de crudos
pesados, la mayor caída de presión entre el yacimiento y el fondo del pozo ocurre en
una zona muy cercana al hoyo del pozo. La inyección de vapor reduce
34
significativamente esta caída de presión debido al incremento de la temperatura cerca
del hoyo del pozo. Este incremento de temperatura, además, reduce la viscosidad del
petróleo, lo cual permite que aumente el flujo del mismo hacia el fondo del pozo. De
esta forma la tasa de producción es aumentada sustancialmente.
Algunas consideraciones importantes en inyección cíclica de vapor son las siguientes:
Cantidad de vapor inyectado por pie de formación, período de tiempo que el pozo debe
ser cerrado para el máximo beneficio, tipo de completación del pozo para obtener un
mayor beneficio del uso del vapor.
Los mecanismos de producción de la inyección cíclica de vapor varían de un yacimiento
a otro, en general, para dos casos extremos (yacimientos con presión inicial
moderadamente alta y yacimientos con presión inicial cercana a cero) el factor común
en mayor o menor grado es mejorar la razón de movilidad agua-petróleo. Una vez
lograda la mejora en movilidad, la fuerza expulsiva que hace que el petróleo fluya hacia
pozo puede ser una de las siguientes: Presión de los yacimientos en caso de que
exista, drenaje por gravedad, compactación de la roca y vapor condensado. Otros
factores que contribuyen en menor grado son: expansión térmica del petróleo, efecto de
la temperatura sobre las permeabilidad relativas Krw y Kro ,efecto del calentamiento
más allá de la zona calentada por el vapor y la compactación de la roca yacimiento en
caso de existir.
35
Figura 8: Inyección Alterna de Vapor (IAV)
º SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage)
En el proceso de Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD), el vapor se inyecta en
forma continua en un pozo horizontal ubicado sobre un segundo pozo horizontal
productor. El vapor inyectado tiende a elevarse y el petróleo calentado drena hacia el
pozo productor formando una “cámara de vapor”. El vapor fluye dentro de la cámara y
condensa en la interfase liberando calor, el cual es transferido principalmente por
conducción a los alrededores del yacimiento. El petróleo en la vecindad de la cámara es
calentado, reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad. El mecanismo de
drenaje del petróleo es por gravedad, desde los alrededores del perímetro de la cámara
hacia la parte baja en el pozo productor, el vapor condensado también drena con éste.
(Ver Figura 9).
36
Características del proceso
En el tope de la cámara, el vapor se eleva y el petróleo cae en contracorriente.
La interfase del vapor elevándose es inestable, y desarrolla un adedamiento en
contracorriente del vapor con el petróleo cayendo.
A los lados de la cámara donde el vapor contacta los líquidos drenados, la
interfase es estable. El calor es transferido por conducción y los líquidos drenan
hacia abajo en dirección aproximadamente paralela a la interfase.
El proceso puede comenzar con el precalentamiento en ambos pozos, para movilizar el
petróleo entre ellos por conducción térmica. Esto puede lograrse circulando vapor entre
los pozos.
Mecanismos de producción predominantes
Vapor condensa en la interfase.
Petróleo y vapor condensado drenan hacia el pozo inferior.
El flujo es debido a la gravedad.
La cámara crece hacia arriba y lados.
Figura 9: SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage)
37
º SW-SAGD (Single Well- Steam Assisted Gravity Drainage)
Es un procesos derivados del concepto inicial del SAGD convencional, el principio
básico del proceso SW-SAGD es inyectar vapor en el extremo más alejado de la
sección horizontal del pozo, con una tubería delgada pre-aislada y concéntrica tipo
coiled tubing (insulated concentric coiled tubing ICCT), y simultáneamente producir los
fluidos por el anular, con la ayuda de un método de producción artificial,
convencionalmente bombeo mecánico ubicado a la profundidad del talón del pozo. (ver
Figura 10).
Figura 10: SW-SAGD (Single Well- Steam Assisted Gravity Drainage).
El Single Well para Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SW-SAGD), ha sido
desarrollado por la necesidad de recuperar reservas de crudo pesado en yacimiento de
espesor delgado. Estos yacimientos no son económicamente viables para recobro
térmico utilizando técnicas convencionales como el SAGD dual, inyección continua o
cíclica de vapor. El capital requerido para la gran cantidad de pozos por unidad de
petróleo recuperable es la principal limitante. Un segundo factor es la alta relación vapor
petróleo que se espera debido a las pérdidas de calor hacia los estratos supra e infra-
adyacentes en yacimientos delgados. Con el SW-SAGD se pronostica que el recobro
38
sea muy cercano al SAGD convencional de pareja de pozos, pero utilizando un sólo
hoyo. El mayor impacto del SW-SAGD es la economía, ya que se reduce en un 50% la
cantidad de pozos comparado con el dual SAGD.
Desde el punto de vista fundamental, los posibles mecanismos que ocurren en el SW-
SAGD incluyen:
Conducción directa de calor a la región cercana del pozo, permitiendo el
incremento de la producción primaria.
Drenaje por gravedad del petróleo desde la cámara de vapor.
Mecanismo de drenaje/empuje inducido por agua caliente.
El comportamiento de campo del SW-SAGD, ha indicado la presencia de tasas de
producción relativamente altas en yacimientos de crudos pesados, con espesores de 8-
15 metros durante períodos de 1 a 2 años. El comportamiento mejora cuando hay
presencia de agua móvil en el yacimiento. Sin embargo, la presencia de acuíferos
activos, han demostrado ser un problema cuando el pozo es colocado muy cerca del
contacto agua petróleo.
Resumen de las pruebas piloto – SW-SAGD
Se mencionan 7 proyectos pilotos que condujeron a la perforación de un total de 19
pozos SW-SAGD.
Cactus Lake – McLaren.
La producción inicial fue de 630bbl/d durante los primeros 11 meses. Una característica
particular de este yacimiento es que la producción primaria es atribuida al carácter
espumante del petróleo combinado con la relativa baja viscosidad (3000 cp). En este
yacimiento se observó aumento de la producción de gas, lo cual coincidió con la
declinación de la presión. CMG apuntó que la saturación de gas crítica fue excedida,
39
ocasionando el movimiento del gas, disminuyendo el efecto favorable de
comportamiento del crudo espumante. En este campo se han perforado un total de 7
pozos SW-SAGD, con una relación vapor-petróleo acumulada (CSOR) de 1.22.
Lindbergh – Sparky.
Este proyecto fue diseñado para probar el proceso en este yacimiento con un acuífero
de fondo de moderada actividad. Los pozos productores verticales en esta área han
sido invadidos por agua en un corto período de tiempo. El primer pozo en promedio
presentó 220bbl/d. Luego se han perforado dos más y presentaron una CSOR de 1.43.
El SW-SAGD ha sido probado exitosamente para controlar el influjo de agua del
acuífero. Esto es atribuido a la perforación de los pozos lejos del CAPO, con un balance
muy cuidadoso entre la inyección de vapor y la tasa de vaciamiento, y adicionalmente a
la presencia de arcillas sensibles al agua. El acuífero sin embargo, ha provisto al
yacimiento de un soporte de presión, lo cual ha sido provechoso. Las operaciones en el
piloto continúan.
Wolf Lake – Waseca.
La prueba piloto fue diseñada para probar el proceso en un yacimiento de alta
viscosidad 180000 cp. El primer SW-SAGD presentó buen comportamiento en los
primeros 3 meses, con tasas entre 250-375 bbl/d, pero después cayó la producción
debido al limitado soporte de presión, atribuido a una baja RGP del hidrocarburo y a un
acuífero no activo. Este pozo se convirtió en inyector y se perforó otro pozo para formar
un dual SAGD con buen comportamiento. Se perforó otro SW-SAGD pero mostró un
comportamiento de producción más bajo que el primero, siendo convertido a un proceso
de inyección cíclica (CSS) combinado con SW-SAGD presentando mejores resultados.
Las operaciones en el piloto continúan.
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Cold Lake – McLaren.
Se perforaron dos pozos SW-SAGD y se incorporaron miniciclos de inyección de vapor,
obteniendo buen comportamiento de producción (160-220 bbl/d), sin embargo, el
balance de cloruros demostró que el vapor no estaba entrando en la formación durante
las operaciones de SW-SAGD. Estudios de núcleos indicaron que no había presencia
de agua móvil, limitando las posibilidades de éxito del SW-SAGD. El proyecto fue
suspendido.
Bodo – McLaren.
Se perforaron dos pozos SW-SAGD con buen comportamiento de producción los
primeros 2 meses (250-375 bbl/d), sin embargo, luego declinó y la producción de agua
incremento. En esta experiencia los pozos SW-SAGD fueron perforados cerca del
CAPO esperando que el efecto de drenaje por gravedad superara la influencia del
acuífero de fondo, pero no ocurrió. El proyecto fue suspendido.
Beaverdam – Lloydminster.
El yacimiento contiene un acuífero de fondo de moderada actividad, se obtuvo un buen
comportamiento de producción de petróleo en el primer piloto (160-220 bbl/d), pero la
problemática de la producción de arena y alto porcentaje de finos estuvo presente. El
piloto fue suspendido.
Lindbergh – Cummings.
El objetivo fue probar la tecnología en un yacimiento agotado (300- 500 kPa), donde no
se pudiera aplicar actualmente ningún método de recobro convencional. En el inicio de
la inyección de vapor, el nivel de fluido en la entrada de la bomba fue mínimo, y la
temperatura fue menor a la esperada. Pozos observadores indicaron que el vapor
inyectado se escapaba lejos de la zona de inyección, y probablemente coincidía con
una zona de pérdida de circulación durante la perforación. El piloto fue suspendido.
41
VENTAJAS DEL PROCESO SW-SAGD:
Estabilidad gravitacional.
El flujo contra-corriente del vapor y petróleo caliente a lo largo del pozo horizontal es
incondicionalmente estable gravedad. El petróleo caliente fluye directamente al pozo
horizontal y no necesita desplazar petróleo sin calentar.
La larga área de contacto entre el yacimiento y el pozo horizontal resulta un
incremento en las tasa de petróleo debido a que el drenaje toma lugar en cualquier
punto a lo largo del pozo.
Las bajas razones de petróleo-vapor son posibles ya que el vapor inyectado es
requerido solamente para suplir calor, re-presurizar la cámara de vapor y llenar el
espacio vacío dejado por el petróleo removido.
El uso de un único pozo en vez de dos, incrementa la viabilidad económica.
A causa de la simplicidad, el proceso puede ser casi genérico y aplicable a una
variedad de yacimientos incluyendo los yacimientos con contacto agua-petróleo.
2.3.3. Consideraciones Generales Para la Aplicación de Procesos de Recuperación
Térmica.
- Profundidad:
Es una consideración muy importante. A medida que aumenta la profundidad, la
presión de inyección aumenta trayendo como consecuencia la necesidad de contar con
generadores de mayor capacidad y de mejor calidad de agua de alimentación en el
caso de inyección de vapor. Además el proceso de Inyección de vapor no puede ser
usado a profundidades mayores a 5.000 pies, debido a que la presión hidrostática
puede exceder la presión crítica del vapor (3.202 psia).
42
Por el lado favorable, un aumento de profundidad significa que se puede aplicar una
mayor caída de presión a los pozos productores, lo cual generaría mayores tasas de
producción. Cuando los yacimientos son pocos profundos se puede correr el riesgo de
que el vapor retorne a la superficie por caminos de flujo que no conduzcan hacia los
pozos productores.
- Petróleo in situ:
El petróleo in situ al tiempo que el proyecto térmico es iniciado es otra consideración
importante. El petróleo residual dejado por una inundación con vapor y el petróleo
consumido se considera independiente de la saturación original de petróleo, esto debido
a la expansión térmica que se produce en el yacimiento.
Como una regla practica, con muchas excepciones, se recomienda que no se deba
iniciar un proyecto de recuperación térmica en una formación que contenga menos de
1000 barriles/acre-pie de petróleo in situ.
- Porosidad:
La porosidad juega un papel importante en los procesos de recuperación térmica. A
mayor porosidad, mayor es el volumen de petróleo que se calienta y menor el volumen
de roca calentada. La porosidad es particularmente importante en un proceso de
combustión. Se considera un proceso de combustión en yacimientos con porosidad
menor de 18-20% tiene poco chance de éxito.
- Saturación de agua:
En yacimientos donde se haya efectuado inyección de agua exitosa, son pocas las
probabilidades de que un proyecto térmico sea exitoso, sin embargo existen muchas
excepciones a esta regla, especialmente si el precio del crudo es muy alto.
43
Se piensa que muchos yacimientos agotados por empuje natural hidráulico, pueden ser
buenos candidatos para recuperación térmica, cuando la viscosidad del petróleo es alta
que la recuperación primaria es baja. Así por ejemplo, sí un yacimiento de petróleo
pesado que produce por empuje hidráulico, la recuperación es solo del 7% del petróleo
original en sitio, este se puede considerar como un candidato para recuperación
térmica.
- Segregación:
Yacimientos producidos por empuje por gas en solución donde haya ocurrido
segregación gravitacional, pueden presentar problemas cuando son sometidos a
procesos térmicos. Así por ejemplo, Sí se inyecta vapor, este puede canalizarse por el
tope de la arena, resultando en ruptura temprana del vapor inyectado.
Aunque situaciones de este tipo no son ideales, ellas pueden ser toleradas y en
algunos casos sacarse ventaja de ellas. Por ejemplo, la inyección de vapor en la zona
de gas de un yacimiento segregado puede ser aprovechada para calentar y recuperar
parte del petróleo existente.
- Heterogeneidad del yacimiento:
La estratificación y/o lenticularidad severa en un yacimiento, hace difícil correlacionar
propiedades de pozo a pozo. Esto puede resultar en cálculos erróneos del petróleo en
sitio al mismo tiempo que dificulta la predicción de eficiencia areal y vertical.
Una capa de lutita de 1-2 pies de espesor puede evitar la comunicación de presión. Sí
se inyecta vapor, este puede confinarse a la zona de la sección debajo de la lutita,
reduciendo así la eficiencia vertical.
44
Esta situación puede resultar ventajosa en algunos casos. Así por ejemplo, en un
yacimiento con varias arenas separadas por capas de lutitas, la inyección de vapor en
una de las arenas del centro, puede resultar en aprovechamiento del calor perdido
hacia las zonas (arena) adyacente, produciendo el petróleo existente en ellas por
expansión térmica y por reducción de viscosidad. Además, podría hacerse inyección
selectiva.
Cuando la estratificación y la lenticularidad están presentes en grado extremo, se
pierde confianza en las predicciones del comportamiento del proceso térmico que se
realice. Estas variables, aunque difíciles de estimar, no se deben ignorar.
- Espesor de la arena:
Este es un parámetro importante en todos los procesos térmicos. Para inyección de
vapor o agua caliente se deben tener espesores de arena considerables, para que las
pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes sean bajas. Una arena menor de
50 pies se considera de poco espesor para proyectos de inyección de vapor o agua
caliente. Esto no representa una regla fija, sino que deben ser evaluadas otras variables
importantes tales como la permeabilidad de la arena. Así por ejemplo, una arena de 500
md y 25 pies puede resultar inadecuada para iniciar un proceso de recuperación
térmica, pero una arena de 25 pies y 2500 md puede resultar un buen prospecto.
- Movilidad del petróleo:
En algunos yacimientos el petróleo en sitio es esencialmente inmóvil. Cuando esto
ocurre es difícil, sino imposible, de iniciar un frente móvil de petróleo y la única forma de
calentar un área considerable del yacimiento es creando una fractura. Un incremento de
temperatura resultante hace que el petróleo se haga móvil en otras áreas del
yacimiento.
45
En algunos yacimientos, el petróleo tiene alguna movilidad, pero no la suficiente para
permitir tasas de producción de la magnitud de las alcanzadas en procesos térmicos.
En este caso los pozos productores requieren de alguna estimulación.
2.3.4. Mecanismos de Transferencia de Calor
Conducción:
Es la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura, a otra parte
del mismo cuerpo a menor temperatura en contacto físico con él.
Si la temperatura de los cuerpos no cambia con el tiempo el proceso ocurre bajo flujo
continuo, la ley física que describe el calor por conducción se conoce como la primera
ley de Fourier, propuesta en 1822, y vine dada por:
CQ = -khX
T
(Ec.1)
Donde Qc es la tasa de flujo de calor por conducción en BTU/Hr, A es el área a través
de la cual ocurre el flujo en pies2, T/X es el gradiente de temperatura en °F/pie, y Kh
la conductividad térmica del material en BTU/hr-pie-°F. El signo menos indica que la
transferencia de calor es en dirección de menor temperatura.
- Convección:
Es la transferencia de calor desde una superficie hacia un fluido en movimiento (ó del
fluido en movimiento hacia la superficie) en contacto con ella, o de una parte de un
fluido en movimiento a mayor temperatura hacia otra parte del mismo a menor
temperatura. Si el movimiento del fluido se debe a la aplicación de alguna fuerza
(bomba, abanico, etc.) se dice que existe convección forzada. Si el fluido se mueve por
diferencia de densidades debido a la diferencia de temperatura, se dice que hay
convección libre. En ambos casos, la transferencia de calor viene dada por:
Qc/A= ch TsTf (Ec. 2)
46
Donde Qc es la tasa de flujo de calor por conducción en BTU/Hr, A es el área a través
de la cual ocurre el flujo en pies2, hc es el coeficiente de transferencia de calor en
BTU/hr-pie-°f, Tf y Ts las temperaturas del fluido y de la superficie en ° F
respectivamente. Se toma valor absoluto para considerar flujo de calor del fluido hacia
la superficie o de la superficie hacia el fluido, según Tf sea mayor o menor que Ts.
- Radiación:
Es el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagnéticas. La
ecuación básica fue descubierta empíricamente por Stefan en 1879 y derivada
teóricamente por Boltzmann en 1884, y viene dada por:
Qr/A= C( T14-T2
4) ; T1 T2 (Ec. 3)
Donde Qr es la tasa de flujo de calor por radiación en BTU/hr. A es el área a través de
la cual ocurre el flujo de calor en pie2, es la constante de Stefan-Boltzmann ( =
0.1713*10-8 BTU/hr-pie2-R4), T1 es la temperatura absoluta del cuerpo a mayor
temperatura en R y T2 la temperatura absoluta del cuerpo a menor temperatura en R, y
C la emisividad de la superficie.
2.3.5. Propiedades Térmicas de los Fluidos y Roca
- Propiedades térmicas del agua y del vapor:
Temperatura del Saturación del Agua
Es la temperatura a la cual se produce la ebullición (Vaporización del agua a una
determinada presión. También se le denomina punto de ebullición y aumenta al
aumentar la presión.
Farouq Ali derivó la siguiente ecuación:
225.0*1.115 PTs (Ec. 4)
47
Donde Ts es la temperatura de saturación en °F y P la presión en Lpca. El error de
aproximación de la ecuación (1) es menor del 1 % para presiones comprendidas entre
10 y 3000 Lpca.
Calor Especifico del Agua
Es la medida de la capacidad de una sustancia para absorber calor; y se define como la
cantidad de calor necesaria para aumentar en una unidad la temperatura de una unidad
de masa de dicha sustancia. Es evidente que entre mayor sea el calor específico de
una sustancia, mayor será la cantidad de calor que debe absorber para que se
produzca un determinado aumento de temperatura y por lo tanto mayor será la cantidad
de calor liberado al enfriarse.
Excepto por el amoniaco líquido el agua es el liquido con mayor calor específico (1.0
BTU/lb-°F a 14.7 lpca y 60°F). Para el vapor, el calor específico es menos de 0.56
BTU/lb-°F, y al igual que el del agua varía muy poco con temperatura.
Calor sensible
Si se mantiene la presión constante y se le suministra en forma continua calor a un
líquido, da como resultado un aumento de la temperatura, hasta que se alcanza la
temperatura de saturación correspondiente a esa presión constante.
Considerando la entalpía (contenido de calor) del agua a cero a 0 °C (32 °F) y
suponiendo que el calor específico del agua no varía con temperatura, el calor sensible,
puede calcularse mediante la siguiente expresión:
32 Sww TCh (Ec. 5)
Donde hw es la entalpía del agua saturada o calor sensible en (BTU/lb), Ts la
temperatura de saturación en °F y Cw el calor específico del agua, 1.0 BTU/Lb-°F.
48
Puesto que la temperatura de saturación es función de la presión, es evidente que el
calor sensible también lo será.
El valor del calor sensible se puede estimar mediante la ecuación
2574.0*91 Phw (Ec. 6)
Esta ecuación produce un error de 0.3% en el rango de 15 a 1000,0 Lpca.
Calor Latente de Vaporización
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a una libra de un líquido a la
temperatura de saturación, para pasar al estado de Vapor. Depende de la presión,
disminuyendo a medida que la presión aumenta. El calor latente del agua puede leerse
de las tablas de vapor o determinarse en función de presión, mediante la ecuación
desarrollada por Farouq Ali, con un error menor del 1.9% para presiones entre 15 y
1000 lpca.
8774.01318 PL (Ec. 7)
Tiene un error menor del 1.9% para presiones entre 15 y 1000 lpca.
L es el calor latente de vaporización (BTU/lb).
Entalpía del Vapor Seco y Saturado
El calor total o entalpía del vapor seco y saturado es la suma del calor sensible o
entalpía del agua saturada más el calor latente de vaporización de agua y es la cantidad
de calor contenida en una libra de vapor seco a la temperatura de saturación. Dado que
depende del calor sensible y del calor latente, la entalpía del vapor seco y saturado
depende de la presión.
49
Farouq Ali desarrollo la siguiente ecuación para determinar la entalpía del vapor seco y
saturado,
01267.0*1119 PH (Ec. 8)
Esta ecuación aplica para presiones comprendidas entre 15 y 1000 lpca y con errores
inferiores al 0,3 %.
Donde H es la entalpía del vapor seco y saturado en BTU/lb y P la presión en lpca.
Calidad del Vapor- Vapor húmedo
A la temperatura de saturación el agua puede coexistir en estado líquido y en estado de
vapor, dependiendo de su contenido de calor de su entalpía. La mezcla de vapor y agua
coexisten a la temperatura de saturación, se le denomina Vapor húmedo y se
caracteriza por el contenido de vapor en la mezcla, expresado como fracción del peso
total por su calidad. Así el vapor seco y saturado tiene calidad de 100% puesto que no
existe agua en estado líquido; mientras que el agua saturada puede considerarse como
vapor húmedo con calidad igual a cero. Vapor con calidades entre estos extremos se le
denomina simplemente, vapor húmedo.
La entalpía o contenido de calor del vapor húmedo depende fuertemente de la calidad,
especialmente a bajas presiones, donde la entalpía del agua saturada es baja. Dado
que la entalpía del vapor húmedo es intermedia entre la del agua saturada y la del
vapor seco y saturado, esta viene dada por:
H= hw+X*L (Ec. 9)
Donde X es la calidad del vapor, en fracción y H la entalpía del vapor húmedo.
Con la reducción de la calidad, la contribución del calor latente al contenido de calor del
vapor húmedo, se reduce. Normalmente el vapor que se utiliza en inyección de vapor es
50
húmedo, ya que puede transportar más calor que el agua caliente y además es capaz
de mantener en solución las impurezas sólidas, que de otra manera se deposita en las
calderas o cualquier otro equipo del sistema de generación de vapor, reduciendo así
eficiencia y vida útil.
Volumen específico
Se refiere al volumen ocupado por la unidad de masa de una sustancia a determinadas
condiciones de presión y temperatura. El volumen específico del vapor húmedo se
calcula por,
)1(** XVVXV Wsh (Ec. 10)
Donde Vh es el volumen específico en pie3/lb y h, s y w se refieren a vapor húmedo,
vapor seco y saturado y agua saturada, respectivamente.
A bajas presiones, el volumen específico del agua saturada es despreciable, en
comparación con el volumen del vapor seco y saturado y la ecuación anterior se
aproxima a
h=X*Vs (Ec. 11)
Farouq Ali determinó ecuaciones que permiten hallar el volumen específico del vapor
seco y saturado y del agua saturada, para presiones comprendidas entre 15 y 1000 lpca
con un error máximo del 1.2%. Estas ecuaciones son:
9588.0*9.363 PVs (Ec. 12)
45.0225.0 *7039257.8*74075.36.6000023.001602.0 PPVw (13)
51
Vapor sobrecalentado
Se sabe que a una presión dada el vapor tiene una temperatura de saturación definida,
sin embargo, es posible aumentar su temperatura por encima de la saturación,
agregando calor al vapor seco y saturado. Bajo estas condiciones se denomina vapor
sobrecalentado.
En aplicaciones industriales el uso de vapor sobrecalentado es valioso, sin embargo
está en duda si tal tipo de vapor es de uso ventajoso en recuperación térmica, por lo
menos mientras se utilicen los tipos de generadores disponibles en la actualidad.
Debido al bajo valor del calor específico del vapor sobrecalentado, aproximadamente
igual a 0.56 BTU/lb-°F, la contribución al contenido de calor de ciertos grados de
calentamiento no justifica el uso de vapor sobrecalentado en operaciones térmicas, sin
embargo, el uso de vapor sobrecalentado tiene sus ventajas si se consideran la
pérdidas de calor a través del hoyo del pozo.
Viscosidad del agua y del vapor
El comportamiento de flujo de líquidos y gases está determinado por su viscosidad, la
cual es una propiedad relacionada con la resistencia que una parte de un fluido ofrece
al flujo de otra parte del fluido, y obedece a la fricción interna entre las moléculas.
Existen dos tipos de viscosidades, la dinámica, cuya unidad en el sistema cgs es el
“poise”, pero la unidad comúnmente usada es el “centipoise” y la viscosidad cinemática,
que es igual a la viscosidad dinámica dividida por el peso específico del fluido en
gr/cm3, y se expresa en “stokes”. La viscosidad de casi todos los líquidos disminuye a
medida que aumenta la temperatura. Un comportamiento opuesto se observa en el
caso de gases a presiones moderadas.
La viscosidad del agua en función de temperatura puede estimarse convenientemente,
mediante la ecuación de Hawkins
52
)1*0000051547.0*04012.0(
185.22
TT
W (Ec. 13)
Donde w es la viscosidad del agua en cp y T la temperatura en °F.
Para vapor seco y saturado, su viscosidad puede estimarse en función de temperatura
mediante la ecuación de Kestin y Richardson
)*90.51858(**0002135.0*32827.002.88 2 TTTs (Ec. 14)
Donde s es la viscosidad en micropoises, T la temperatura en °C y la densidad del
vapor en grm/cc a la temperatura T.
Para vapor húmedo la viscosidad la viscosidad se puede estimar mediante
ssws XX *)1( (Ec. 15)
Densidad del agua
La densidad del agua en función de temperatura puede determinarse de la siguiente
correlación obtenida por ajuste de mínimos cuadrados de datos tabulados:
Gw
*000023.001602.0
0.1
(Ec. 16)
G=-6.6+0.0325*T+0.000657*T2 (Ec. 17)
53
- Propiedades térmicas de los hidrocarburos:
Las propiedades más importantes de los hidrocarburos son calor específico, densidad y
viscosidad.
Calor especifico de los hidrocarburos
El calor específico de una sustancia se define como la cantidad de calor requerida para
aumentar en un grado la temperatura de la unidad de masa de la sustancia,
específicamente de 60° F – 61 °F. En general depende de temperatura aunque no muy
marcadamente.
Para predecir el calor específico se recomiendan las siguientes correlaciones:
a) Para hidrocarburos líquidos y petróleo:
5.0
00045.0388.0
O
Od
TC
(Ec. 18)
Donde:
Co: Calor especifico en BTU/lb-°F
d: gravedad específica ,( agua=1.0).
T: temperatura °F.
b) Para hidrocarburos gaseosos:
Cg= 4.0+1.30n+0.012nT (n 3) (Ec. 19)
Donde:
Cg: Calor especifico en BTU/lb-°F
n: número de átomos de carbono por molécula.
T: temperatura °K.
54
c) Para agua saturada
Cw= 1.0504-(6.05*10-4)T+(1.79*10-6*T2) (Ec. 20)
Donde:
T: Temperatura °F (T500 °F)
Cw: Calor específico, (BTU/lb-°F)
Densidad del petróleo
La densidad del petróleo en función de temperatura varía considerablemente en varios
petróleos y debe ser determinada experimentalmente. En ausencia de datos
experimentales, Farouq Ali, recomienda la siguiente ecuación:
262
60
*10*2375.0*10*0565.0034125.1( TTF
t
) (Ec. 21)
Donde T es la temperatura en °F y la densidad en cualquier unidad.
- Propiedades térmicas de la roca:
Calor específico de la roca
El calor específico de la roca puede calcularse por la siguiente ecuación:
Cr=0.18+0.00006*T (Ec. 22)
Donde
Cr: calor específico en BTU/lb- °F
T: temperatura, °F.
55
Capacidad calorífica de rocas saturadas
Es la cantidad de calor que debe suministrarse a la unidad de volumen de la roca para
elevar su temperatura en un grado. Puede determinarse a través de correlaciones, o
encontrarse tabulada. La capacidad calorífica de las arcillas es necesaria para calcular
las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes a la roca petrolífera.
La capacidad calorífica de una roca saturada con petróleo, agua y gas, viene dada por
la siguiente ecuación:
M= (So 0 Co + Sw w Cw + Sg g Cg) + (1- ) r Cr (Ec. 23)
Donde
M: Capacidad calorífica, BTU/pie3-°F
S: Saturación de fluido, fracción
: Porosidad, fracción
C: Calor específico, BTU/lb-°F
: Densidad, lbs/pie3
o,w,g,r: Subíndices referentes a petróleo, agua, gas y roca respectivamente.
CAPITULO III
METODOLOGÍA
3.1. Metodología
Según Balestrini (2006) “El fin esencial del marco metodológico es el de situar en el
lenguaje de investigación, los métodos e instrumentos que se emplearan en el proyecto
planteado” (p. 125). Esto denota que la metodología ayuda a orientar y esclarecer una
serie de actividades sucesivas y organizadas que se adaptan a cada investigación y
llevan a un cumplimiento específico.
En cuanto al nivel de investigación se presenta un estudio no experimental explicativo -
predictivo que permitirá establecer relaciones de influencia causa-efecto y generar
recomendaciones que puedan mejorar las condiciones de producción al establecer la
distancia óptima de calentamiento para la estimulación de yacimientos de crudo pesado
y extrapesado en PDVSA Distrito Ayacucho.
Este tipo de estudio es no experimental según Narváez (1997) "Determinar que el
estudio no experimental solo se observan las variables y se explican los
comportamientos" (p.35), y según Hernández Sampieri (1991) " Buscan especificar las
propiedades importantes de cualquier fenómeno que sea sometido a análisis" (p.60).
Según el diseño o estrategia adoptada para dar respuesta al problema planteado se
tiene un diseño no experimental con características aplicadas, los procedimientos son
teóricos-prácticos y relacionados con el proceso productivo en el área de trabajo
establecido en el pozo horizontal sometido a la tecnología SW-SAGD, ubicado en el
campo Bare, perteneciente a la unidad de extrapesado del Distrito Ayacucho.
En un proyecto de investigación la muestra está definida como el subconjunto
representativo de un universo o población (conjunto de elementos). Según Fidias G.
Arias (2006) expresa que: "Este punto se omite en estudios de caso único, los cuales
57
se concentran en uno o pocos elementos que se asumen, no como un conjunto sino
como una sola unidad” (p.111).
Esta investigación está basada en la tecnología Single Well Steam Assisted Gravity
Drainage (SW-SAGD) aplicación única en la Faja Petrolífera del Orinoco, en el pozo
MFB-617 del yacimiento MFB-15 del campo Bare.
En cuanto a Recopilación de Datos la búsqueda de la información está presente
durante todo el proceso de investigación, su esencia es crear un soporte de capacidad
intelectual que permita la obtención de los resultados esperados. Entre los instrumentos
que nos permiten recoger y almacenar información se tienen: Software, mediciones
(temperatura, presión, caudal etc.), sistemas de detección en el pozo, revisión
bibliográfica, revisión técnica, entrevistas no estructuradas.
El análisis de datos es un conjunto de manipulaciones, transformaciones, operaciones,
reflexiones o comprobaciones que se realizan sobre los datos con el fin de extraer
significados relevantes, con relación a un problema de investigación.
Esta etapa se llevará cabo a través de simuladores y cálculos matemáticos que
determinen parámetros necesarios para conocer la longitud de calentamiento, y de allí
establecer cómo afecta esta tecnología al yacimiento y las condiciones mecánicas del
mismo. Esto con la finalidad de dar recomendaciones a nivel del pozo y aplicaciones
futuras.
Considerando lo descrito anteriormente se estructura el proyecto de investigación de la
siguiente forma:
Completación del pozo MFB-617 SW-SAGD (Fibra Óptica): En esta sección se
definirán los procedimientos utilizados en la completación del pozo MFB-617 a SW-
SAGD, definiendo el uso de cada componente en la completación y su función básica.
Se Desarrollara todo lo relacionado con la fibra óptica y los perfiles térmicos arrojados
58
de la misma, con lo cual se basara el cálculo de la longitud de calentamiento, limite de
transición y zona de producción.
Análisis de Perfiles Térmicos: Mediante el sistema de monitoreo de fibra óptica de
alta temperatura, se obtendrá información (perfiles térmicos) que permiten determinar el
efecto del vapor en el yacimiento y predecir su comportamiento futuro según el
esquema de inyección planteado.
Cálculo de la longitud de calentamiento a través de los perfiles térmicos: Con una
representación grafica de los datos arrojados por la fibra óptica, y generando un modelo
de regresión para estudiar su comportamiento se podrán realizar los cálculos de la
longitud de calentamiento en la zona de alta temperatura.
Modelo de Simulación: Se refiere a la construcción y operación de un modelo que
incorpore toda la información disponible, tal como:
- Correlaciones Estructurales / Estratigráficas para identificar la parasecuencia de
interés: La correlación constituyó un parámetro importante en la elaboración de este
proyecto, la misma se llevo a cabo, a través de una línea de sección que agrupo 6
pozos pertenecientes al área en estudio, utilizando para ello los registros de inducción
eléctrica. Permitiendo verificar la existencia de la arena de interés (TL), continuidad del
yacimiento; anomalías del yacimiento, verificación del objetivo deseado, interpretación
de los cambios de espesor, secciones ausentes o duplicadas.
- Evaluación Petrofísica: En esta fase se desarrollo el modelo petrofísico de la zona de
interés, con la finalidad de caracterizar las propiedades físicas de las rocas mediante la
integración geológica, perfiles de pozos, análisis de muestras de rocas y sus fluidos e
historias de producción. En la evaluación de la formación fue de fundamental
importancia cuantificar las propiedades físicas de las rocas, ya que con ellos se puede
estimar cuan prospectiva es la unidad sedimentaria. Estos parámetros básicos son:
Topes y bases de las zonas a estudiar, Porosidad, Volumen de arcilla, Resistividad de
59
la arena de agua, Saturación de agua (total e irreductible), y por último el cálculo de la
permeabilidad. Estas propiedades fueron anexadas al simulador mediante la sección
Gridbuilder (Specify Property) del pre-procesador Builder.
- Curvas de permeabilidad relativa: Al no contarse con curvas de permeabilidad
relativa obtenidas a través de muestras de núcleos, se decidió estimar dichas curvas
utilizando las correlaciones de COREY Y COLS para Arenas no consolidadas, dichas
ecuaciones representan en gran proporción el comportamiento de las permeabilidades
relativas de la arena TL.
Permeabilidad relativa Agua-Petróleo (Arena no Consolidada)
3*1 SwK row ; 3*SwK rw (Ec. 24)
Permeabilidad relativa Gas-Petróleo (Arena no Consolidada)
3*1 SgK rog ; 3*SgK rg (Ec. 25)
Donde:
)1(
*
Swc
SgS g
;
Swc
SwcSwSw
1
)(*
(Ec. 26)
Las curvas generadas fueron cargadas al simulador en la sección Rock Fluid Data del
pre-procesador Builder, para ello se vació la información en una hoja de cálculo de
Microsoft Excel.
- Datos PVT : En la arena TL se cuenta con un estudio PVT, el cual fue tomado
específicamente en el pozo MFB-617 (SW-SAGD), es un pozo horizontal completado en
el nivel de referencia, la prueba consistió en un análisis convencional de laboratorio
PVT y una prueba de viscosidad a la temperatura del yacimiento (129 °F). Los
resultados de la prueba fueron tomados del informe final, por lo cual se realizo su
60
validación basándose en 3 pruebas, una de ellas la linealidad de la función “Y”, la
prueba de desigualdad y por último el balance de materiales.
- Simulación: La construcción del modelo de simulación numérica de la Arena TL
Yacimiento MFB15 en el Campo Bare fue desarrollado por el equipo de Estudios de
Yacimientos, los cuales utilizaron el simulador numérico avanzado STARS, siendo
aplicable a procesos de inyección de vapor, re-inyección de vapor, vapor con aditivos,
combustión en seco y en húmedo, además de numerosos tipos de procesos con
aditivos químicos.
Utilizando la Sección Grip Builder del pre-procesador Builder se construyó un mallado
tipo cartesiano, del sector de interés, el cual contó 22950 celdas (51 I, 45 J, 10 Z). La
ubicación del pozo MFB 617 y sus vecinos, su trayectoria de este en el yacimiento, y el
intervalo de completación, fueron introducidos al simulador bajo un archivo tipo wdb y
prf. Estos archivos fueron cargados utilizando el pre-procesador Builder en la sección
Reservoir Descripción.
- Cotejo histórico: Luego de generar el archivo central con todos los datos acoplados
en los diferentes módulos del simulador, se procedió a realizar el ajuste histórico, el cual
consistió en reproducir por medio del modelo de simulación numérica el
comportamiento real de producción del pozo (petróleo, agua y gas).
Cálculo de la longitud de calentamiento a través del simulador: Con la aplicación
STARS (es un simulador de procesos avanzados y aplicaciones térmicas), se realizaran
corridas con la finalidad de generar, revisar y validar la afectación en la zona cercana al
pozo MFB-617 con la tecnología SW-SAGD. Las respuestas generadas por el simulador
numérico (Dinámico) permitirán estimar la longitud de afectación calorífica del mismo.
Comparación de los cálculos de la longitud de calentamiento: Este punto permitirá
hacer un análisis entre los resultados arrojados por ambos métodos. Analizando sus
61
diferencias por medio de basamentos físicos, ya que para el éxito del proyecto las
mismas deben ser bien conocidas y detalladas.
Predicciones / Escenarios (% FR / NP / etc.): Una vez establecido un buen ajuste de
las propiedades del pozo durante el cotejo histórico, se procedió a realizar predicciones
para estimar el comportamiento del pozo MFB 617 al ser sometido a diferentes
escenarios de explotación.
Esta etapa consistió en predecir el comportamiento futuro sometiendo al pozo a 4
alternativas de explotación; en el caso base se simulo el proyecto SW-SAGD en el pozo
MFB-617, dejando todas las condiciones actuales de inyección. El Caso 1 se cerró la
inyección de vapor al pozo MFB-617 (SW-SAGD), quedando activo solo como
productor. El # 2 se diseño para inyectar 10.000 toneladas acumuladas adicionales y
posteriormente cerrar la misma, y activar a producción. Y por último, el caso # 3 la idea
es de inyectar 100 ton/día en un periodo de 180 días, luego poner a producción el pozo
en un periodo de 1 año, y seguidamente iniciar un nuevo ciclo
Evaluación de Riesgos de escenarios: Una vez generada las corridas por cada
escenario se procedió a realizar los cálculos económicos mediante el programa
corporativo SEE-PDVSA (Sistema de evaluaciones económicas), empleando para su
análisis el diagrama de araña.
Selección del mejor escenario: Según los indicadores analizados y su impacto en el
proyecto, se definirá cual de los escenarios representaría mayor beneficio para la
corporación según el modelo dinámico y de la evaluación económica.
Análisis de la Completación: La productividad optima del pozo está definida en gran
parte por Completación. Esto incluye un análisis de sus condiciones mecánicas que
justifique su existencia. Esta sección tiene como objetivo analizar el efecto de la
completación mecánica (componentes térmicos) del pozo sobre la distribución del vapor
y pérdida de calor.
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
4.1. Análisis de los resultados
El presente estudio surge por la necesidad que tiene la unidad de Yacimientos
Extrapesados de aplicar nuevas tecnologías en la producción de este tipo de crudos. Es
por esto que nace el interés de estudiar las nuevas tecnologías con la finalidad de
aumentar eficiencia de calentamiento en el yacimiento y a su vez aprovechar la
disminución de viscosidad del crudo dentro de la formación, utilizando como base el
pozo MFB-617 del yacimiento MFB-15 ubicado en el campo Bare.
4.1.1. Completación del pozo MFB-617 SW-SAGD (Fibra Óptica)
Gran parte del éxito del proyecto correspondió el lograr bajar la completación dual
planificada (doble sarta), una de producción y otra de inyección, esta última con 6
capilares flejados donde están incorporados la fibra óptica, dos termocuplas y dos
medidores de presión; siendo esta una configuración especial, primera vez aplicada en
la Faja petrolífera del Orinoco.
Figura 11: Diseño de Completación SW-SAGD, Pozo MFB-617
63
Observando el diagrama debe destacarse la utilidad de cada herramienta, la tubería
pre-aislada es utilizada para inyectar vapor al yacimiento reduciendo las pérdidas de
calor en todo su recorrido, el separador de zona fue un nuevo concepto incorporado
para evitar el reflujo del vapor a superficie obligando a este a penetrar el yacimiento, el
centralizador dual mantiene centralizadas ambas sartas durante la inyección de vapor
contrarrestando los efectos expansivos originados por la inyección, los capilares
flejados a la sarta Pre-aislada permite la inyección de fibra óptica al pozo, así como su
reemplazo a la hora de la degradación de ésta (ver Figura 12).
Figura 12: Equipos de completación MFB-617 (SW-SAGD – Centralizador dual y Cabezal del Pozo)
Debido a la necesidad de contar con información de temperatura en tiempo real dentro
del pozo, se han desarrollados nuevas tecnologías para monitoreo con aplicaciones
térmicas. Particularmente para procesos de recuperación de petróleo pesado se han
desarrollados sensores para medir temperaturas, que han ayudado a comprender
significativamente los continuos cambios en el desarrollo de la cámara de vapor y del
proceso térmico de recuperación.
Los datos adquiridos en tiempo real por los sensores de vigilancias instalados en forma
permanente ayudan a identificar, diagnosticar y tomar decisiones para mitigar los
problemas de producción. De igual forma facilita la ejecución de análisis detallados a fin
de optimizar la producción.
64
Los sensores permanentes de fibra óptica se introdujeron en la industria del petróleo y
el gas a principios de la década de 1990, pero su uso comenzó a ser más ampliamente
difundido a partir del año 2001. Los medidores de fibra óptica miden la distribución de la
temperatura a lo largo del pozo. Las mediciones de temperatura en pozos entubados
constituyen un importante elemento de los registros de producción modernos y son
extremadamente útiles cuando se combinan con otros datos, tales como: presión y
tasas de flujo. Sin embargo, los registros de temperatura se efectúan ocasionalmente y
proporcionan un perfil de temperatura a lo largo del pozo y para un instante dado.
Las fibras ópticas están hechas de un núcleo central de sílice de 5 a 50 µm (0.0002 a
0.002 pulgadas) de diámetro y están rodeadas de otra capa de sílice cuyo índice de
refractivo es levemente bajo. La sílice pura en el núcleo y en capas circundantes se
altera, o mejora, con el agregado de otros materiales, tales como el germanio y el flúor.
Un revestimiento aplicado a la fibra la protege de raspaduras y pequeños dobleces que
podían causar potencialmente la perdida de la señal.
Debido a las altas temperaturas, altas presiones, químicos corrosivos, así como el
riesgo de abrasión y rotura en ambientes de fondo de pozo, se han desarrollado
materiales de revestimiento especiales para proveer mayor protección. Finalmente la
fibra completa, típicamente de 250 µm (0.01 pulgadas) tiene una protección adicional
provista por una línea de control de metal de 0.63 cm (¼ pulgada) de diámetro, dentro
de la cual se aloja.
Figura 13: Fibra óptica y Capilar
65
La instalación de la porción subterránea del sensor es relativamente simple. En primer
lugar, la completación del pozo se diseña con la línea de control, o conducto, de ¼ de
pulgadas de diámetro. Este producto se halla sujetado a la tubería de producción y se
extiende todavía más allá de su extremo; frente a la formación a lo largo de la rejilla de
control de producción de arena (liner). La fibra se bombea luego dentro de dicha línea
de control o conducto, utilizando un sistema de despliegue hidráulico.
Existen dos técnicas de medición, una configuración simple (sin retorno) y otra doble
(con retorno). Mientras que la técnica simple puede ser la única opción posible debido a
las limitaciones relacionadas a la configuración de la completación, el mejor método es
el de instalación de tipo doble que posee una configuración tipo tubo en “U”. Esto
provee un sistema cerrado para la instalación y el reemplazo simple de la fibra, y
garantiza la calidad de los datos incrementando la flexibilidad y la precisión de la
medición.
Figura 14: Configuración simple y doble de la fibra óptica.
Los cambios de temperatura que ocurren naturalmente en función de la profundidad,
denominada gradientes geotérmicos, han sido profundamente estudiados en las
mayorías de las regiones productoras de petróleo y gas. A través de la tecnología
anteriormente descrita se lograron crear perfiles térmicos en el pozo en estudio. Se
efectuaron mediciones de temperaturas a lo largo del pozo bajo condiciones en frió,
obteniendo el siguiente grafico:
66
Figura 15. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica (en frió).
Este perfil fue obtenido a través de la fibra óptica donde se observa el comportamiento
de la temperatura en función de la profundidad, previo a la inyección de vapor. Se
Puede observar dos (2) secciones relevantes en la grafica. La sección A la cual esa
descrita desde el cabezal del pozo hasta el tope de la formación, y la sección B que
abarca toda la longitud horizontal productora del pozo. En el proyecto SW-SAGD (MFB-
617) se empleo la configuración doble de fibra óptica, debido a esto se observa las
secciones A’ y B’ como tipo espejo. A continuación se presenta un análisis de la
sección A:
Figura 16. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica sección A.
PERFIL DE TEMPERATURA
0
40
80
120
160
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000
Profundidad (Feet)
Te
mp
era
tura
(F
°)
Perfil 14/8/06 03:59:02 pm
Zona de Yacimiento
Zona de Yacimiento
A
B
A´
B´
PERFIL DE TEMPERATURA
"SECCION A"
y = 0,0114x + 100,76
R2 = 0,9919
122
126
130
134
138
142
1800 2160 2520 2880 3240 3600 3960
Profundidad (Feet)
Te
mp
era
tura
(F
°)
Perfil 14/8/06 03:59:02 pm
Lineal (Perfil 14/8/06 03:59:02 pm)
Retorno de la FO
67
En el grafico anterior se plasma la data de temperatura versus profundidad obtenida de
la fibra óptica (Sección A), para su análisis se calculo le ecuación que representara
mejor su tendencia, resultando en una regresión Lineal con un coeficiente de
determinación (R2) de 0,99. El gradiente geotérmico calculado fue de 0,011 ºF/pie.
A continuación se detalla zona de la sección horizontal productora, en el cual se calculo
la regresión lineal para conocer la temperatura de yacimiento.
Figura 17. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica sección “B”.
Si se toma en cuenta la ecuación de la recta Y=mX+b, debido a la baja pendiente de la
correlación (m≈0) se puede inferir que el parámetro corte en “b” en este caso representa
la temperatura de yacimiento, la cual estuvo alrededor de los 140,8 ºF.
4.1.2. Análisis de Perfiles Térmicos
A través del sistema de monitoreo de fibra óptica de alta temperatura, se obtuvo
información que permite determinar el efecto del vapor en el yacimiento y predecir su
PERFIL DE TEMPERATURA
"SECCION B"
y = 0,0001x + 140,7979
130
134
138
142
146
150
3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500
Profundidad (Feet)
Te
mp
era
tura
(F
°)
Zona de Yacimiento
Tendencia (Zona de Yacimiento)
68
comportamiento futuro según el esquema de inyección planteado. Este sistema de
medición determina la temperatura del pozo cada 3.28 pie (1 metro) de distancia.
Esta fase del proyecto fue basada en los perfiles térmicos obtenidos mediante el uso de
fibra óptica en el pozo MFB-617. A continuación se observa una grafica tipo mariposa
con datos obtenidos por intervalo de tiempo desde el inicio de la inyección de vapor.
(Ver Figura 18).
Figura 18. Perfiles térmicos arrojados por la fibra óptica (con repetición).
Es importante destacar que el punto de retorno de fibra óptica se refiere al punto final
de la sección horizontal. Esto debido al tipo de configuración doble (tipo “U”) de la fibra
dentro del pozo, lo que permitirá obtener 2 puntos de medición por cada profundidad
(gráficos simétricos). Los análisis siguientes se realizaran solo con una parte de estos
datos. A continuación se anexa el grafico detallado de esta área:
69
Figura 19. Perfiles térmicos (sin repetición)
En los perfiles térmicos descritos en la sección productora horizontal, tal y como se
observa en la figura 19, se visualizan áreas descritas como zonas I, II y III. La cual se
puede definir de la siguiente manera:
Zona Activa (I): Es donde se drena la mayoría de los hidrocarburos y comprende la
liberación de calor hacia la formación debido a los fenómenos de convección y
conducción que se originan del frente de vapor.
Zona de Transición (II): Representa la interfase vapor-petróleo calentada como
consecuencia de la liberación de calor que experimenta la zona de alta temperatura.
Esta zona representa la entrega de energía a los fluidos que serán movilizados a
superficie como consecuencia de la reducción de la viscosidad, su longitud dependerá
del desplazamiento de la zona de alta temperatura y la cantidad de calor presente en
ella.
Los resultados de los perfiles tomados en el pozo MFB-617, indican que durante el
precalentamiento la zona de transición presenta variaciones en el gradiente térmico de
3,5 °F/pie hasta su estabilización. El desplazamiento de esta zona aumenta
progresivamente logrando ocupar gran parte de la sección horizontal. El aumento de la
70
zona de transición se traduce en mayores volúmenes de fluidos calentados en
formación y por lo tanto el aumento del factor de recobro en la zona de afectación de la
inyección, no obstante, la longitud optima de la zona de transición debe estar totalmente
relacionada con el desplazamiento de la zona de alta temperatura para evitar la
producción de vapor vivo (figura 20).
Figura 20. Comportamiento de la zona de Transición
Zona de Alta Temperatura (III): Esta es la primera zona en formarse, debido a que la
salida de vapor está enfocada 100% al final de la sección, de aquí parten todos los
fenómenos de transportes creados por la inyección de vapor. Debido a los parámetros
de temperatura la misma está saturada con vapor húmedo. Abarca la longitud de
calentamiento que genera el vapor en el yacimiento, al aplicar este tipo de tecnología.
Calculo de la longitud de calentamiento a través de los Perfiles Térmicos:
Partiendo del esquema de inyección aplicado, se realizó un estudio de crecimiento de
la zona de alta temperatura en función al tiempo. La longitud de esta zona es factor
crítico en pozos sometidos a SW-SAGD, ya que longitudes muy extensas podrían
71
causar bloqueo del equipo de levantamiento por vapor, limitando la productividad del
pozo.
A continuación se presenta perfil térmico detallado de la zona de alta temperatura. Esta
zona comprende desde el punto final de la sección horizontal de pozo hasta el punto
donde se observa una caída brusca de la temperatura (inicio de la zona de transición).
Esta longitud cambia en función del tiempo y es directamente proporcional al volumen
de vapor inyectado (Figura 21)
Figura 21. Comportamiento de la zona de alta temperatura por Perfiles térmicos.
En el estudio de afectación de la zona de alta temperatura se eliminaron los perfiles
iníciales (Tiempo: 0 días / 0.5 días) debido a que aun el volumen de vapor era bajo y la
zona de alta temperatura no se había formado. Adicional, debido al incremento en la
longitud de la zona de alta temperatura se tomó cada distancia de los perfiles térmicos y
fueron ploteados en función del tiempo, ubicándose la regresión que mas ajustara al
modelo:
72
Figura 22. Longitud de afectación de la zona de alta temperatura (Perfiles térmicos).
El modelo matemático que reprodujo el comportamiento de los datos fue un polinomio
de 2do grado con un factor de correlación de 0,9648 anexo la ecuación final:
Long. Zona de Alta Temp = -0,0058(dias)2+ 4,9099(dias)+683,65 (Ec. 27)
Este modelo se empleó para calcular, el comportamiento a futuro de la zona de alta
temperatura cuyo resultado esta a continuación:
Crecimiento de la Zona de Alta TemperaturaSW-SAGD
y = -0,0058x2 + 4,9099x + 683,65
R2 = 0,9648
600
700
800
900
1000
0 10 20 30 40 50
Tiempo (días)
Lo
ng
. Z
on
a A
lta
Te
mp
. (p
ies
)
73
Figura 23. Longitud de afectación de la zona. (Extrapolado por regresión).
El grafico anterior muestra cómo será el desarrollo de la zona de alta temperatura en
función del tiempo. Se tiene a 100 días de inyección esta zona alcanzara longitudes de
unos 117 pies de longitud contenido de vapor húmedo.
4.1.3. Modelo de Simulación.
La simulación numérica de yacimientos ha sido una práctica que tiene su origen desde
la aparición misma de la ingeniería de petróleo. En la actualidad, debido al grado de
avance tecnológico en lo referente a computadores (capacidad de memoria, velocidad
de procesamiento) y descripción del comportamiento físico y termodinámico de los
fluidos, es posible hacer simulaciones cada vez más exactas y solucionar los sistemas
de ecuaciones de manera más eficientes, por lo que se hace posible modelar más tipos
de líquidos y gases a través de mecanismos composicionales y estudiar diversas
estrategias de explotación para obtener el máximo recobro del reservorio.
Modelo de Regresión Zona de Alta TemperaturaSW-SAGD
11171079
1039999
957915
893
600
800
1000
1200
1400
0 20 40 60 80 100 120
Tiempo (días)
Lo
ng
. Z
on
a A
lta
Te
mp
. (p
ies
)
74
La simulación de yacimientos se refiere a la construcción y operación de un modelo que
incorpore toda la información disponible, producto de la ejecución de estudios
integrados de yacimientos. A si como, representar los mecanismos de producción
activos en los yacimientos, y las principales características geológicas que permitan
reproducir adecuadamente el movimiento de los fluidos en el yacimiento. Con el objetivo
de obtener un modelo de predicción confiable que considere el aporte de las diferentes
disciplinas involucradas (yacimientos, geología, petrofísica, geofísica y sedimentología).
Las características estratigráficas y estructurales son aquella que definen la orientación,
geometría y los elementos estructurales y litológicos del yacimiento.
- Correlaciones Estructurales / Estratigráficas para identificación de la parasecuencia de
interés:
Las correlaciones estratigráficas / estructurales constituyeron elementos de suma
importancia en la elaboración de este proyecto, la misma se llevo a cabo, a través de
una sección que englobo 6 pozos (MFB-208, MFB-644, MFB-642, MFB-598, MFB-615,
MFB-617), todos pertenecientes al área en estudio. Para lo cual se utilizaron los
registros Gamma Ray, Resistividad y conductividad, permitiendo verificar la existencia
de la arena de interés (TL), así como la continuidad lateral del cuerpo arenoso, Tope y
base de la arena de interés, posible fallamiento, poder determinar la columna
estratigráfica del área en estudio, entre otros. La línea de sección al Norte franco se
puede apreciar en el siguiente anexo:
75
Figura 24: Diseño de la línea de sección, Orientada al Norte franco.
Correlación Estratigráfica: se realizó en dirección Norte franco (Figura 24), situada al sur
del yacimiento. En esta sección se visualizó que los mayores espesores de arena se
encuentran ubicados en el pozo MFB-615, siendo hacia esa zona el principal eje de
sedimentación, ubicándose en el uno de los mayores depocentro del yacimiento. El
espesor promedio de las arenas es de 33,54 pies. A continuación se presenta la
correlación estratigráfica:
Figura 25: Correlación Estratigráfica, orientada al Norte franco.
Norte
76
Correlación Estructural: Con esta sección se define la orientación, geometría de los
elementos estructurales y los límites en la zona de interés. Para tener este producto se
utilizaron los registros de pozos, leyendo en estos las profundidades a la cual se
encuentra la arena TL y verificando la existencia de posibles fallas.
Figura Nº 26: Correlación Estructural, orientada al Norte franco.
- Evaluación Petrofísica.
Esta caracterización permitió determinar las propiedades de la Roca y saturaciones de
fluidos en la zona de interés (arena TL yacimiento MFB-15), parámetros de gran utilidad
en la definición de los esquemas de explotación del reservorio, específicamente en el
área de afectación del proyecto SW-SAGD. A continuación se presenta de manera
general los resultados de los pozos evaluados petrofísicamente:
Tabla Nº 1: Propiedades Petrofísicas de la zona en estudio
Pozo Volumen de arcilla (%)
Porosidad Efectiva
Saturación de Agua (%)
Saturación de Petróleo (%)
Permeabilidad (mD)
MFB-617 3,40 29,91 13,43 86,57 6958
MFB-637 3,70 31,88 11,12 88,88 8975
MFB634 2,75 29,94 15,65 84,35 6652
MFB-641 2,41 29,63 10,41 89,59 7318
MFB-642 3,92 32,35 19,89 80,11 8098
Average. 3,24 30,74 14,10 85,90 7600
77
- Curvas de permeabilidad relativa.
Al no contarse con curvas de permeabilidad relativa obtenidas a través muestras de
núcleos, se decidió estimar dichas curvas utilizando las correlaciones de COREY Y
COLS para Arenas no consolidadas. Según la dirección de Estudios Integrados de la
Unidad de Explotación de Yacimientos Extrapesado la saturación connata de agua en la
arena TL es igual a 9%.
Figura 27. Curvas de permeabilidad relativa proyecto SW-SAGD
- Datos PVT (validación del Pozo MFB- 617).
La información correspondiente a las propiedades de los fluidos fue seleccionada de un
análisis PVT realizado en estudio de los fluidos provenientes del Pozo MFB 617, Arena
TL, yacimiento MFB 15, campo Bare. De acuerdo a los resultados experimentales se
tiene un crudo Extrapesado de 9.0 API, con una relación gas- petróleo en solución de
96 PCN/BN, presión original de 1120 lpc con una presión de burbujeo igual a 1045 lpc.
Para comprobar su consistencia se emplearon 3 métodos, el primero de ellos buscando
la linealidad de la Función “Y”, del cual a continuación se anexa el grafico resultante:
78
Figura 28. Consistencia del análisis PVT Función “Y”.
En el grafico anterior se observa el ploteo de los puntos de función Y, adicional se
plasma el modelo de regresión Tipo Lineal, donde se evidencia cuantitativamente la
linealidad, dado a que el coeficiente de determinación (R2) es 0.9932 (cercano a 1), lo
que representa que el modelo matemático generado infiere un 99,32 % del
comportamiento de los datos representados en dicha correlación. Adicional, se evaluó
la prueba de desigualdad de la cual a continuación se anexan los resultados:
Tabla Nº 2: Prueba de desigualdad PVT MFB-617.
Presión P
Bod
P
RsdBg
*
P
RsdBg
P
Bod*
1045
1000 1,111E-05 1,933E-04 -1,822E-04
800 3,700E-05 2,920E-04 -2,550E-04
600 4,750E-05 4,392E-04 -3,917E-04
400 3,900E-05 5,896E-04 -5,506E-04
200 2,450E-05 1,110E-03 -1,086E-03
15 5,838E-05 3,271E-02 -3,265E-02
79
En la tabla anterior se presenta que la magnitud en la desigualdad es negativa, por lo
que este procedimiento confirma la validación del análisis PVT utilizado para
desarrollar el estudio. Además, la validación fue realizada con balances materiales; del
cual se presentan los resultados:
Tabla Nº 3: Balance de Materiales PVT MFB-617
Presión Rs PVT (PCN/BN)
Rs (Calc.) (PCN/BN)
% Error
15 0,0 0 0
200 30,0 31,84 6,12%
400 45,0 47,72 6,05%
600 61,0 63,51 4,12%
800 79,0 80,81 2,29%
1000 95,0 97,49 2,62%
1045 98,0
Promedio 3,5%
En los cálculos balance de materiales, se tiene que el error promedio en la prueba de
liberación diferencial es de 3,5% con respecto a la relación gas petróleo en solución
calculada, lo cual es un indicativo de la consistencia del análisis PVT. Luego de obtener
y analizar los datos anteriores se procede a realizar la simulación. Para el mismo fue
necesario construir un mallado tipo cartesiano, el cual contó con 51 celdas en el eje "I",
45 celdas en el eje " J", además de 10 celdas en dirección al eje "Z". Las dimensiones
del mallado se muestran a continuación:
Tabla Nº 4: Detalle de celdas del modelo de simulación.
I J K
51 45 10
Nro. Tamaño Nro. Tamaño # Tamaño
1 205’ 1 285’ 10 3’
1 145’ 2 142’
17 140’ 39 126’
3 46’ 2 142’
7 20’ 1 285’
14 10’
9 4’
80
A continuación se presenta el modelo construido con 22950 celdas totales (51x45x10):
Figura 29: Mallado de simulación tipo cartesiano.
- Cotejo histórico.
Esta Fase del estudio consistió en validar y ajustar el modelo de simulación, de tal
forma que los datos de producción de los diferentes fluidos reportados en el campo
estuvieran en concordancia con los valores arrojados por el simulador. Para simular la
tasa de petróleo y su acumulado de producción del pozo MFB-617 y sus vecinos, a
través del simulador se realizaron ajustes en las transmisibilidades del sistema en
estudio y en las compresibilidades efectivas del sistema. Anexo el grafico de cotejo de
Petróleo, agua y gas en el caso del pozo MFB-617:
81
Petróleo Agua
Gas
Figura 30. Grafico resultante del cotejo histórico pozo MFB-617 (SW-SAGD)
- Calculo de la longitud de calentamiento a través de la Simulación.
Una vez definido el modelo simulación, se realizaron varias corridas en la aplicación
STARS (es un simulador de procesos avanzados y aplicaciones térmicas), con la
finalidad de generar, revisar y validar la longitud de la zona de alta temperatura y su
afectación en la zona cercana al pozo MFB-617 bajo la modalidad SW-SAGD. A
continuación se anexo algunas imágenes ilustrativas, donde se puede observar el
avance de la zona de alta temperatura en la sección horizontal del pozo:
82
Figura 31: Comportamiento de la zona de alta temperatura en el proyecto SW-SAGD (Junio 2007 y Diciembre 2008).
Luego de visualizar el comportamiento de las graficas anteriores, se obtuvo la longitud
de afectación calorífica de la zona de alta temperatura, de lo cual se tienen los
siguientes resultados:
Figura 32. Longitud de afectación de la zona de Alta temperatura (Simulación).
Crecimiento de la zona de Alta Temperatura (Simulación)
SW-SAGD
0
200
400
600
800
0 200 400 600 800 1000
Tiempo (días)
Lo
ng
. Z
on
a d
e a
lta
te
mp
era
tura
(pie
s)
A
B
C
C
83
Luego de graficar el comportamiento de la zona de alta temperatura (Longitud de
afectación por simulación), se dividió la curva en secciones o zonas para realizar el
análisis de la misma. La primera de ella “A”, con cero (0) pies de crecimiento, hasta ese
momento la saturación de vapor era baja, lo cual no era posible la formación de zonas
con alta temperatura. La sección “B”, refleja el inicio de la formación de la zona de alta
temperatura (200 días de inyección), con un aumento brusco en la longitud de
afectación, y por último la sección “C”, representa la estabilización de la zona de alta
temperatura (400 días de inyección), lo cual se evidencia debido a que la pendiente en
su perfil de crecimiento disminuye con respecto a la sección “B”.
En la siguiente figura se muestra la curva de longitud de afectación de la zona de alta
temperatura detallando la linealidad de las diferentes secciones A, B y C y efectuando
regresión lineal para cada sección, logrando de esta manera determinar el gradiente de
la longitud en función del tiempo de las secciones B y C observando la variación notable
de las pendientes entre ellas.
Comportamiento de la Zona de Alta TemperaturaProyecto SW-SAGD
y = 0
y = 2,636x - 618,805
y = 0,177x + 380,651
0
250
500
750
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
Tiempo (Días)
Lo
ng
itu
d d
e la
Ca
ma
ra (
pie
s)
Figura 33. Longitud de afectación de la zona de Alta temperatura (Regresión lineal de las secciones).
84
Anexo tabla resumen de los datos considerados y los resultados obtenidos de la curva
de comportamiento de la zona de alta temperatura
Tabla Nº 5: Datos obtenidos de la curva de la zona de Alta temperatura
SecciónLongitud Acum.
(Pies)
Tiempo Inic.
(Dias)Pendiente
A 0 0 0
B 459 220 2,636
C -- 400 0,177
4.1.4. Comparación entre las longitudes de calentamiento (Fibra óptica y simulación)
Una vez calculada la longitud de calentamiento por las dos formas (fibra óptica y el
modelo de simulación térmica), para analizar sus diferencias, se realizo un grafico de
ambos comportamientos, el cual se presenta a continuación:
Figura 34. Comparación entre las longitudes de calentamiento calculadas.
Comportamiento de la Camara de VaporProyecto SW-SAGD
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Tiempo (Días)
Lo
ng
itu
d d
e la
Ca
ma
ra (
pie
s)
Simulación
Fibra Optica
85
Del grafico anterior se puede observar una marcada diferencia entre la longitud
calculada por fibra óptica (amarilla) versus la longitud calculada por simulación (verde),
esto se da debido a que ambas magnitudes representan principios físicos distintos. La
longitud por fibra óptica representa el calentamiento directo por presencia de vapor
dentro del liner ranurado, en caso contrario la longitud por simulación refleja el
calentamiento y movimiento de vapor dentro del yacimiento. Las dos longitudes deben
ser estudiadas, tomando en cuenta sus basamentos físicos, ya que para el éxito del
proyecto ambas deben ser conocidas.
Ya definidas las características del área en estudio y realizados los diferentes cálculos y
simulaciones necesarias. Se procederá a realizar las predicciones, y alternativas, que
incluye un análisis de la situación actual, revisión de expectativas y análisis de los
principales condicionantes con los que se enfrenta la tecnología SW-SAGD.
4.1.5. Predicciones / Escenarios.
Una vez el modelo desarrollado y cotejado, se inició la etapa de predicciones
para visualizar posibles comportamientos en diferentes situaciones; a continuación se
presentan los 4 casos analizados:
Caso base (SW-SAGD): Se simulo el proyecto SW-SAGD en el pozo MFB-617, dejando
todas las condiciones actuales de inyección (100 ton/día), para observar como seria el
comportamiento del proyecto.
Caso 1 (cierre de Inyección): Se cerró la inyección de vapor al pozo MFB-617 (SW-
SAGD), quedando activo solo como productor, de esta manera comprobar cuál es el
efecto en los acumulados de hidrocarburo.
Caso 2 (IAV 10.000Ton 1C): Se diseño para inyectar 10.000 toneladas acumuladas
adicionales y posteriormente cerrar la misma, y activar a producción.
86
Caso 3 (IPV 100 x 180): la idea es de inyectar 100 ton/día en un periodo de 180 días,
luego poner a producción el pozo en un periodo de 1 año, y seguidamente iniciar un
nuevo ciclo.
Con respecto a cada caso a continuación se presenta la corrida arrojadas por el
simulador, comparando la variable “petróleo acumulado”, base fundamental para
desarrollar las evaluaciones económicas y seleccionar el mejor escenario:
Figura 35. Grafico de Volumen acumulado de petróleo por cada escenario.
(4 casos)
4.1.6. Evaluación de Riesgos de los escenarios (diagrama araña).
Con respecto a los 4 escenarios, se realizo para cada uno la evaluación económica,
generada en el programa corporativo SEE- PDVSA (Sistema de evaluaciones
económicas). A continuación se presentan los gráficos de araña para cada caso:
87
Figura 36. Evaluación de Riesgo de los 4 escenarios de explotación
En todos los casos se analizaron las principales variables de riesgo como lo son
Inversión, Producción, Precios y Gastos. Todas fueron corridas con un intervalo del -
40% hasta el +80%.
4.1.7. Selección del mejor escenario (indicadores económicos VPN).
Anexo se presenta una tabla resumen donde se detalla cada escenario; con el resultado
del modelo dinámico y la evaluación económica:
88
Tabla Nº 6: Volumen de petróleo acumulado y valor presente neto por cada escenario de explotación.
Escenarios Petróleo Acumulado (MBN)
Valor Presente Neto (M$)
Caso base (SW-SAGD): 305,1 1677,9
Caso 1 (cierre de Inyección): 244,8 1621,0
Caso 2 (IAV 10.000 T 1C): 251,9 1622,7
Caso 3 (IPV 100 x 180): 299,9 1959,4
De acuerdo a los indicadores analizados y su impacto en el proyecto, se puede definir
que el caso 3 es el que representaría mayor beneficio para la corporación. Su
diferencia en cuanto al VPN con respecto al Caso base se debe principalmente en que
los gastos asociados al caso 3 son hasta un 40% menos por el tiempo que se planifica
sin inyección.
4.1.8. Análisis de la Completación
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos
perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y
desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el
yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los
parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del
pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones
mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia. La elección de la
completación debe ajustarse al tipo y a la mecánica del flujo, del yacimiento al pozo y
del fondo del pozo a la superficie, como también al tipo de crudo.
En pozos con producción en frió en el campo Bare (Faja Petrolífera del Orinoco) se
emplean sistemas de levantamiento debido a las bajas presiones / temperaturas y a las
altas viscosidades del crudo, fundamentalmente una bomba de subsuelo, cuyo
suministro de energía dependerá del tipo de método. También se utilizan tuberías
89
ranuradas (filtros) esto debido a que son formaciones no consolidadas o con problemas
de producción de finos.
En el diseño de completación del SW-SAGD, se consideraron 2 herramientas no
comunes, la primera de ella una tubería pre-aislada cuyo objetivo es reducir las
pérdidas de calor, y la otra un separador de zona, para evitar recirculación de vapor a
superficie.
La tubería pre-aislada tiene como utilidad inyectar vapor al yacimiento reduciendo las
pérdidas de calor en todo su recorrido. Este tubular de doble pared y alto rendimiento
brinda aislamiento de temperatura en respuesta a varios desafíos de producción. En el
caso del SW-SAGD ofrece vapor de excelente calidad en el fondo del pozo y juega un
papel primordial en el proyecto en estudio.
Características y beneficios de la tubería pre- aislada
- Reduce al mínimo la perdida de calor.
- Maximiza la tasa de producción.
- Alta integridad estructural.
- Aislamiento de durabilidad prolongada.
- Acople aislado.
Las pérdidas de calor en toda la estructura del pozo son proporcionales a las
diferencias de temperatura entre el fluido caliente y el gradiente térmico original, el
diámetro, longitud de las líneas de tuberías, el tipo y el espesor del aislante que rodea
las líneas y el tamaño de la tubería que va a ser utilizado en una determinada
operación. Es importante destacar que el tamaño de tubería que va a ser utilizado en la
90
inyección de vapor, viene definido en la mayoría de los casos por la tasa de vapor
transportada.
A continuación se muestra un análisis de la propagación del vapor o perdidas de calor
detrás de la tubería de inyección, medidas por la fibra óptica en el pozo MFB-617,
donde se aplico la tecnología SW-SAGD.
Figura 37. Análisis Tubería Pre-aislada Pozo MFB-617.
El grafico anterior, se muestra el comportamiento de la propagación del calor por fuera
de la tubería pres-aislada en función del tiempo de inyección. A su vez se logro estimar
por transferencia de calor; como es el avance del vapor dentro de la tubería,
representando cada color un volumen ocupado. Con la data tomada de la grafica
anterior se logro medir el volumen ocupado por el vapor dentro la tubería en la toda la
geometría del pozo (ver tabla anexa).
PERFIL DE TEMPERATURA
TUBERIA PRE-AISLADA
0
40
80
120
160
200
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
Profundidad (pies)
Te
mp
era
tura
(F
°)
25 min
20 min
15 min
10 min
5 min
0 min
CabezalInicio
Secc. HztalFin
del Pozo
91
Tabla Nº 7: Data sobre Volumen vapor ocupado dentro de la tubería pre-aislada
Color Tiempo RealProfundidad
(Pie)
Prof. Cabezal
(Pie)
Longitud por
color.
(Pie)
Area de la Tub.
(Pie2)
Vol. ocupado
en la Tub.
(Pie3)
Rojo 5 2375 522 1853 0,020 36,5
Morado 10 2907 522 2385 0,020 47,0
Azul 15 3645 522 3123 0,020 61,5
Amarillo 20 4334 522 3812 0,020 75,0
Rosado 25 5371 522 4849 0,020 95,5
6038 522 5516 0,020 108,6Vol. Total de la Tub.
v
v
Con los volúmenes calculados anteriormente por cada intervalo (color), se construyo un
grafico partiendo del flujo de vapor dentro de la tubería; ajustándose esta a una
regresión lineal:
Figura 38. Volumen de vapor ocupado dentro de la tubería pre-aislada.
El grafico anterior plasma la función de Volumen ocupado de vapor por intervalo de
tiempo, mostrando la ecuación de primer grado, como regresión ajustada, quedando la
correlación de la siguiente manera:
VOLUMEN OCUPADO POR EL VAPOR EN LA TUBERIA PRE-AISLADA
y = 0,3378x - 6,3092
R2 = 0,9867
0
5
10
15
20
25
30
20 30 40 50 60 70 80 90 100
Volumen (Pies3)
Tie
mp
o (
Min
)
92
Tiempo de flujo de vapor = 0,3378*(Volumen Total ocupado). – 6,3092 (Ec. 28)
Considerando el volumen total de la tubería pre-aislada (108,6 Pie3) y a través de la
regresión lineal ajustada, se logro establecer el tiempo en que sale el primer volumen
de vapor fuera de la tubería pre-aislada. Esto con la finalidad de utilizar los perfiles
acordes en el análisis:
Tabla Nº 8: Calculo del tiempo de regresión según los volúmenes ocupado dentro de la tubería pre-aislada.
Color Tiempo Real
Vol. ocupado
en la Tub.
(Pie3)
Tiempo por
Regresión
Rojo 5 36,5 6,01
Morado 10 47,0 9,55
Azul 15 61,5 14,46
Amarillo 20 75,0 19,04
Rosado 25 95,5 25,94
108,6 30,37Vol. Total de la Tub.
v
v
Se puede decir que el tiempo límite aproximado donde el vapor ocupa el total de la
tubería pre-aislada dentro de la sección horizontal es de 30,4 minutos, es decir, luego
de transcurrido este tiempo, sale el primer volumen de vapor fuera de la tubería. Este
valor muestra cuales son los perfiles a analizar antes de la irrupción del vapor, debido a
que la fibra óptica se vería afectada en su lectura por su presencia.
Se calcularon los deltas de temperatura, tomando el perfil original en frió constante y
restando los siguientes perfiles hasta 25 minutos de iniciada la inyección. Anexo los
datos finales de los deltas de temperatura:
93
Figura 39. Variación de temperatura (Delta)
En este caso, el delta de temperatura describe la pérdida de energía a través de la
tubería pre-aislada, y solo se ubico en puntos máximos cerca de 35°F, si se inyecta un
vapor con 540°F en superficie, se podría tener al final temperaturas máximas de 515°F,
lo que significa que la razón de pérdidas de calor, tomando en cuenta las dimensiones
del pozo serian de 0.006°F/Pie. Este número muestra la alta eficiencia con que estuvo
trabajando la tubería pre-aislada, siendo un factor favorable en el proyecto SW-SAGD.
En cuanto al separador de zona, esta es una herramienta no convencional de fondo que
se utilizo para proporcionar un sello entre la tubería de inyección de vapor y la tubería
ranurada, a fin de evitar la recirculación del vapor a superficie. Su componente básico
son elementos sellantes que normalmente son construidos de un producto de goma de
nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y
pozos productores de gas seco.
94
Figura 40: Esquema de ubicación del Separador de Zona.
En el pozo MFB-617 (tecnología SW-SAGD), le fue colocado un separador de zona en
la sección horizontal, como parte de completación. Este fue evaluado realizando
lecturas de temperaturas máximas y mínimas en la zona de alta temperatura en función
del tiempo y profundidad, con el fin de observar el comportamiento de la temperatura
dentro del Liner.
Figura 41. Comportamiento Térmico zona de alta temperatura
Comportamiento Termico Zona de Alta Temperatura
SW-SAGD
0
100
200
300
400
500
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Tiempo de inyección (Horas)
Tem
pera
tura
(°F
)
Temp. Maxima
Temp. Minima
Separador de Zona
95
Haciendo un análisis de la Figura 41, se puede visualizar que las temperaturas
(máximas y mínimas) solo son diferentes hasta un tiempo pasadas las 8 horas de
inyección, después de allí solo existe un patrón de temperatura saturando con vapor
toda esta sección. Por esta razón se quiso analizar cuál fue el comportamiento del
vapor, y poder identificar si el separador de zona pudo evitar el reflujo de vapor al pozo.
Anexo comportamiento de la zona de alta temperaturas, plasmando el tiempo de
inyección en Horas (mayor detalle):
Figura 42 Desplazamiento (hrs) térmico zona de alta temperatura
La grafica muestra, el crecimiento de la zona de vapor. La primera hora y media (1 ½
hrs.) marca una tendencia diferente sobre el tiempo posterior; lo que se puede inferir
que el separador de zona dejo filtrar altos volúmenes de vapor, los cuales fueron
reflejados en distancia calentada. Si se toma la distancia cero como el punto de
ubicación del separador de zona, luego de 17 horas de inyección, el volumen de vapor
ya ocupaba dentro del pozo es más de 800 pies de longitud de la sección horizontal,
sobrepasando en gran medida a la distancia del separador de zona. Debido a este
comportamiento no se recomienda el uso de esta herramienta en futuros proyectos.
Crecimiento de la Zona de Alta Temperatura
SW-SAGD
0
200
400
600
800
1000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Tiempo de inyección (Horas)
Dis
tan
cia
(P
ies)
96
Herramientas utilizadas
Oil Field Manager (OFM):
Es una aplicación que desarrolla un eficiente método para visualizar, relacionar, y
analizar datos de producción y yacimientos. Como un sistema integrado, esta aplicación
provee un poderoso conjunto de herramientas para automatizar tareas, compartir datos
y relacionar la información necesaria.
OFM permite trabajar con una amplia variedad de tipos de datos para identificar
tendencias, anomalías y pronosticar producción. Estos tipos de datos son los
siguientes:
Datos dependientes del tiempo (mensual, diario y esporádico).
Datos que dependen de la profundidad (registros de pozos y diagramas de
completación).
Datos estáticos (coordenadas, datos únicos para los pozos y propiedades
geológicas).
Datos financieros (incluyendo ganancias y costos de operaciones).
Para la utilización de esta información OFM trabaja con un grupo de tablas que
contienen los datos correspondientes. Cada tabla es identificada por un nombre y
cada elemento de la tabla para ser accesado por OFM es identificado de la siguiente
forma: TABLA.CAMPO. Dentro de las tablas más importantes se encuentran:
Tabla maestra de tipo estático y que contiene toda la información básica de los
pozos incluyendo sus coordenadas.
Tabla de sort de tipo estático que contiene la información que permitirá
seleccionar y agrupar información por diferentes categorías.
Tabla de producción de tipo mensual y con la información de producción mensual
de los pozos.
97
Tabla de pruebas y muestras de tipo esporádico con información de los
resultados de las pruebas y muestras realizadas a cada pozo.
Para utilizar Oil Field Manager (OFM) se debe seleccionar el proyecto con el cual se
quiere trabajar. Una vez seleccionado el proyecto aparecerá un mapa base desde el
cual se puede accesar a las principales funciones de OFM. En este caso el proyecto
Extrapesado fue seleccionado. (Ver Figura 43)
Figura 43. Proyecto U.E.Y Extrapesado
Se realizo un filtro por yacimiento a través de la ventana Filter/Filterby/category del
menú principal reflejándose en el mapa base solo los pozos completados en la Arena
TL, Yacimiento MFB 15.
Figura 44. Opción Filter del menú principal
98
Figura 45. Pozos Completados en la Arena TL Yacimiento MFB15
OFM provee la opción de representar en gráficos XY de producción de fluidos de cada
pozo o yacimiento permitiendo analizar el comportamiento de producción de cualquier
yacimiento. Para obtener una representación gráfica de producción se debe activar la
opción Analysis Plot o el icono señalado en la figura.
Figura 46. Icono Analysis Plot
Uno de los módulos de mayor utilidad en OFM es el modulo de reporte, a través de este
se pueden crear reportes de producción de petróleo, gas y agua mensual y acumulada,
tasa de inyección acumulada, inyección mensual, propiedades petrofísicas, corte de
agua, relación de líquido, pruebas y un total de 450 variables más. Esta función puede
ser activada utilizando la opción Analisis Report o el icono señalado en la figura.
99
Figura 47. Icono Analysis Report
A través de OFM se pueden realizar a nivel de yacimiento mapas de isopropiedades,
mapas de reservas, mapas de producción acumulada mediante la opción Analysis Grip
Map o utilizando el señalado en la figura.
Figura 48. Icono Analysis Grip Map
Centro de Información del Negocio Petrolero (centinela).
Permite el control de las operaciones mediante el almacenamiento y uso de los
parámetros referentes al comportamiento de los pozos, procesamiento y utilización del
gas, contabilización de crudos y productos; además de mantener información
actualizada de las instalaciones y equipos de las Divisiones de Oriente y Occidente.
Entre los beneficios que ofrece el Centinela 2000 se tienen los siguientes:
Garantiza la calidad del dato, mediante el uso de modelos matemáticos de
validación.
Permite el seguimiento continuo a los parámetros operacionales de las
instalaciones, y al comportamiento de producción de cada pozo y de los
100
proyectos de recuperación secundaria.
Dispone de mecanismos de seguridad para su acceso, de una forma integrada a
nivel de cada componente del producto.
Permite la incorporación de nuevas aplicaciones y se integra fácilmente con otros
programas.
Está conformado por 11 (once) aplicaciones las cuales son: Pozo, Agua, Gas, Vapor,
Oleo, Seila, Tabla, Seguridad, Estadística, Tutorial, Guía.
La aplicación que más se utiliza en la Ingeniería de Yacimientos es la de Pozo, que es
una herramienta automatizada que sirve de apoyo para facilitar información contable,
operacional y de las instalaciones, de manera oportuna y en línea, asegurando
flexibilidad de respuesta a los objetivos de producción e inyección; control, seguimiento
y análisis de las operaciones de producción actuales y futuras; utilizando para ello
tecnología de avanzada en el área de informática.
Su objetivo principal es asistir al personal de las Unidades de Explotación de los Grupos
de Yacimientos y Producción, en el control de la producción de pozos, facilitando la
toma de decisiones necesarias para cumplir con los objetivos de producción.
Apoya el control y seguimiento diario de los parámetros de producción de los pozos,
además de mantener actualizados los datos históricos de pruebas y muestras.
Consolida los resultados contables del resto de las aplicaciones para realizar los
balances oficiales de crudo y gas.
101
Figura 49. Aplicaciones de CENTINELA
Opciones de la Aplicación Pozo
Yacimientos: Mantiene el control de la información relacionada con los límites de
producción permitidos por el M.E.M en los yacimientos, proyectos y pozos.
Pozos: Permite el control los datos básicos y completación de los pozos, así como, las
asociaciones existentes entre éstos y las instalaciones de superficie.
Análisis: Permite el control de la información que sirve para evaluar las condiciones de
operación de los equipos de subsuelo.
Eventos: Facilita el control de los parámetros y condiciones de los pozos.
Medidas: Permite el control de las medidas operacionales de superficie y medidas de
inyección de volúmenes de gas o caudal en una instalación; así como, de los equipos
asociados a las instalaciones de producción y las medidas de inyección de LAG y
diluente efectuados a los pozos.
102
Muestras: Procesa los datos referentes a las muestras de producción y de inyección de
diluente; así como, el resultado obtenido del análisis efectuado en los laboratorios.
Pruebas: Permite el control de las pruebas de producción realizadas a los pozos
productores.
Cierres: Facilita la ejecución de los procesos automáticos para el cálculo de la historia
de producción e inyección del pozo estimada, extraída y fiscalizada. Además permite
determinar los factores del campo de petróleo y de gas vs. La producción estimada del
pozo.
Informes: Facilita la actualización y consulta de los informes oficiales y operacionales de
producción.
Steam Thermical Aditivis Reservoir Simulation (STARS).
STARS es un simulador de procesos avanzados y aplicaciones térmicas para
yacimientos de la CMG (Computer Modelling Group), el cual fue desarrollado con el fin
de simular la inyección de vapor, la reinyección de vapor, vapor con aditivos, la
combustión en seco y en húmedo, además de numerosos tipos de procesos con
aditivos químicos, empleando una gama amplia de modelos de enmallado y porosidad
tanto a escala de campo como de laboratorio.
Como toda herramienta de procesamiento de datos, STARS requiere una información
de entrada y proporciona un lote de datos de salida. STARS utiliza el conjunto de datos
que el usuario crea inicialmente y de ahí crea otros tres o cuatro archivos. Cada
ejecución de STARS crea un text output file (archivo de texto de salida), un SR2 index
file (archivo índice SR2) (IRF) y un SR2 main file (archivo principal SR2) (MRF).
DATE SET
STARS
OUTPUT FILE
INDEX-OUT
MAIN-RESULTS-OUT
103
La definición de un modelo de simulación involucra diferentes aspectos, como la
geometría del yacimiento, las características del modelo geológico, las propiedades de
la roca, las propiedades de los fluidos y su distribución en el yacimiento, datos de los
pozos y datos recurrentes entre otras características. Para la introducción de toda esta
información es necesario el uso de un código de palabras claves o keywords que son
interpretadas por el simulador como comandos o instrucciones. En el sistema de
entrada de datos STARS contiene nueves secciones independientes y cada una tiene
un conjunto de comandos específicos. Estas secciones que conforman el archivo de
entrada son: Control de E/S, Descripción del yacimiento, Propiedades de los
componentes, Datos de roca-fluidos, Condiciones iníciales, Control por métodos
numéricos, Modelo geomecánico y Datos de pozos recurrentes.
Control de Entrada/Salida: En esta sección se definen los parámetros que controlan
las actividades de entrada y salida del simulador, tales como nombres de archivos,
unidades, títulos, selecciones y frecuencia con la que estas se escriben tanto al
archivo de salida como al archivo de simulación.
Descripción del yacimiento: En esta sección se describen los datos de la roca
productiva y el enmallado de simulación que se utiliza para representarla.
Propiedades de componentes: En esta sección se especifican los tipos y nombres
de los componentes presentes en la simulación numérica, es decir, componentes en
la fase petróleo, gas y agua. Se indican los pesos moleculares de los componentes
que conforman el yacimiento, las condiciones de referencia para las propiedades de
los fluidos y las condiciones en la superficie, además se especifican las propiedades
térmicas de los fluidos.
Datos de roca-fluidos: En esta sección se definen las propiedades de los fluidos
tales como permeabilidades relativas, presiones capilares, adsorción y dispersión de
los componentes; además las propiedades de las rocas como la humectabilidad,
compresibilidad de la roca.
104
Condiciones iniciales: En esta sección se especifican las condiciones iníciales del
yacimiento, es decir, presión inicial del yacimiento, temperatura inicial del
yacimiento, saturaciones iniciales de los fluidos presentes en el yacimiento.
Control por métodos numéricos: En esta sección se definen los parámetros que
controlan las actividades numéricas del simulador, tales como los intervalos de
tiempo, la solución iterativa de ecuaciones de flujo no lineales y la solución del
sistema de ecuaciones lineales que se produce.
Modelo Geomecánico: Esta sección entera es opcional y cuenta con tres diferentes
opciones de modelo: Modelo de deformación plástica, Modelo de fractura dinámica o
de separación y Modelo de descarga en el límite de un solo pozo.
Modelo de deformación plástica: El modelo de deformación plástica realiza un
análisis del esfuerzo alastoplástico de los elementos finitos de la formación del
yacimiento utilizando un conjunto determinado de condiciones de desplazamiento y
tracción de límites.
Modelo de fractura dinámica o separación: El modelo de fractura dinámica ofrece
una manera simple y efectiva de modelar la fractura inducida mediante inyección en
función de la presión de fractura a lo largo del plano de separación.
Modelo de descarga en el límite de un solo pozo: El modelo de descarga en el límite
está limitado al análisis de enmallado radial eje simétrico donde el agujero está
ubicado en el eje. El modelo realiza un análisis de elastoplasticidad según el modelo
de deformación plástica.
Datos de pozos y datos recurrentes: En esta sección se definen los datos y
especificaciones que pueden cambiar con el tiempo. La mayor parte corresponde a
datos de pozo y datos afines.
105
Una vez concluida la carga de datos en las diferentes secciones se obtiene un archivo
de texto de extensión “.dat”, el cual representará el archivo de entrada al simulador.
Para realizar la ejecución de la simulación se carga a STARS el archivo de entrada, y
este genera los archivos donde se reportan los resultados de la corrida.
Figura 50. Ventana de entrada de datos al simulador.
CONCLUSIONES
- La arena TL Yacimiento MFB-15 presenta continuidad lateral en la zona de
afectación del SW-SAGD y no existe evidencia de un sistema de falla.
- En promedio los parámetros petrofísicos de la zona en estudio esta por el orden
de 30,7 % de porosidad, Saturación de agua en 14,1%, volumen de arcilla en
3,23 % y 7,6 Darcy de permeabilidad; representando estas buenas propiedades
de roca.
- El análisis PVT (Serial INT-10116) realizado a muestra de fluido tomada del pozo
MFB-617 (TL/ MFB-15), es consistente de acuerdo a las validaciones realizadas.
- Se evidencia por simulación numérica que la cámara de vapor no es formada de
manera inmediata, debe transcurrir al menos 200 días de inyección.
- Se denotaron por simulación numérica dos perfiles de crecimiento en longitud de
la cámara de vapor, el primero donde se inicia la formación (200 días) y el
segundo ya la estabilización (400 días).
- La fibra óptica reporta un crecimiento inmediato de la cámara, concluyendo que
es solo reflujo del vapor dentro de la tubería de producción.
- El separador de zona empleado para evitar el reflujo de vapor no fue efectivo, ya
que se evidencio rápidamente alta temperatura dentro de la tubería de
producción.
- La utilización de la fibra óptica es de gran ayuda, ya que define las magnitudes
de temperatura que estará presente en todo el sistema.
- El modelo económico más rentable para explotar el pozo MFB-617 es la
inyección periódica.
- La inyección periódica disminuye hasta un 40% los gastos por inyección de
vapor, en comparación a la continua.
RECOMENDACIONES
- Analizar en el sistema de completación el separador de zona de la sección
horizontal en futuras aplicaciones SW-SAGD, debido a que no fue efectiva su
función.
- Implementar el uso de fibra óptica para el monitoreo de temperatura a todos los
proyectos de recuperación térmica.
- Diseñar mecánicamente los equipos de completación de los SW-SAGD
planificados en función de las magnitudes de temperatura observadas.
- Aplicar la inyección periódica de vapor en el pozo MFB-617 y así comprobar su
funcionamiento en condiciones reales.
- Seguir con pruebas pilotos de recuperación térmica en la Faja Petrolífera del
Orinoco
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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- Balestrini, M (2006). Como se elabora un Proyecto de Investigación (6ª ed.). Caracas, Venezuela.
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- Elliot K.T y Kovscek A.R (2001). A numerical analysis of the single-well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD) process.
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- Valbuena, E (2008). Determinación de la Eficiencia Energética de un proceso de drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) en la Faja del Orinoco. Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia.
