Oilfield Review

Preparándose para las áreas de petróleo pesado En los últimos años, gracias a las innovaciones dirigidas a explotar los recursos no convencionales, los economistas de la industria del petróleo y el gas han incrementado sustancialmente las estimaciones de las reservas recuperables remanentes mundiales. Ahora, los operadores están utilizando esas nuevas tecnologías y otras ya existentes para explotar las arenas petrolíferas que alojan petróleo pesado y aumentar la producción futura de petróleo.

Farrukh Akram Terry Stone Abingdon, Inglaterra William J. Bailey Cambridge, Massachusetts, EUA Euan Forbes Calgary, Alberta, Canadá

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

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

Michael A. Freeman Houston, Texas, EUA Lutita

Glenn Woiceshyn Absolute Completion Technologies Calgary, Alberta K.C. Yeung Brion Energy Calgary, Alberta Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2014: 26, no. 2. Copyright © 2014 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Marty Chisholm, Calgary; Adrian Francis y Basim Abd Hameed Moustafa, Houston; Joseph Hayes, Rosharon, Texas, EUA; y Herb Illfelder, Katy, Texas. ECLIPSE, HotlineSA3, Merak, Petrel, RADAR, ThermaSTONE, VISAGE y Vx son marcas de Schlumberger. FluxRite, MeshFlux y MeshRite son marcas de Absolute Completion Technologies. SAGDRIL es una marca de M-I, L.L.C.

4

Zona de flujo del condensado de vapor y bitumen

Cámara de vapor Yacimiento

David H.-S. Law Edmonton, Alberta

Vapor

Punta del pozo de inyección

Bitumen nativo

Punta del pozo de producción Lutita

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

Oilfield Review

1. El petróleo pesado se define como petróleo cuya densidad es de 22,3º API o menor. Los petróleos más densos que el agua —cuya densidad es de 10º API o menor— se denominan “extra pesados” cuando la viscosidad es inferior a 10 000 cP [10 000 mPa.s] en condiciones de yacimiento y “bitumen” cuando la viscosidad es superior a 10 000 cP. Para obtener más información sobre el petróleo pesado, consulte: Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–59. La viscosidad es una medida de la resistencia de un fluido al flujo y se define como la relación entre el esfuerzo de corte y la tasa de corte. La densidad se define como la masa por unidad de volumen. Si bien la densidad puede variar levemente con la temperatura, la viscosidad se reduce rápidamente con el incremento de la temperatura.

Volumen 26, no.2

que se consume en producir un barril de petróleo puede representar hasta un 40% de la energía total disponible en los recursos de petróleo pesado.1 Para superar estos desafíos, los ingenieros han desarrollado diversas tecnologías y métodos de recuperación, incluidas combinaciones de perforación de pozos horizontales, inyección de químicos y agua, levantamiento artificial y aplicación de calor en sitio. Los operadores de las arenas petrolíferas del oeste de Canadá están logrando éxito comercial en la producción de petróleo extra pesado y bitumen mediante el proceso de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). El método SAGD emplea pares de pozos horizontales paralelos, perforados uno por encima del otro en el

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

5

No obstante, en los pozos SAGD, la roca de cubierta se expone a un proceso de inyección continua de vapor que puede disparar procesos térmicos e hidráulicos complejos. Por consiguiente, es de vital importancia que los ingenieros que planifican los pozos SAGD analicen la roca de cubierta

10 000 000 1 000 000

Viscosidad, cP

100 000 10 000 1 000 100

Presencia de lentes de lutita

10

Roca de cubierta

1 0,1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Temperatura, °C

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

El calor reduce la viscosidad del fluido (arriba). miento es inicialmente un petróleo relativamente No obstante, la dispersión uniforme del vapor a tra- inmóvil, lo que ofrece resistencia a la digitación vés de una formación es compleja y esa dispersión vertical del vapor. Los yacimientos favorables para la explotación despareja a menudo produce efectos de digitación viscosa, dado que los petróleos de baja viscosidad con métodos SAGD deben satisfacer ciertos requifluyen en la formación más rápido que los petróleos sitos mínimos (derecha). Idealmente, los yacide viscosidad más alta. Un volumen significativo de mientos candidatos para la aplicación de métodos petróleo puede ser pasado por alto debido al desa- SAGD deben estar libres de barreras de lutita laterrollo poco uniforme de la cámara de vapor a lo ralmente extensas que pueden impedir el crecilargo de un par de pozos SAGD.2 Por consiguiente, miento o la uniformidad de la cámara de vapor. Un los ingenieros de producción deben dirigir el flujo yacimiento SAGD también debe tener un mínimo de fluidos de formación hacia el pozo de produc- de zonas de pérdida de circulación y un espesor ción, principalmente mediante el control de la productivo de más de 15 m [50 pies] para proporinyección de vapor. Para ello, deben conocer la cionar una altura suficiente para el desarrollo de heterogeneidad geológica y la anisotropía de la per- la cámara de vapor. Además, la formación debe estar sellada por una capa superior impermeable o meabilidad de la formación. Este artículo examina algunas de las herra- roca de cubierta. Estos criterios pueden ser estamientas y métodos empleados por los operadores blecidos mediante las herramientas habituales de de proyectos SAGD para optimizar la producción exploración de petróleo y gas, tales como pozos piloto verticales, registros (perfiles), pruebas de de petróleo pesado. La implementaciónOilfield de estas Review SUMMER innovaciones y su impacto en la producción de 14formación, datos sísmicos y núcleos. SAGD Fig. 1A Las zonas de pérdida de circulación, en forma bitumen y petróleo extra pesado se ilustran a traORSUMM 1Aagua por debajo de la zona de petróleo pata de vés de algunos casos de estudio de Canadá, que es 14deSAGD actualmente el único país del mundo con proyec- o como gas por encima de dicha zona, inciden en la efectividad de la cámara de vapor. La eficientos SAGD comercialmente exitosos. cia térmica de la cámara de vapor puede verse comprometida por la zona de pérdida de circulaDónde perforar El éxito económico de la mayoría de los proyectos de ción de gas, y el petróleo móvil calentado puede recuperación mejorada de petróleo (EOR) depende fluir más fácilmente hacia una zona de pérdida del desplazamiento eficiente del petróleo prove- de circulación de agua presente por debajo de la niente de la formación por otro fluido inyectado. formación que hacia el pozo productor. Un elemento indispensable de la mayoría de En el caso de los proyectos SAGD, el desplazamiento se produce en el frente de expansión de la cámara las zonas de gas y petróleo es la presencia de límites de vapor, donde el vapor calienta el bitumen y de superiores impermeables que aíslen los intervalos ese modo incrementa su movilidad. El petróleo hidrocarburíferos de las formaciones adyacentes. móvil y el vapor condensado fluyen hacia el pozo Estas barreras entrampan los hidrocarburos en productor por la acción de la fuerza de gravedad.3 sitio para formar yacimientos. Durante la producSólo es posible mantener una cámara de vapor ción, las barreras aseguran que el petróleo o el gas uniforme cuando el petróleo presente en el yaci- fluya o sea barrido hacia el pozo de producción en vez de migrar hacia las formaciones adyacentes.4

6

Pozo de inyección de vapor

Vapor

Pozo de producción

Presencia de zonas de pérdida de circulación

Zona gasífera

Zona acuífera

Zona productiva de poco espesor

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

Oilfield Review SUMMER 14 SAGD Fig. 2 ORSUMM 14 SAGD 2

Oilfield Review

Cómo perforar Una vez que un operador determina que una formación de arenas petrolíferas es candidata para la explotación mediante métodos SAGD, los ingenieros normalmente perforan numerosos pares de pozos horizontales —un productor y un inyector— desde una sola localización de pozos múltiples. Cada pozo posee una profundidad medida variable entre 1 400 y 1 600 m [4 600 y 5 200 pies] que incluye entre 800 y 1 200 m [2 600 y 3 900 pies] de sección horizontal en la zona productiva. Con sujeción a las especificaciones del operador, los pozos de producción se posicionan por encima y tan cerca de la base de la formación como sea posible, y los pozos de inyección se emplazan en sentido paralelo y a unos 5 a 6 m [16 a 20 pies] por encima de los productores con un desplazamiento de no más de 2 m [6 pies] respecto del plano vertical que contiene el productor. La separación correcta entre las secciones horizontales de los dos pozos es crucial para asegurar una 2. Para obtener más información sobre el fenómeno de digitación viscosa, consulte: Homsy GM: “Viscous Fingering in Porous Media,” Annual Review of Fluid Mechanics 19 (Enero de 1987): 271–311. 3. La movilidad es la relación entre la permeabilidad y la viscosidad dinámica, y es una medida de la facilidad con que se desplaza un fluido a través de la formación. Dado que la movilidad es inversamente proporcional a la viscosidad, mejora cuando la viscosidad se reduce con el incremento de la temperatura. 4. Para obtener más información sobre las fallas y los sellos, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R, Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57. 5. Khan S, Han H, Ansari S y Khosravi N: “Geomechanical Modeling to Assess Caprock Integrity in Oil Sands,” presentado en la Sociedad Canadiense de Geólogos de Petróleo, la Sociedad Canadiense de Geólogos de Exploración y la Convención Anual Conjunta de la Sociedad de Adquisición de Registros de Pozos (Perfilaje) de Canadá, Calgary, 9 al 12 de mayo de 2011. 6. Grills TL: “Magnetic Ranging Technologies for Drilling Steam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique Well Geometries—A Comparison of Technologies,” artículo SPE/Sociedad de Petróleo de CIM/CHOA 79005, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE y la Conferencia Internacional de Tecnología de Pozos Horizontales, Calgary, 4 al 7 de noviembre de 2002. Illfelder H, Forbes E, McElhinney G, Rennie A, Schaepsmeyer H y Krawchuk A: “A Systematic Approach for Wellbore Drilling and Placement of SAGD Well Pairs and Infill Wells,” artículo WHOC 11-503, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, Canadá, 14 al 17 de marzo de 2011.

Volumen 26, no.2

0°

10

Orientación de la herramienta hacia el objetivo 168,85° Distancia 5,11 m

Distancia, m

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

Pozo de producción 0

Lado derecho –0,99 m Lado alto

90° 5,01 m

270°

MD 1 221,22 m TVD 477,04 m Inclinación 90,00° Azimut 211,45°

10

180°

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

máxima recuperación y eficiencia. Si los dos pozos y el pozo inyector se encuentra dentro de los 120 están muy juntos uno con respecto al otro, en la a 150 m [390 a 490 pies] del asentamiento en la mayoría de los casos el vapor sólo alcanzará el zona productiva. Esta proximidad del pozo de talón del pozo productor, lo que se traducirá en inyección con respecto a la tubería de revestiuna recuperación ineficiente, pérdida de produc- miento del pozo de producción produce una ción y una rentabilidad deficiente de los activos. interferencia magnética que vuelve imprecisas a Oilfield Si los pozos se encuentran muy alejados entre Review sí, las herramientas MWD convencionales basadas SUMMER puede suceder que la producción se demore14 en mediciones magnéticas. SAGD Fig. 3 La determinación de la posición de un pozo varios meses, mientras se crea una cámara de ORSUMM 14 SAGD 3 respecto de otro pozo utilizando mediciones magvapor de grandes dimensiones. Primero, se perfora un pozo de producción, néticas se denomina telemetría magnética; este utilizando herramientas MWD y de perforación método se utiliza comúnmente para perforar de direccional convencionales. Luego, se perfora un manera planificada pozos que se intersectan pozo de inyección utilizando herramientas direc- entre sí, tales como las utilizadas para los pozos cionales convencionales hasta que los trayectos de alivio (arriba).6 En el punto de interferencia de ambos pozos comienzan a converger. Esto se magnética, los perforadores pueden recurrir al produce generalmente cuando el pozo inyector y proceso de telemetría activa, en el cual una fuente el pozo productor se encuentran separados por magnética se baja en el pozo productor con tubeuna distancia de aproximadamente 10 m [33 pies] ría flexible o con un tractor operado con cable.

7

Distancia con respecto al pozo

Pozo

Superficie de la tubería de revestimiento

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

Cuando el paquete de sensores de la herramienta serie de aplicaciones de computación que pueMWD se encuentra casi perpendicular a la fuente den ser utilizados para perforar un segundo pozo magnética, esta última se activa y las mediciones a lo largo de una trayectoria paralela y a una disresultantes obtenidas con los sensores MWD per- tancia de 5 a 6 m por encima de un pozo horizontal miten a los técnicos calcular la relación espacial existente con una precisión de aproximadamente existente entre los dos pozos. Una vez determi- 1 m [3 pies] a lo largo de 1 km [0,6 mi]. Entre otras nada la posición del pozo de inyección, la fuente se aplicaciones, el servicio RADAR permite a los baja en el pozo de producción hasta la profundidad perforadores determinar los cambios de azimut predeterminada siguiente, se continúa perforando en regiones desafiantes desde el punto de vista magnético utilizando herramientas MWD graviel pozo de inyección y el escenario se reitera. métricas, que son diseñadas para ser utilizadas Como alternativa con respecto al método de Oilfield Review fuente magnética activa, los ingenieros pueden SUMMER 14cuando la interferencia magnética impide el utilizar una tubería de revestimiento premagneSAGD Fig. 4 empleo de una herramienta MWD convencional. ORSUMM 14 SAGD 4 La naturaleza de las arenas petrolíferas que tizada en el primer pozo, como fuente magnética pasiva (arriba). De ese modo, los perforadores no contienen petróleo pesado genera otros problemas necesitan acceder a ambos pozos simultánea- de perforación. El bitumen y la arena de la formamente y no requieren un tractor o una tubería ción se adhieren al arreglo de fondo de pozo, proflexible para desplazar la fuente. Además, los vocando un incremento del esfuerzo de torsión ingenieros pueden emplear métodos estándar de (torque) de la sarta de perforación. Además, cuando perforación direccional y a la vez obtener un el bitumen llega a la superficie, a menudo tapona levantamiento casi definitivo en tiempo real las zarandas vibratorias (temblorinas) del equipo de tratamiento de lodo, y si la arena se separa del durante la perforación.7 Schlumberger ha desarrollado el servicio de bitumen, puede formar capas que bloqueen el análisis de perforación y telemetría avanzada en flujo en la línea de retorno. El empleo de solventiempo real RADAR para ayudar a los operadores tes en el sistema de lodo permite disolver el bitua determinar con precisión la posición relativa de men, pero también puede producir derrumbes dos pozos. El servicio RADAR comprende una inaceptables en el pozo.8

8

En respuesta a estos problemas, los investigadores de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, desarrollaron el fluido de perforación a base de agua SAGDRIL. Este sistema contiene un mejorador concentrado de la mojabilidad al agua, que minimiza la acumulación de la arena en la barrena y la sarta de herramientas y encapsula los recortes para que puedan ser removidos más fácilmente por las zarandas y el equipo de control de sólidos. Los métodos de recuperación térmica también presentan desafíos para el aislamiento zonal. Durante las operaciones SAGD, las temperaturas de fondo de pozo habitualmente alcanzan 275°C [530°F]. Estas temperaturas elevadas hacen que la tubería de revestimiento del pozo se expanda, lo que impone esfuerzos en el revestimiento de cemento circundante. Para reducir estos esfuerzos y mantener la integridad del pozo, el cemento utilizado para el aislamiento debe poseer un coeficiente de expansión térmica similar al de la tubería de revestimiento. Además, es importante que el cemento no se degrade cuando se expone a estas temperaturas elevadas durante tiempos prolongados.9 El cemento ThermaSTONE, térmicamente sensible, está diseñado específicamente para aplicaciones geotérmicas y aplicaciones relacionadas con el petróleo pesado. Este cemento fragua a bajas temperaturas, tolera altas temperaturas y ofrece una alta flexibilidad y estabilidad térmica, y un alto coeficiente de expansión térmica. El cemento se puede expandir hasta un 2%, posee un módulo de Young bajo en condiciones de vapor y ha sido sometido a pruebas de laboratorio con temperaturas de hasta 344°C [651°F] durante seis meses. La geomecánica y la inyección de vapor Las implicaciones de la inyección de vapor a alta presión en formaciones de arenas petrolíferas trascienden la comprobación de los límites del acero y el cemento, ya que también se ponen a prueba las técnicas de modelado de yacimientos. La inyección de vapor a alta presión en la cámara de vapor incrementa la temperatura y la presión de poro. El incremento de la presión de poro reduce los esfuerzos efectivos —los esfuerzos totales menos la presión de poro— sobre la matriz de la roca. La cámara de vapor se dilata, o incrementa su volumen, debido al incremento del volumen poroso ocupado por el vapor y la expansión térmica de los contenidos de la cámara de vapor.

Oilfield Review

3 MPa

6 MPa Roca de cubierta

Cámara de vapor

Cambio del esfuerzo horizontal mínimo –

0

Esfuerzo horizontal mínimo efectivo +

3 MPa

0

0

+

6 MPa

Falla de la roca de cubierta

Cambio del esfuerzo vertical –

–

Índice de ruptura por cizalladura +

Ausencia de falla

0 Falla

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

Dado que la cámara de vapor se encuentra conEn las operaciones SAGD, una de las principafinada a lo largo de sus lados, la mayor parte de la les preocupaciones es la preservación de la roca dilatación se manifiesta como un levantamiento de cubierta, que se expone a numerosos ciclos de de los estratos de sobrecarga. Este levantamiento inyección de vapor a lo largo de toda la vida útil de la sobrecarga estira, o extiende, lateralmente la del proyecto. Para establecer la integridad de la roca de cubierta. Por encima del pozo inyector roca de cubierta y estimar su respuesta a la aplide vapor, la extensión lateral actúa contra los 7. Rennie A, McElhinney G, Illfelder H, Ceh L, Schaepsmeyer esfuerzos de compresión principales horizontales. H y Krawchuk A: “A Case Study of a New Technique for ReviewDrilling SAGD Twin Wells in Heavy Oil Reservoirs,” Si, como resultado de dicha acción, elOilfield esfuerzo artículo WHOC 2008-395, presentado en el Congreso principal horizontal mínimo se convierteSUMMER en trac- 14 de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, SAGD Fig. 5 Mundial 10 al 12 de marzo de 2008. ción, la roca de cubierta se fracturará enORSUMM condicio- 14 SAGD 5 MA, Stoian A, Potapinski JW, Elias LC y nes de tensión. En dirección a los lados de la   8. Freeman Tetreault R: “Novel Drilling Fluid Eliminates Tar Problems Associated with Drilling SAGD Wells,” artículo SPE cámara de vapor, la extensión lateral produce un 90986, presentado en la Conferencia y Exhibición empuje hacia afuera e induce esfuerzos cortantes, Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. que, si exceden la resistencia a la cizalladura, generan fracturas de corte. Estas fracturas se con-   9. Tomilina EM, Chougnet-Sirapian A y Aboutourkia W: “New Thermally Responsive Cement for Heavy Oil vierten en trayectos de permeabilidad mejorada Wells,” artículo SPE 15782, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de Canadá de que transportan el fluido móvil y la presión lejos la SPE, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012. de la cámara de vapor.10

Volumen 26, no.2

cación cíclica de calor, en las arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta, Canadá, los ingenieros construyeron modelos geomecánicos a partir de datos de registros sónicos, registros de imágenes, pruebas de mini fracturamiento, mediciones obtenidas con sensores de presión de formación y análisis de núcleos. Estos modelos permiten a los analistas estimar los esfuerzos inducidos y los cambios producidos en la resistencia de la roca, como resultado de la inyección de vapor, y además pronosticar la ruptura por cizalladura y la falla por tracción de la roca (izquierda). Los investigadores analizaron diversos escenarios de inyección y utilizaron el simulador de yacimientos ECLIPSE para modelar los cambios producidos en la temperatura (ΔT) y en la presión (Δ P). Los cambios correspondientes en el esfuerzo, la deformación, la porosidad (Δφ) y la permeabilidad (Δk) fueron computados utilizando el software de simulación geomecánica por elementos finitos VISAGE 3D. Los valores de Δφ y Δk se volvieron a cargar en el modelo de simulación de yacimientos, con el que se computaron nuevos valores de ΔT y ΔP. Los nuevos esfuerzos locales y trayectos de esfuerzos —la relación entre el cambio en el esfuerzo horizontal y el cambio en la presión de poro— obtenidos a partir de estos modelos fueron verificados en función de diversos criterios de falla para predecir la posible ocurrencia y localización de las fallas mecánicas.11 Simulaciones de yacimientos térmicos Si bien el método SAGD demostró ser comercialmente exitoso durante más de una década, en sus primeros días de aplicación, los operadores a veces experimentaban tasas de recuperación decepcionantes. Estas tasas se debían en parte a que los planificadores de la industria calculaban la respuesta del yacimiento al vapor sobre la base de estudios de simulación en los que se asumía la homogeneidad de las arenas petrolíferas. Estas suposiciones, que funcionaron razonablemente bien en los 10. Collins PM, Carlson MR, Walters DA y Settari A: “Geomechanical and Thermal Reservoir Simulation Demonstrates SAGD Enhancement Due to Shear Dilation,” artículo SPE/ISRM 78237, presentado en la Conferencia de la SPE y de la Sociedad Internacional de Mecánica de Rocas, Irving, Texas, EUA, 20 al 23 de octubre de 2002. 11. Khan et al, referencia 5. Para obtener más información sobre la integridad de la roca de cubierta, consulte: Khan S, Han H, Ansari S, Vishteh M y Khosravi N: “Caprock Integrity Analysis in Thermal Operations: An Integrated Geomechanics Approach,” artículo WHOC 11-609, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011.

9

Terminación SAGD convencional Pozo de inyección

Terminación SAGD inteligente Pozo de inyección

Pozo de producción

MD, m

MD, m

MD, m

1 550

ICD

Terminación SAGD simple

Pozo de producción

Pozo de inyección

MD, m 1 400

1 400

Pozo de producción

MD, m 1 400

MD, m 1 400

1 600 1 600

Tubería de producción

Tubería de producción

1 650

Empacador

1 650

Tubería de producción

1 700

Disparos

1 500

1 500

1 700

1 600

Disparos

750 Sin condiciones 1de yacimiento Condiciones de yacimiento

1 600

1 600

Sin condiciones de yacimiento Condiciones de yacimiento

1 800 1 800

1 500

Tubería de producción 1 600

1 750

1 500

1 700

1 700

1 700

1 700

1 850 1 850

1 900

1 800

1 800

1 800

1 800

1 900

1 950 1 950

1 900

1 900

1 900 1 900

2 000 2 000

2 050

2 000 2 000

2 050

2 000 2 000

2 100 2 100 2 100 2 100

2 150

2 100 2 100

2 150

2 200

2 200

2 200

2 200

2 200 2 200

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

Estrategia de terminación

Volumen de producción, millones de bbl

Erogaciones de capital, millones de dólares canadienses

Costos operativos, millones de dólares canadienses

NPV al 10%, millones de dólares canadienses

Terminación convencional

6,46

8,753

265

63,3

Terminación inteligente

7,47

7,778

304

76,2

Terminación simple

7,89

7,385

333

74,4

> Resultados incrementales de tres estrategias de terminación. Los pronósticos de cinco años para los tres diseños de terminaciones incluyeron los costos de las tuberías de revestimiento, las tuberías de producción, las operaciones de disparos, los ICDs, los empacadores, tratamiento del agua y OilfieldelReview su reciclaje. El análisis financiero de la terminación inteligente arrojó un valor14actual neto (NPV) SUMMER más elevado, a lo largo del mismo tiempo, con respecto al diseño SAGD convencional Fig. 6 y el diseño simple a pesar de haberse obtenido un volumen de producción mayor con la terminación simple. ORSUMM 14 SAGD 6

10

proyectos EOR tradicionales durante muchos años, a menudo hacían que los ingenieros pronosticaran los requerimientos de vapor y presión de manera imprecisa y que sobrestimaran el volumen de reservas recuperables alojadas en un yacimiento de bitumen. Esa práctica se modificó cuando los especialistas en métodos SAGD se dieron cuenta de que las arenas petrolíferas exhibían variaciones significativas en las propiedades geológicas y las propiedades de los yacimientos. Aprovechando las mejoras introducidas recientemente en los méto-

Oilfield Review

dos de simulación y la tecnología de computación, hoy los analistas emplean una cuadrícula de alta resolución para captar los detalles de la heterogeneidad de un yacimiento y pueden correr modelos de campo completo. Además, con la disponibilidad de una mayor capacidad computacional, los ingenieros pueden efectuar simulaciones de localizaciones SAGD con múltiples pozos y dar cuenta de la interrelación de las cámaras de vapor para los pares de pozos adyacentes.12 Los modelos de simulación pueden utilizarse para medir el impacto de las opciones de terminación SAGD sobre la producción, la relación vapor-petróleo (SOR) y la rentabilidad de los proyectos.13 En la dirección de una operación SAGD en las arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta, Canadá, un estudio utilizó la plataforma de la aplicación Petrel E&P de Schlumberger para el modelado estático y empleó el simulador de yacimientos térmicos ECLIPSE para comprobar el impacto de una estrategia de terminaciones conocidas como terminaciones inteligentes o “verdes” (página anterior, arriba). Los ingenieros utilizaron el modelo acoplado para determinar cómo la posición de los desvíos y las barreras dentro del yacimiento interfería con el trayecto de flujo de vapor pretendido, lo que les permitió configurar la terminación para que el vapor fluyera dentro del yacimiento en sentido 12. Akram F: “Multimillion-Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis,” artículo WHOC 11-534, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, 14 al 17 de marzo de 2011. Para obtener más información sobre la optimización de los pares de pozos SAGD a través de simulaciones térmicas y de campo completo, consulte: Akram F: “Multi-Million Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis,” artículo SPE 11RCSC–SPE 145679, presentado en la Conferencia y Exhibición de Caracterización y Simulación de Yacimientos de la SPE, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 9 al 11 de octubre de 2011. 13. La relación vapor-petróleo (SOR) es una medida del volumen de vapor requerido para producir un volumen de petróleo. Esta relación se utiliza normalmente para determinar la eficiencia de una operación SAGD en base a la hipótesis de que cuanto menor es la relación SOR, con más eficacia se utiliza el vapor y más bajos son los costos de combustible. 14. Akram F: “Effects of Well Placement and Intelligent Completions on SAGD in a Full-Field Thermal-Numerical Model for Athabasca Oil Sands,” artículo SPE/PS/CHOA 117704, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 20 al 23 de octubre de 2008. 15. Banerjee S, Abdelfattah T y Nguyen H: “Benefits of Passive Inflow Control Devices in a SAGD Completion,” artículo SPE 165478, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE, Canadá, Calgary, 11 al 13 de junio de 2013.

Volumen 26, no.2

ascendente y se evitaran las obstrucciones. Además, se efectuó el análisis financiero, utilizando el software de planeación, riesgo y reservas Merak Peep para comparar los resultados económicos de diversas opciones técnicas. El estudio consistió en el modelado y la comparación de las terminaciones SAGD convencionales, inteligentes y simples durante cinco años y las conclusiones extraídas fueron las siguientes: • El diseño convencional logró la mejor relación SOR, pero debido a las elevadas erogaciones de capital y costos operativos (capex y opex), su tasa de retorno de la inversión fue la más baja. • El diseño simple logró la máxima recuperación, pero requirió más vapor y produjo más agua, lo que incrementó las erogaciones de capital y costos operativos, que no fueron compensadas por incrementos graduales en la producción. • El diseño inteligente logró un proceso optimizado de inyección de vapor con una erogación de capital levemente más alta y costos operativos levemente más bajos, lo que se tradujo en el mejor valor actual neto (NPV) de las tres opciones. Los resultados del estudio destacan el valor del modelado de las operaciones de recuperación térmica y el riesgo potencial de utilizar un solo indicador, tal como la relación SOR, para clasificar el éxito de un proyecto SAGD. Las simulaciones demostraron que el diseño de la terminación

convencional produjo la relación SOR más baja y que el diseño de la terminación simple arrojó la mayor producción acumulada de petróleo. No obstante, cuando se incluyó un modelo económico, la terminación inteligente produjo costos totales más bajos y el mejor retorno de la inversión del operador (página anterior, abajo).14 Optimización de la producción La obtención de resultados económicos óptimos, cuando se utilizan métodos SAGD, requiere el desarrollo uniforme o un desplazamiento de la cámara de vapor eficiente. No obstante, a menudo, el flujo de bitumen y vapor a través de la formación entre los pares de pozos SAGD es irregular (abajo). Las heterogeneidades del yacimiento producen un flujo irregular de vapor a través de las arenas petrolíferas y una movilidad variable de la fase petróleo, lo que genera un flujo no uniforme de petróleo. Además, el vapor es desviado por la presencia de capas de lutita y lodo, a raíz de lo cual más del 80% del vapor inyectado sale del pozo por el talón, a través del trayecto de menos resistencia, y casi todo el vapor remanente sale por la punta del pozo.15 Para mejorar la concordancia mediante el control de la inyección, los operadores han utilizado diversas estrategias, incluidas sartas de tubería de producción dobles dentro de tuberías de revestimiento cor-

Cámara de vapor uniforme ideal

Vista en tres cuartos

Cámara de vapor irregular

Forma uniforme

Forma irregular

Flujo uniforme

Flujo variado

Vista lateral

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

11

Pozo de inyección

Tubería guía

Pozo de producción

Tubería de revestimiento intermedia Tubería guía

Sarta de talón Vapor

Liner ranurado

Tubería de revestimiento intermedia Sarta de levantamiento artificial por gas Sarta de talón

Liner ranurado

Sarta de punta

Sarta de punta

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

tas (liners) ranuradas u otros filtros de exclusión leo a la superficie, pero no poseen válvulas de de arena, tanto para los pozos de producción control de fondo de pozo. Las terminaciones con tubería de producción doble también pueden concomo para los pozos de inyección (arriba). En la configuración de tubería de producción tener una sarta de tubería flexible instrumentada doble, una sarta inyecta el vapor en el talón de la con una sarta de medición de la distribución de la sección horizontal del pozo de inyección y una temperatura o un arreglo de termocupla. Un estusegunda sarta transporta el vapor hasta la punta. dio propuso el empleo de controladores de realiDado que el vapor pasa hacia la formación a tra- mentación proporcionales, derivativos e integrales vés del liner ranurado, a lo largo de todo el tramo (PID) en cada sarta de tubería de producción del horizontal del pozo de inyección, los hidrocarbu- pozo inyector para controlar las tasas de inyección. Oilfield Review ros ingresan en la tubería de producción tanto por 14El controlador PID monitorea la diferencia de SUMMER la punta como por el talón del pozo. Mediante el 7temperatura existente entre los fluidos inyectaSAGD Fig. dosSAGD y los fluidos producidos, y mantiene una difeemplazamiento de los puntos de inyección y proORSUMM 14 7 ducción en ambos extremos de las secciones hori- rencia especificada entre ambos mediante la zontales de los dos pozos, el flujo se distribuye de regulación de la tasa de inyección.16 La diferencia manera más uniforme entre el par de pozos. de temperatura entre el vapor inyectado y los Las terminaciones SAGD con tubería de pro- fluidos producidos, conocida como “subenfriaducción doble, implementadas en el oeste de miento,” es una variable de control clave en las Canadá, generalmente incluyen sistemas de levan- operaciones SAGD y normalmente se mantiene tamiento artificial por gas en lugar de bombas entre 15°C y 30°C [27°F y 54°F].17 Las terminaeléctricas sumergibles (ESP) para llevar el petró- ciones con tubería de producción doble con con-

12

troladores PID han mejorado la eficiencia de desplazamiento de la cámara de vapor a través del control de las tasas de inyección para mantener un valor de subenfriamiento específico a medida que cambian las condiciones del yacimiento. Un estudio de seguimiento dirigido a optimizar la producción y el NPV examinó la utilización de los controladores PID en los pares de pozos SAGD. Los investigadores llegaron a la conclusión de que los controladores permiten ajustar las tasas de inyección rápidamente y de ese modo lograr y mantener un valor de subenfriamento previsto y relaciones SOR eficientes. Además, dado que se utiliza el mismo valor de subenfriamiento objetivo en la mitad inicial que en la mitad final del par de pozos, los PIDs pueden mejorar la eficiencia de desplazamiento de la cámara de vapor a lo largo de ambos pozos.18 Además, los ingenieros pueden procurar generar un desplazamiento de la cámara de vapor eficiente mediante la instalación de dispositivos de control de influjo (ICD) como parte de un arreglo de filtros de exclusión de arena en el pozo de inyección o en el pozo de producción, o en ambos. Los ICDs están diseñados para hacer que varíe la distribución de presión a lo largo del pozo. Cuando se instalan como parte de la terminación del pozo de inyección, estos dispositivos sirven para ecualizar mejor el flujo de vapor desde la punta hasta el talón. Cuando se instalan como parte de la terminación del pozo de producción, ayudan a ecualizar el influjo de la emulsión vapor-petróleo desde la punta hasta el talón y de ese modo proporcionan un subenfriamiento más uniforme desde la punta hasta el talón (próxima página). Los ICDs basados en boquillas son independientes de la viscosidad y la caída de presión varía en función del cuadrado de la velocidad a través de las boquillas, lo que proporciona una gran capacidad de restricción del vapor. Por consiguiente, en las terminaciones de los pozos de producción SAGD, las boquillas actúan como válvulas autorreguladas porque a medida que el nivel de los líquidos se aproxima al filtro de arena del ICD, éstos se evaporan dentro de la válvula, lo que produce una restricción adicional del flujo para la misma caída de presión. Este proceso funciona tratando de evitar que el vapor ingrese en el pozo de producción; si ingresa, lo hace con una tasa mucho más reducida que no produce daños localizados por erosión en el filtro de arena, a los que se conoce como “puntos calientes.” En consecuencia, las terminaciones SAGD con ICDs permiten mejorar la eficiencia de desplazamiento sin necesidad de una segunda sarta de tubería de producción que se extienda hasta la punta del pozo de producción.19

Oilfield Review

Los especialistas de Schlumberger corrieron simulaciones de pozo de un par de pozos SAGD que incluyeron un caso base en el cual el pozo productor se equipó con ICDs y el inyector se terminó como un pozo controlado con un PID y con sarta doble. El vapor se inyectó con una tasa máxima de 250 m3/d [8 800 pies3/d]; el subenfriamiento objetivo fue de 3°C [5,4°F]. Para este estudio, los investigadores utilizaron ICDs FluxRite, ahora denominados ICDs MeshFlux, que son una combinación de tecnología de control de la producción de arena MeshRite e ICDs de tipo boquilla. Instalada con los filtros en una tubería base de 14 m [46 pies] de largo y 7 pulgadas de diámetro, la boquilla ICD del pozo de producción contenía un estrangulador (orificio) de 4,2 mm [0,17 pulgadas] de diámetro. Cada pozo del par de pozos SAGD exhibía una longitud de 700 m [2 290 pies] y un espaciamiento vertical de 5 m [16 pies]. La simulación del yacimiento se basó en los datos disponibles para la formación McMurray del noreste de Alberta, en Canadá, que contiene un bitumen de alta viscosidad en condiciones iniciales y es altamente heterogénea.20 Se corrieron cuatro simulaciones en total: • En el caso 1 (caso base), las temperaturas promedio en la mitad inicial y la mitad final del pozo productor fueron calculadas utilizando un algoritmo de selección de temperaturas. • En el caso 2, las temperaturas promedio en la mitad inicial y la mitad final de los pozos productores fueron calculadas como un promedio de las temperaturas de influjo. • En el caso 3, el subenfriamiento objetivo se modificó de 3°C a 15°C. • En el caso 4, el pozo productor fue terminado con sartas de tubería de producción dobles. Los resultados del estudio indicaron que las terminaciones con sartas de tubería de producción dobles con controladores PID mejoraron la relación SOR y la producción acumulada de petróleo. La utilización de un algoritmo de selección de temperaturas para seleccionar las temperaturas bajas mejoró el cálculo del subenfriamiento y un valor 16. Stone TW, Brown G, Guyaguler B, Bailey WJ y Law DH-S: “Practical Control of SAGD Wells with Dual Tubing Strings,” Journal of Canadian Petroleum Technology 53, no. 1 (Enero de 2014): 32–47. 17. Gates ID, Kenny J, Hernandez-Hdez IL y Bunio GL: “Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage,” artículo SPE/ PS-CIM/CHOA 97742, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 1º al 3 de noviembre de 2005. 18. Stone TW y Bailey WJ: “Optimization of Subcool in SAGD Bitumen Processes,” artículo WHOC 14-271, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Nueva Orleáns, 5 al 7 de marzo de 2014. 19. Stone TW, Law DH-S y Bailey WJ: “Control of Reservoir Heterogeneity in SAGD Bitumen Processes,” artículo SPE 165388, presentado en la Conferencia de

Volumen 26, no.2

Liner ranurado

ICDs con filtros (cedazos) de exclusión de arena

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

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

forme a lo largo de toda la sección horizontal del pozo que en los pozos productores terminados con sartas dobles. Incentivados por los informes del impacto de los ICDs en la producción y en la eficiencia de las operaciones SAGD, los ingenieros de Brion Energy llevaron a cabo un estudio preliminar para cuantifiPetróleo Pesado de la SPE-Canadá, Calgary, 11 al 13 de car los beneficios potenciales de los ICDs desplegajunio de 2013. Para obtener más información sobre los ICDs, consulte: dos con liner y utilizaron un modelo de yacimiento Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T, Kvernstuen S, Leung E, basado en el Proyecto Comercial del Río Mackay Moen T, Porturas F, Skillingstad T, Vorkinn PB y Raffn AG: “Dispositivos de control de flujo: Perfeccionamiento (MRCP), ubicado a unos 30 km [18,7 mi] al de los estándares,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de noroeste de Fort McMurray, en Alberta. Dado que 2010): 30–39. el modelo inicial, basado en condiciones ideales y 20. Stone et al, referencia 19. 21. El algoritmo de selección de temperaturas promedia en un yacimiento perfectamente homogéneo, no Oilfield Review todas las temperaturas de los pozos productores SUMMER 14mostró ninguna ventaja como resultado del empleo salvo las temperaturas más bajas de cada mitad del pozo si fueron significativamente más bajas que las Fig. 8 del ICD, fue reemplazado posteriormente por otro SAGD temperaturas más elevadas registradas en cada ORSUMM 14en SAGD 8 la permeabilidad absoluta de las celdas el cual mitad del pozo y afectaron los cálculos del producto permeabilidad-altura.

13

140 Caso base

120

2,5 mm, 0 kPa

Tasa de flujo de bitumen, m3/d

2,5 mm, 25 kPa [4 lpc] 100

2,5 mm, 50 kPa [7 lpc] 2,5 mm, 75 kPa [11 lpc] 2,5 mm, 100 kPa [15 lpc]

80

60

40

20

0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Años

> Producción de bitumen de pozos SAGD estándar con dispositivos de control de influjo (ICD). Las simulaciones corridas por Brion Energy indican que es mayor la producción acumulada (área por debajo de cada curva de tasa de flujo) proveniente de los pozos de producción SAGD que incluyen dos ICDs, provistos en cada caso de boquillas de 2,5 mm por cada unión de tubería de producción, que la producción proveniente de los pozos de producción con liner ranurado estándar correspondientes al caso base. Las simulaciones fueron corridas utilizando ICDs con boquillas de 2,5 mm con presiones diferenciales variables (0, 25, 50, 75 y 100 kPa) inferiores a la presión diferencial de los pares de pozos estándar. (Adaptado de Becerra et al, referencia 22.)

del yacimiento en algunos de los planos perpendiCon esta configuración, la simulación mostró culares a la trayectoria del pozo se incrementaba o que los pares de pozos con los ICDs en los producse reducía de acuerdo con la variación máxima tores arrojaban una mayor producción acumuprevista en la misma área del yacimiento. lada y una relación SOR más baja que los pozos Para alojar los filtros de arena que forman sin ICDs; gran parte del beneficio en términos de parte de la instalación ICD, el diámetro del liner producción tuvo lugar en los primeros dos años. se redujo de 8 5/8 pulgadas a 7 pulgadas. El mode- Tras este período, la producción acumulada fue lado indicó que este cambio de tamaño no incidía un 12,2% mayor con liners equipados con ICDs en la relación SOR ni en la producción acumulada que en los mismos pozos sin ICDs. Al cabo de seis del par de pozos. Por motivos económicos y técni- años, esa diferencia se redujo a un valor de sólo cos, el equipo de trabajo optó por ICDs de tipo 2,5%. Sin embargo, la relación SOR disminuyó en boquilla combinados con un medio filtrante de un 9,84% a fines del año 2 y en un 10,3% en el año 6. La compañía consideró que estos beneficios eran bajo perfil para permitir correr el arreglo dentro Oilfield Review de la tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas. SUMMER 14suficientes para proceder con las pruebas de campo.

SAGD Fig. 8B ORSUMM 14 SAGD 8B

Sensor de temperatura de la superficie del motor

Sensor de temperatura del aceite del motor

Sensor de la temperatura de la admisión del fluido

Sensor de temperatura del bobinado del motor

Fluidos producidos

Sensor de vibraciones horizontales y verticales de fondo de pozo cerca de la admisión de la bomba

Previo a las instalaciones de campo, se efectuó una simulación dinámica más detallada, utilizando una trayectoria de un par de pozos reales y un geomodelo de yacimiento actualizado en el que el operador planificó correr la primera terminación con liner provisto de un ICD. La simulación fue corrida con un flujo de trabajo Petrel utilizando el simulador de yacimientos ECLIPSE en combinación con un modelo de pozo de múltiples segmentos completamente acoplado. Además, en base a los resultados de las simulaciones que utilizaron diversos tamaños de boquillas y presiones diferenciales de fondo de pozo, el operador optó por instalar dos boquillas de 2,5 mm por cada unión del liner del pozo productor, manteniendo el subenfriamiento del pozo en 1°C [2°F]. Con la presión diferencial del pozo fijada en 70 kPa [10 lpc] menos que la de una terminación estándar, los resultados de la simulación indicaron que la producción acumulada podría mejorar en un 34% en el año 4 y en un 23% en el año 12 (izquierda). Sobre la base de los resultados de estas simulaciones y la conclusión de que los ICDs poseen el potencial para mejorar el desempeño del desarrollo de un proyecto SAGD, en octubre de 2013 Brion Energy terminó el primero de los dos pozos que proyectó equipar con ICDs. Y se ha planificado la terminación del segundo en el año 2014. Se prevé que la circulación de vapor comenzará en el segundo semestre de 2015 y la producción se iniciará en el primer semestre de 2016.22 Aligeramiento de la carga Como sucede con todas las operaciones de producción de petróleo y gas, los operadores que ejecutan proyectos SAGD se esfuerzan permanentemente por mejorar la producción, reducir los costos y minimizar el impacto ambiental de sus operaciones. En los pozos SAGD, el vapor domina tanto la producción como los costos. El mantenimiento de la producción de bitumen de los pozos SAGD sin intervención mecánica requiere incrementos constantes de la tasa y la presión de inyección de vapor para compensar las pérdidas de la cámara de vapor y ayudar a llevar la emulsión petróleo y agua a la superficie. Sabiendo que dichos incrementos son insostenibles, los operadores SAGD han recurrido a los sistemas de levantamiento artificial. Para ello, investigaron diversas técnicas y herramientas de levantamiento artificial en las arenas petrolíferas del oeste de Canadá, incluidas bombas multifásicas, sistemas rudimentarios de levantamiento artificial por gas y bombas ESP.

> Instrumentación de una bomba eléctrica sumergible (ESP) para una prueba en condiciones de alta temperatura. Mediante el equipamiento de una ESP con múltiples sensores durante las pruebas de laboratorio, los ingenieros pudieron monitorear las temperaturas superficial e interna y las vibraciones en los puntos de los ambientes de alta temperatura en los que las ESPs generalmente fallan. (Adaptado de Noonan et al, referencia 24.)

14

Oilfield Review

Debido al éxito limitado que experimentaron con las bombas multifásicas y las instalaciones de levantamiento artificial por gas, los operadores optaron por instalar ESPs. Los ingenieros comprendieron que para que estas bombas resultaran efectivas, debían controlar el subenfriamiento en la admisión de la bomba. Cuando el valor del subenfriamiento se vuelve demasiado bajo, el vapor puede fluir directamente hacia la sarta de producción y la eficiencia energética se reduce. El vapor que ingresa en el liner ranurado también puede producir fallas en dicha tubería, problemas de producción de arena y el fenómeno de cavitación en la bomba si la presión de admisión cae por debajo del valor especificado para la cabeza de aspiración positiva neta.23 Las ESPs son reconocidas por su rendimiento sólido en pozos de petróleo relativamente someros. No obstante, su vida útil se reduce significativamente cuando son expuestas a temperaturas elevadas de fondo de pozo o cuando las condiciones en el punto de admisión son tales que existe vapor de agua presente. Para evitar este modo de falla, las bombas deben ser fabricadas con materiales con mayor tolerancia a la expansión térmica que los utilizados en aplicaciones estándar. El aceite de motor debe poder mantener su resistencia dieléctrica y sus propiedades de lubricación en condiciones de altas temperaturas y el cable eléctrico que se conecta al motor debe poder tolerar la inmersión constante en fluidos de alta temperatura. Para abordar estos requerimientos, los ingenieros de Schlumberger y ConocoPhillips diseñaron y probaron una ESP para condiciones de alta temperatura en un circuito cerrado de pruebas de flujo de los laboratorios de C-FER Technologies en Edmonton, Alberta. Esta instalación posibilitó que el equipo de trabajo utilizara una diversidad de instrumentos de fondo de pozo para monitorear el rendimiento de la nueva ESP en un ambiente de alta temperatura (página anterior, abajo). La ESP para altas temperaturas REDA HotlineSA3 funcionó sin fallas durante casi 42 días a temperaturas de fluido oscilantes entre 150°C y 260°C [300°F y 500°F], que es el límite superior de diseño de temperatura del circuito cerrado de pruebas.24 Cifras de producción en tiempo real Con el tiempo y la experiencia, los especialistas en proyectos SAGD han mejorado significativamente la producción y han reducido los costos de recuperación del petróleo pesado. El ajuste posterior de estas operaciones requiere la disponibilidad de datos de tasas de flujo oportunos y precisos

Volumen 26, no.2

Computadora de flujo Detector nuclear Fuente nuclear

Tubo venturi Transductor de presión

Transductor de presión diferencial

Flujo

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

para optimizar las eficiencias del proceso de levan- para aplicaciones en aguas profundas. El sistema tamiento artificial, ajustar las tasas y las presiones Vx combina un tubo venturi instrumentado con de inyección de vapor, y probar y revisar los mode- un medidor de fracciones multienergético para los de yacimientos utilizados para proporcionar los medir la tasa de flujo total y las fracciones de gas, pronósticos de producción. petróleo y agua presentes en las corrientes de La captación de estos datos a través de los producción multifásicas (arriba).26 sistemas tradicionales de separación basados en 22. Becerra O, Kearl B y Sanwoolu A: “A Systematic la acción de la gravedad constituye una tarea Approach for Inflow Control Devices Testing in Mackay River SAGD Wells,” artículo SPE 170055, presentado en tediosa en los pozos SAGD porque los fluidos de prola Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE-Canadá, ducción a menudo exhiben contrastes muy pequeCalgary, 10 al 12 de junio de 2014. ños entre las densidades del agua y del petróleo. 23. Gaviria F, Santos R, Rivas O y Luy Y: “Pushing the Boundaries of Artificial Lift Applications: SAGD ESP Además, la producción proveniente de los pozos Installations in Canada,” artículo SPE 110103, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica SAGD normalmente se caracteriza por la presenAnual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al cia de regímenes de flujo inestables, altasOilfield tempe- Review 14 de noviembre de 2007. raturas, petróleo espumoso emulsionado,SUMMER ácido 14 Las pérdidas de presión se producen cuando los sulfhídrico [H2S] y partículas abrasivas deSAGD arena.Fig. 10 líquidos fluyen hacia la rueda móvil de una bomba. cabeza10 de aspiración positiva neta es la presión ORSUMM 14 LaSAGD Éstas y otras posibles fuentes de error llevamínima requerida en el orificio de aspiración de una bomba para impedir su cavitación. ron a los ingenieros de Suncor Energy, en Calgary, SG, Dowling M, D’Ambrosio L y Klaczek W: y de Schlumberger a la conclusión de que las 24. Noonan “Getting Smarter and Hotter with ESPs for SAGD,” artículo SPE 134528, presentado en la Conferencia y mediciones de tasas de flujo obtenidas con métoExhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, dos tradicionales de monitoreo de la producción 19 al 22 de septiembre de 2010. eran insuficientes para posibilitar la optimiza- 25. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulter C y Perez-Damas C: “SAGD Real-Time Well Production ción de los pozos SAGD. En el año 2007, los ingeMeasurements Using a Nucleonic Multiphase nieros buscaron una forma de superar estas Flowmeter: Successful Field Trial at Suncor Firebag,” artículo WHOC 11-514, presentado en el Congreso limitaciones mediante la verificación y la calificaMundial de Petróleo Pesado, Edmonton, Alberta, ción de un medidor de flujo multifásico (MPFM) 14 al 17 de marzo de 2011. 26. Para obtener más información sobre la tecnología Vx, en un pozo SAGD.25 consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, El medidor MPFM se basó en la tecnología de Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: “Un nuevo pruebas de pozos multifásicos Vx desarrollada horizonte en mediciones de flujo multifásico,” Oilfield originalmente por los ingenieros de Schlumberger Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

15

rtico Océano Á

0 km 200 0

mi

200

Alberta

Proyecto SAGD de Suncor en Firebag

Edmonton

Calgary

Alberta

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

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

En el año 2009, luego de numerosos cambios de prueba. La investigación demostró que el sepade diseño basados en los resultados de las prue- rador de prueba indicaba valores más altos que los bas de 2007, el equipo de trabajo propuso reem- reales para la producción de agua y más bajos que plazar un separador de prueba centralizado por los reales para la producción de petróleo. Más sigun MPFM Vx en cada uno de los nueve cabezales de nificativo aún fue el hecho de que, a partir de los pozos de una localización de pozos múltiples del resultados del proyecto de tres años de duración, proyecto de Suncor en Firebag, en el noreste de el equipo de trabajo de Schlumberger y Suncor Alberta (arriba). Además de las mediciones más llegó a la conclusión de que la tecnología Vx mosprecisas obtenidas con el MPFM, este arreglo per- traba repetibilidad, una buena respuesta dinámitiría la obtención de mediciones de flujo conti- mica y mediciones de tasas de flujo de los pozos nuas en cada pozo. Por el contrario, en los arreglos SAGD de alta precisión, lo que la convirtió en una originales, la existencia de un separador por locali- herramienta de optimización muy adecuada.27 zación de múltiples pozos permitía a los ingenieros efectuar pruebas de pozos sólo en forma intermi- La optimización tente y durante intervalos de tiempo breves. La aplicación del método SAGD exige una alta eroSi bien las mediciones de flujo obtenidas con gación de capital; los costos de generación del vapor el medidor MPFM y el separador de prueba para representan el grueso de los costos operativos. los mismos períodos de flujo estable proveyeron Los ingenieros especialistas en métodos SAGD se resultados consistentes entre ambos, los investi- esfuerzan continuamente por mejorar la distribugadores observaron que el medidor Vx sistemáti- ción del vapor a lo largo de los pares de pozos camente arrojaba mediciones de la relación mediante la optimización en tiempo real (RTO). Oilfield Review agua-líquido (WLR) más bajas que el separador SUMMER 14

No obstante, las operaciones SAGD son complejas y requieren que se monitoreen y se controlen muchos parámetros; las variables más importantes son las tasas de inyección del vapor, el subenfriamiento, y la temperatura y la presión de fondo de pozo.28 La tarea de aplicar prácticas RTO en las operaciones SAGD se complica aún más por el hecho de que los ingenieros derivan cada uno de los parámetros requeridos combinando datos de numerosas fuentes (próxima página).29 Si bien estas numerosas variables dificultan la optimización de las operaciones SAGD, su complejidad también hace que estas operaciones sean buenas candidatas para la aplicación de soluciones RTO. Dos de las mediciones más importantes que se utilizan en la práctica RTO —los perfiles de temperatura y presión a lo largo de las secciones horizontales— se obtienen a través de sensores de fibra óptica que registran la distribución de la temperatura (DTS).30 Y los dispositivos MPFMs proporcionan un tercer dato crucial; las tasas de flujo de superficie en tiempo real para cada fase. Para la práctica RTO, estos datos cruciales son sometidos a controles de calidad básicos utilizando un software para eliminar errores obvios, tales como presiones negativas y temperaturas extremadamente altas o bajas. A menudo, estos resultados son refinados posteriormente mediante 27. Pinguet B, Gaviria F, Kemp L, Graham J, Coulder C, Damas C y Ben Relem K: “First Ever Complete Evaluation of a Multiphase Flow Meter in SAGD and Demonstration of the Performance Against Conventional Equipment,” presentado en el 28o Simposio Internacional de Mediciones de Flujo del Mar del Norte, St. Andrews, Escocia, 26 al 29 de octubre de 2010. 28. González LE, Ficocelli P y Bostick T: “Real Time Optimization of SAGD Wells,” artículo SPE 157923, presentado en la Conferencia de Petróleo Pesado de la SPE, Canadá, Calgary, 12 al 14 de junio de 2012. 29. Mohajer M, Pérez-Damas C, Berbin A y Al-kinani A: “An Integrated Framework for SAGD Real-Time Monitoring,” artículo WHOC 2009-390, presentado Congreso Mundial de Petróleo Pesado, Isla Margarita, Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009. 30. Para obtener más información sobre los DTSs, consulte: Brown G: “Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 34–39. 31. Mohajer et al, referencia 29. 32. Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP): “Crude Oil Forecast, Markets and Transportation,” Calgary: CAPP, junio de 2013.

SAGD Fig. 10B ORSUMM 14 SAGD 10B

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Oilfield Review

Medición de tasa de flujo Método

Ventaja

Limitación

Flujo de fondo de pozo para sistemas ESP

Tasa de flujo verdadera de la bomba

Solamente una fase; limitación con gas libre

Prueba de pozo con uso de separadores

Disponibilidad inmediata

Inconsistente, resultados desfasados en el tiempo Afecta la contrapresión del sistema

Prueba de pozo con medición multifásica

Consistente y preciso Interferencia mínima con las presiones del sistema Capacidad para medir la inestabilidad

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

Medición en terminaciones con sistemas de levantamiento ESP Medición de superficie

Medición de fondo de pozo

Medición circunstancial

Presión y temperatura de tubería de producción

Presión de admisión de la bomba

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

Presión de tubería de revestimiento

Presión de descarga de la bomba

Prueba de pozo multifásico de instalación temporaria

Flujo total

Tasa de flujo de la bomba

Potencia

Temperatura de admisión

Tasa de flujo multifásico

Temperatura del motor Vibración

Medición en terminaciones con sistemas de levantamiento artificial por gas Medición de superficie

Medición de fondo de pozo

Medición circunstancial

Presión y temperatura de tubería de producción

Presión de tubería de producción por debajo del orificio

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

Presión y temperatura de inyección

Presión de tubería de revestimiento por debajo del orificio

Prueba de flujo multifásico con instalación temporaria

Tasa de inyección

Distribución de la temperatura

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

Datos de flujo multifásico Medición en terminaciones con inyección de vapor Medición de superficie

Medición de fondo de pozo

Presión y temperatura de inyección

Presión de tubería de producción

Tasa de inyección

Distribución de la temperatura

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

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

un procedimiento más riguroso para garantizar describir el comportamiento de los datos obserque todos los parámetros obedezcan las leyes de la vados como el resultado de algunos parámetros termodinámica, sean físicamente realistas y refle- de entrada solamente.31 jen aquello que el sistema observó en el pasado. Luego, se puede proceder con la optimización Los datos faltantes o previamente descartados comparando el subenfriamiento calculado a parson reemplazados utilizando estimaciones basa- tir de mediciones de temperatura DTS en tiempo das en mediciones relacionadas. Los datos medi- real con un modelo de yacimiento y un rango de dos se analizan rápidamente y las relaciones que subenfriamiento objetivo. Cuando el sistema notino son obvias en un conjunto de datosOilfield multidi-Review fica al operador que el valor de subenfriamiento se mensionales se identifican para revelar SUMMER las corre- 14encuentra fuera de rango, los ingenieros efectúan SAGD Fig. 11cambios en los controles, tales como las tasas de laciones o las tendencias ocultas. A menudo, estas ORSUMM 14 SAGD 11 correlaciones son suficientemente sólidas para inyección de vapor y de bombeo multifásico.

Volumen 26, no.2

Idealmente, estos cambios se efectúan automáticamente en un sistema de circuito cerrado que ajusta los controles en forma permanente. El futuro del petróleo pesado De acuerdo con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), en el año 2012 Canadá produjo 290 000 m3/d [1,8 millones de bbl/d] de petróleo de arenas petrolíferas. De ese total, 130 000 m3/d [800 000 bbl/d] provinieron de operaciones con métodos de minería y para el resto se utilizaron métodos locales, principalmente los métodos SAGD. En ese mismo informe, la CAPP pronosticó que para el año 2030, los métodos de minería darían cuenta de 270 000 m3/d [1,7 millones de bbl/d] de producción, en tanto que los métodos locales se incrementarían a 560 000 m3/d [3,5 millones de bbl/d].32 La relación entre los volúmenes de producción resultantes de los métodos SAGD y los obtenidos con métodos de explotación minera se está incrementando a favor de los primeros porque gran parte del bitumen del oeste de Canadá se encuentra a demasiada profundidad para ser extraído por métodos mineros, y las erogaciones de capital y costos operativos de los proyectos SAGD son sustancialmente inferiores a los de las operaciones mineras. Los proyectos SAGD pequeños pueden ser redituables y extenderse con el tiempo. Además, en los pozos, los plazos son más cortos que en las minas, por lo que las compañías pueden reaccionar ante las condiciones cambiantes de los mercados. Por otra parte, mientras que las operaciones de extracción del bitumen por métodos mineros requieren la remoción de toda la capa superficial del suelo y los estratos de sobrecarga, los pozos SAGD producen una huella relativamente pequeña, lo que los torna mucho más atractivos desde el punto de vista ambiental. Las arenas petrolíferas de Canadá ofrecen a las compañías de exploración y producción otra ventaja adicional: las reservas se conocen y, por consiguiente, los riesgos y los costos de exploración virtualmente se eliminan. Con seguridad, los incentivos económicos y ambientales, secundados por la aplicación de varias décadas de desarrollo de tecnologías de exploración y producción, harán que las arenas petrolíferas de Canadá sean un componente crucial del mercado petrolero global por muchos años. —RvF

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