Oilfield Review

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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
16
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
17

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