Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD) este Este es un espacio creado para la comunidad estudiantil, que desee conocer el Método S.A.G.D, el cual es común en el Área Petrolera. Espero que la siguiente información les sea de gran utilidad.
27 dic 2010
Recomendaciones y conclusiones de la aplicación de método SAGD
- Es posible controlar el desempeño del pozo SAGD por medio del seguimiento del diferencial de temperatura en la sección final de ambos pozos horizontales.
- La lógica difusa permite transferir la experiencia del experto en el proceso al controlador difuso que se implementará en campo.
- La lógica difusa permite desarrollar algoritmos de control sin la necesidad de conocer el modelo matemático exacto del yacimiento o termodinámico del proceso en el que se está aplicando la técnica SAGD de recuperación térmica.
- El modelo de controlador difuso puede ser validado y mejorado por un experto en el área de producción de petróleo que no se encuentre entrenado en el área de la teoría de control o de la lógica difusa.
- La utilización de lógica difusa en el control de pozos SAGD proporciona una amplia flexibilidad en la inclusión, exclusión y modificación de las variables de entrada y salida instrumentadas a nivel de superficie y subsuelo de manera tal, que se facilita la actualización y entonación del controlador difuso.Con la implementación de un controlador difuso en pozos SAGD se operar a un mismo tiempo y con un solo controlador sobre un mayor número de sus variables manipuladas y controladas de lo que es posible con un controlador PID.
SAGD’S en el occidente de venezuela
TIA JUANA
LSE 5085 (P) y LSE 5088 (I): Exitoso
LSE 5091 (P) y LSE 5092 (I): Exitoso
LSE 5177 (P) y LSE 5593 (I): Problemas operacionales
LSE 5594 (P) y LSE 5595 (I): falta completar
Lagunillas
LSE 5298 (P) y LSE 5302(I) y LSE 5308 (P) y LSE 5311 (I): Mala Navegación, Arenas con muchas intercalaciones de lutitas (los paquetes no son homogéneos, arenas muy depletadas)
Criterios de selección
Su Aplicabilidad principal es para yacimientos de crudo pesado, los cuales son generalmente someros (poco consolidados), se debe tener mucho cuidado a la hora de perforar estos pozos.
• Espesor de arena neta petrolífera: > 50 Pies
• Relación Kv/Kh : > 0,8
• Gravedad API: < 15º
• Permeabilidad (k) : > 2 Darcy
• Porosidad (f): > 30 %
• Presión: > 200 Psi
• Saturación de Petróleo (So) : > 50 %
• Continuidad Lateral: < 1500 Pies
Mecanismo que utiliza el proceso Drenaje por Gravedad Asistida con Vapor
• EL VAPOR CONDENSA EN LA INTERFASE
• EL PETROLEO Y EL CONDENSADO DRENAN HACIA EL POZO PRODUCTOR
• EL FLUJO ES CAUSADO POR LA FUERZA DE GRAVEDAD
• LA CAMARA SE EXPANDE VERTICAL Y LATERALMENTE
Mecanismo que utiliza el proceso Drenaje por Gravedad Asistida con Vapor
• EL VAPOR CONDENSA EN LA INTERFASE
• EL PETROLEO Y EL CONDENSADO DRENAN HACIA EL POZO PRODUCTOR
• EL FLUJO ES CAUSADO POR LA FUERZA DE GRAVEDAD
• LA CAMARA SE EXPANDE VERTICAL Y LATERALMENTE
13 dic 2010
Cámara de vapor
A media que el petróleo es removido la cámara de vapor crece en el sentido vertical y horizontal.La cámara de vapor se mantiene usualmente a presiones constante esta rodeada por las arenas petrolíferas fría; el vapor fluye a través de la arena dentro de la cámara hasta la internase y se condesa. El calor liberado es trasferido por conducción a la arena petrolífera fría se calienta el petróleo cerca de la superficie de condensados también son drenados.
Cámara de vapor
La cámara de vapor se forma y va creciendo progresivamente hacia arriba y hacia los lados a medida que se inyecta vapor a través del pozo inyector que se localiza cerca, pero arriba del pozo productor.
Similitud entre los proceso por SAGD y combustión en sitio en reverso
Existe una similitud entre los proceso por SAGD y combustión en sitio en reverso el vapor se introduce cerca del fondo del yacimiento y tiende a subir, los condensados mas pesado y el petróleo calentado tiene a caer al fondo a través de las interfase vapor- petróleo.
Ventajas Del Proceso SAGD
- El vapor asciende continuamente y crece en sentido horizontal permitiendo drenar el petróleo de un área bastante grande (aunque los pozos inyector y productor están bastante cerca en la dirección horizontal).
- El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción.
10 dic 2010
Predicción teórica de la tasa en el proceso de SAGD
- Conducción de calor en la dirección normal de la interfase.
- la tasa de calor depende de:
ü conductividad térmica del yacimiento
ü de su densidad y calor especifico.
ü Tasa de avance de la inferfase.
ü La velocidad de avance es U
Diferencias Con El Proceso De Inyección Convencional de Vapor y SAGD
- SAGD: pozos son horizontales
Desplazamiento del vapor en dirección vertical y horizontal; luego se producen los fluidos por gravedad.
No ocurre rebasamiento de vapor inyectado
Tasa de producción del orden de 0,3 B/PIES
- Inyección convencional de vapor : pozos SON verticales
Desplazamiento del vapor en dirección horizontal los condesados se mezclan con el petróleo frío adelante del frente de condensación (el petróleo desplazado por el vapor se enfría y es dificultoso desplazarlo hacia el pozo de producción.)
Rebasamiento (override) del vapor inyectado
Rebasamiento (override) del vapor inyectado
Tasa de producción es relativamente baja
Construcción y Terminación de Pozos De petróleo Pesado
Los pozos emplazados en yacimientos de petróleo pesado plantean una diversidad de complejidades relacionadas con su construcción y terminación. Tales complejidades incluyen la perforación de pozos estables en formaciones débiles, el emplazamiento preciso de pozos horizontales, el diseño de sistemas tubulares y cementaciones duraderas para pozos que experimentan temperaturas extremas y la instalación de equipos de control de la producción de arena, terminación de pozos y levantamiento artificial que deben operar en forma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.
Todas estas operaciones se ven beneficiadas con la adopción de un enfoque de ingeniería integrado que puede basarse en la experiencia global para proveer soluciones a los nuevos problemas asociados con el petróleo pesado. Los pozos que experimentan variaciones de temperatura extremas, tales como en los proyectos SAGD, requieren equipos de terminación especiales de alto desempeño. Las temperaturas elevadas y la variación de la temperatura pueden hacer que los elastómeros comunes fallen. Esto se traduce en sellos rotos, que dejan escapar la presión y los fluidos por la tubería de revestimiento, incrementando la posibilidad de corrosión de la misma y reduciendo la eficiencia de las operaciones de inyección de vapor. Recientemente, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron sistemas no elastoméricos capaces de operar con temperaturas cicladas de hasta 343°C [650°F] y con presiones de hasta 21 MPa [3,046 lpc]. Estos sistemas mantienen la integridad de la presión, permitiendo al mismo tiempo el despliegue de equipos de monitoreo y control de yacimientos; Los colgadores termales para tuberías de revestimiento cortas, de alta temperatura, de Schlumberger han sido utilizados en el Campo Cold Lake, donde un operador importante de
Los pozos SAGD necesitan equipos de fondo con márgenes de temperatura elevados. Estos pozos requieren altas tasas de incremento, control de la proximidad entre el inyector y el productor, cementación flexible, control de la producción de arena, y colgadores para tuberías de revestimiento cortas, empacadores y equipos de levantamiento artificial capaces de operar a temperaturas que pueden superar los 280°C [536°F].
La generación de vapor representa aproximadamente el 75% del costo de operación de un pozo SAGD. Reducir la relación vapor-petróleo (SOR), manteniendo al mismo tiempo el régimen de producción, es clave para mejorar la rentabilidad de la operación. La reducción del consumo de solvente se traduce en un ahorro del costo energético, disminuye el volumen de agua producida y los costos de tratamiento, y reduce las emisiones de CO2. Un componente importante del esfuerzo para reducir la relación SOR es el sistema de bombeo eléctrico sumergible de alta temperatura REDA Hotline 550, regulado para operar en forma continua a una temperatura de motor interna de hasta 288°C [550°F] o a una temperatura de fondo de pozo de 216°C [420°F]. Su aislamiento termoplásico para el bobinado del motor, de alta temperatura, fue desarrollado inicialmente y patentado para pozos geotermales y pozos bajo inyección de vapor. El sistema completo está diseñado para compensar las tasas de expansión y contracción variables de los diferentes materiales utilizados en el diseño de la bomba. La utilización de un sistema ESP permite que el yacimiento sea explotado a una presión que es independiente de la presión en boca de pozo o la presión del separador, lo que mejora la calidad del vapor que puede inyectarse. Esto permite reducir la relación SOR en un 10 a un 25%, generando un ahorro de aproximadamente US$ 1.00 por barril de petróleo producido. Además, el sistema ESP Hotline 550 posee excelentes estadísticas de confiabilidad; siendo la instalación más larga en funcionamiento, ha estado operando durante 844 días. El sistema ESP Hotline 550 es utilizado por numerosos operadores canadienses, incluyendo Encana, Suncor, ConocoPhillips, Nexen, Total, Husky y Blackrock.
Antecedentes Del Proceso SAGD
El proceso SAGD comienza con una etapa de precalentamiento que consiste en la inyección de vapor conjuntamente por el pozo inyector y productor, acción que permite el establecimiento de intercambio calórico entre ambos pozos (Butler y Stephens, 1980; Butler, 1991). Una vez terminado el precalentamiento se continúa con la inyección de vapor solamente por el pozo inyector. se aprecia un corte longitudinal que muestra la configuración y comportamiento para un yacimiento homogéneo.
El calentamiento del petróleo por medio del vapor ocasiona una reducción en su viscosidad cinemática facilitándose de esta forma que el crudo fluya a través de la interface vapor-arena bituminosa por diferencia de densidades (Drenaje Gravitacional) hacia el pozo productor; es decir, el movimiento del petróleo hacia el pozo productor es causado por la fuerza de la gravedad y la geometría de una zona saturada de vapor (Cámara de vapor) de forma tal que el crudo se desplaza casi paralelo a la interface formada por la frontera de la cámara de vapor que incrementa sus dimensiones de manera continua. De esta forma, el petróleo y los condensados que se depositan en la parte más baja de la cámara de vapor son removidos continuamente a través del pozo productor gracias a la alta presión existente en la cámara de vapor (Butler, 1991). En la Fig. 2 se aprecia un corte transversal que muestra el comportamiento para un yacimiento homogéneo.
En Venezuela -PDVSA Empezó A Utilizar Método SAGD
En los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente para incrementar la producción. Dado que la inyección de vapor sólo produce una recuperación promedio de 30%, PDVSA empezó a utilizar SAGD hace cinco años, según McGee. Tres pares de pozos en Petróleo tierra con SAGD cerca de Tijuana están recuperando actualmente 40% de un yacimiento que en algún momento no produjo más de 18%. Pero McGee señala que la generación e inyección de vapor es extremadamente costosa.
La necesidad de incrementar la producción de crudos a corto y mediano plazo en yacimientos altamente complejos, heterogéneos y en avanzado estado de agotamiento, así como los continuos incrementos de los costos de producción e inversiones asociadas a los planes de explotación han llevado a realizar estudios de caracterización de yacimientos que indican la existencia de una gran cantidad de reservas no contabilizadas en los libros oficiales cuyo desarrollo requiere de una estrategia diferente de explotación con el objeto de incrementar y optimizar las tasas de producción y recobro final de los mismos. Esta necesidad es la principal fuente motora en la búsqueda de nuevas tecnologías que incrementen el levantamiento de los fluidos del yacimiento a la superficie, las cuales son y seguirán siendo un reto importante en el negocio petrolero. Entre estas tecnologías emergentes se encuentra el método SAGD (Butler y otros, 1981; Joshi and Threlkeld 1984), siglas en idioma Inglés que indican “Steam Assisted Gravity Drainage process” o “Proceso de drenaje gravitatorio asistido por vapor”, la cual es una técnica que logra incrementar de 60% a 70% el recobro de petróleo pesado y extra pesado original en sitio (POES). Esta característica le confiere un tremendo potencial económico ya que permite el aprovechamiento a gran escala de los depósitos de crudos pesados que han sido detectados hasta la fecha. Es de hacerse notar que otras técnicas de recuperación térmica sólo han proporcionado un recobro de
24% en el mejor de los casos.
El Método Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD).
El método SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) para la obtención de crudos pesados y extra pesados es una técnica que logra un recobro de 60% a 70% del Petróleo Original En Sitio (POES). Esta característica lo hace muy atractivo desde el punto de vista económico ya que otras técnicas de recuperación térmica al ser aplicadas al mismo tipo de yacimiento logran un recobro promedio del 18%. Esta técnica se basa fundamentalmente en la inyección contínua de vapor saturado en donde es necesario obtener y mantener las condiciones de equilibrio en presión, temperatura y flujo tanto en el pozo inyector como productor. Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD). Esta técnica implica el uso de dos pozos horizontales en lugar de verticales. Los operadores inyectan vapor en el pozo superior. El vapor sube en el yacimiento y reduce la viscosidad del crudo, el cual luego fluye por gravedad hacia el pozo de producción horizontal inferior. El SAGD tiene una tasa de recuperación estimada de 40% a 60%.
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