Drenaje por gravedad asistido por vapor - Steam-assisted gravity drainage

El drenaje por gravedad asistido por vapor ( SAGD ; "Sag-D") es una tecnología mejorada de recuperación de petróleo para producir petróleo crudo pesado y betún . Es una forma avanzada de estimulación con vapor en la que se perforan un par de pozos horizontales en el depósito de petróleo , uno unos metros por encima del otro. El vapor de alta presión se inyecta continuamente en el pozo superior para calentar el petróleo y reducir su viscosidad , lo que hace que el petróleo calentado drene hacia el pozo inferior, donde se bombea. El Dr. Roger Butler, ingeniero de Imperial Oil de 1955 a 1982, inventó el proceso de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) en la década de 1970. Butler "desarrolló el concepto de utilizar pares horizontales de pozos y vapor inyectado para desarrollar ciertos depósitos de betún considerados demasiado profundos para la minería". En 1983, Butler se convirtió en director de programas técnicos de la Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Petrolíferas de Alberta (AOSTRA), una corporación de la corona creada por Alberta Premier Lougheed para promover nuevas tecnologías para la producción de arenas petrolíferas y petróleo crudo pesado. AOSTRA apoyó rápidamente a SAGD como una innovación prometedora en la tecnología de extracción de arenas petrolíferas.

El drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y la inyección de vapor de estimulación cíclica de vapor (CSS) (industria petrolera) son dos procesos primarios de recuperación térmica aplicados comercialmente que se utilizan en las arenas petrolíferas en subunidades de formación geológica , como la formación Grand Rapids, la formación Clearwater, Formación McMurray, General Petroleum Sand, Lloydminster Sand, del Grupo Mannville , un rango estratigráfico en la Cuenca Sedimentaria de Canadá Occidental .

Canadá es ahora el mayor proveedor de petróleo importado a los Estados Unidos, suministrando más del 35% de las importaciones estadounidenses, mucho más que Arabia Saudita o Venezuela, y más que todos los países de la OPEP juntos. La mayor parte de la nueva producción proviene de los vastos depósitos de arenas petrolíferas de Alberta. Hay dos métodos principales de recuperación de arenas petrolíferas. La técnica de extracción a cielo abierto es más familiar para el público en general, pero solo se puede utilizar para depósitos de betún poco profundos. Sin embargo, la técnica más reciente de drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD) se adapta mejor a los depósitos profundos mucho más grandes que rodean a los poco profundos. Se prevé que gran parte del crecimiento futuro esperado de la producción en las arenas bituminosas canadienses procederá de SAGD.

"El petróleo de las arenas petrolíferas canadienses extraído mediante técnicas de minería a cielo abierto puede consumir 20 veces más agua que la perforación petrolera convencional. Como ejemplo específico de una debilidad de los datos subyacentes, esta cifra excluye el método cada vez más importante de la técnica de drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD). "

-  El nexo agua-energía 2011

Las emisiones de drenaje por gravedad asistido por vapor son equivalentes a las emitidas por los proyectos de inundación de vapor que se han utilizado durante mucho tiempo para producir petróleo pesado en el campo petrolero Kern River de California y en otras partes del mundo.

Descripción

El proceso SAGD de producción de petróleo pesado o bitumen es una mejora de las técnicas de inyección de vapor desarrolladas originalmente para producir petróleo pesado del campo petrolero Kern River de California. La clave de todos los procesos de inundación con vapor es entregar calor a la formación productora para reducir la viscosidad del petróleo pesado y permitir que se mueva hacia el pozo productor. El proceso de estimulación cíclica de vapor (CSS) desarrollado para los campos de petróleo pesado de California fue capaz de producir petróleo de algunas partes de las arenas petrolíferas de Alberta, como las arenas petrolíferas de Cold Lake , pero no funcionó tan bien para producir betún de más pesado y profundo depósitos en las arenas petrolíferas de Athabasca y las arenas petrolíferas del río Peace , donde se encuentran la mayoría de las reservas de arenas petrolíferas de Alberta. Para producir estas reservas mucho más grandes, el proceso SAGD fue desarrollado, principalmente por el Dr. Roger Butler de Imperial Oil con la ayuda de la Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Petrolíferas de Alberta y socios de la industria. La Junta Nacional de Energía estima que el proceso SAGD es económico cuando los precios del petróleo son de al menos 30 a 35 dólares por barril.

En el proceso SAGD, se perforan dos pozos de petróleo horizontales paralelos en la formación , uno de 4 a 6 metros por encima del otro. El pozo superior inyecta vapor y el inferior recoge el petróleo crudo calentado o el betún que fluye hacia abajo debido a la gravedad, más el agua recuperada de la condensación del vapor inyectado. La base del proceso SAGD es que la comunicación térmica se establece con el depósito de modo que el vapor inyectado forma una "cámara de vapor". El calor del vapor reduce la viscosidad del petróleo crudo pesado o el betún, lo que le permite fluir hacia el pozo inferior. El vapor y el gas asociado aumentan debido a su baja densidad en comparación con el petróleo crudo pesado que se encuentra debajo, lo que garantiza que no se produzca vapor en el pozo de producción inferior, tienden a subir en la cámara de vapor, llenando el espacio vacío dejado por el petróleo. El gas asociado forma, hasta cierto punto, una manta térmica aislante por encima (y alrededor) del vapor. El flujo de petróleo y agua se realiza mediante un drenaje a contracorriente impulsado por gravedad hacia el pozo inferior. El agua condensada y el petróleo crudo o el betún se recuperan en la superficie mediante bombas como las de cavidad progresiva que funcionan bien para mover fluidos de alta viscosidad con sólidos en suspensión.

El subenfriamiento es la diferencia entre la temperatura de saturación (punto de ebullición) del agua a la presión del productor y la temperatura real en el mismo lugar donde se mide la presión. Cuanto mayor es el nivel de líquido por encima del productor, menor es la temperatura y mayor es el subenfriamiento. Sin embargo, los reservorios de la vida real son invariablemente heterogéneos, por lo que resulta extremadamente difícil lograr un subenfriamiento uniforme a lo largo de toda la longitud horizontal de un pozo. Como consecuencia, muchos operadores, cuando se enfrentan a un desarrollo desigual de la cámara de vapor, permiten que una pequeña cantidad de vapor ingrese al productor para mantener caliente el betún en todo el pozo y, por lo tanto, mantener su viscosidad baja con el beneficio adicional de transferir calor a las partes más frías. del yacimiento a lo largo del pozo. Otra variación a veces llamada SAGD parcial se usa cuando los operadores hacen circular vapor deliberadamente en el productor después de un período de cierre prolongado o como un procedimiento de arranque. Aunque es deseable un alto valor de subenfriamiento desde el punto de vista de la eficiencia térmica, ya que generalmente incluye la reducción de las tasas de inyección de vapor, pero también da como resultado una producción ligeramente reducida debido a una viscosidad más alta correspondiente y una menor movilidad del bitumen causada por una temperatura más baja. Otro inconveniente del subenfriamiento muy alto es la posibilidad de que la presión del vapor no sea suficiente para mantener el desarrollo de la cámara de vapor por encima del inyector, lo que a veces da como resultado cámaras de vapor colapsadas donde el vapor condensado inunda el inyector e impide un mayor desarrollo de la cámara.

La operación continua de los pozos de inyección y producción aproximadamente a la presión del yacimiento elimina los problemas de inestabilidad que afectan a todos los procesos de vapor cíclicos y de alta presión, y SAGD produce una producción uniforme y uniforme que puede llegar al 70% al 80% del petróleo en su lugar. reservorios adecuados. El proceso es relativamente insensible a las rayas de lutita y otras barreras verticales al flujo de vapor y fluido porque, a medida que la roca se calienta, la expansión térmica diferencial permite que el vapor y los fluidos fluyan por gravedad hacia el pozo de producción. Esto permite tasas de recuperación del 60% al 70% del petróleo en el lugar, incluso en formaciones con muchas barreras de lutitas delgadas. Térmicamente, SAGD es generalmente dos veces más eficiente que el proceso CSS más antiguo, y da como resultado muchos menos pozos dañados por las altas presiones asociadas con CSS. Combinado con las mayores tasas de recuperación de petróleo logradas, esto significa que SAGD es mucho más económico que los procesos cíclicos de vapor donde el yacimiento es razonablemente grueso.

Historia

La idea del drenaje por gravedad fue concebida originalmente por el Dr. Roger Butler, un ingeniero de Imperial Oil en la década de 1970. En 1975, Imperial Oil transfirió a Butler de Sarnia, Ontario a Calgary, Alberta para dirigir su esfuerzo de investigación de petróleo pesado. Probó el concepto con Imperial Oil en 1980, en un piloto en Cold Lake que contó con uno de los primeros pozos horizontales de la industria, con inyectores verticales.

Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Petrolíferas de Alberta (AOSTRA) 1974

En 1974, el ex primer ministro de Alberta, Peter Lougheed, creó la Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Petrolíferas de Alberta (AOSTRA) como una corporación de la corona de Alberta para promover el desarrollo y el uso de nuevas tecnologías para la producción de arenas petrolíferas y crudo pesado, y una mejor recuperación de crudo convencional. petróleo. Su primera instalación fue propiedad y operada por diez participantes industriales y recibió un amplio apoyo del gobierno (Deutsch y McLennan 2005), incluido el Fondo Fiduciario de Ahorros del Patrimonio de Alberta . Uno de los principales objetivos del hallazgo de AOSTRA de tecnologías adecuadas para esa parte de las arenas petrolíferas de Athabasca que no se pudo recuperar utilizando tecnologías convencionales de minería de superficie.

Instalación de pruebas subterráneas de AOSTRA 1984

En 1984, AOSTRA inició la instalación de prueba subterránea en las arenas petrolíferas de Athabasca , ubicada entre los ríos MacKay y el río Devon al oeste de la planta Syncrude como una instalación de recuperación de bitumen SAGD in situ . Fue aquí donde tuvo lugar su primera prueba de pozos SAGD gemelos (horizontales), lo que demuestra la viabilidad del concepto, logrando brevemente un flujo de efectivo positivo en 1992 a una tasa de producción de aproximadamente 2000 bbl / día de 3 pares de pozos.

Foster Creek

La planta de Foster Creek en Alberta Canadá, construida en 1996 y operada por Cenovus Energy , fue el primer proyecto comercial de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y en 2010 Foster Creek se convirtió en el proyecto comercial de SAGD más grande de Alberta en alcanzar el estado de pago de regalías. "

Los pozos UTF SAGD originales se perforaron horizontalmente desde un túnel en el subsuelo de piedra caliza, al que se accede con pozos de mina verticales . El concepto coincidió con el desarrollo de técnicas de perforación direccional que permitieron a las empresas perforar pozos horizontales de manera precisa, económica y eficiente, hasta el punto que se volvió difícil justificar la perforación de un pozo vertical convencional. Con el bajo costo de perforar pares de pozos horizontales y las muy altas tasas de recuperación del proceso SAGD (hasta el 60% del petróleo en el lugar), SAGD es económicamente atractivo para las compañías petroleras.

En Foster Creek, Cenovus ha empleado su tecnología patentada de 'pozo de cuña' para recuperar los recursos residuales que no pasan por las operaciones regulares de SAGD, esto mejora la tasa de recuperación total de la operación. La tecnología de 'pozo de cuña' funciona accediendo al bitumen residual que se pasa por alto en las operaciones regulares de SAGD mediante la perforación de un pozo de relleno entre dos pares de pozos SAGD operativos establecidos una vez que las cámaras de vapor SAGD han madurado hasta el punto en que se han fusionado y están en comunicación fluida y luego lo que queda por recuperar en esa área del yacimiento entre los pares de pozos SAGD en funcionamiento es una "cuña" de petróleo residual, desviado. Se ha demostrado que la tecnología de pozo de cuña mejora las tasas de recuperación generales en un 5% -10% a un costo de capital reducido, ya que se requiere menos vapor una vez que las cámaras de vapor maduran hasta el punto en que están en comunicación fluida y, por lo general, en esta etapa del proceso de recuperación. , también conocida como la fase de "purga", el vapor inyectado se reemplaza por un gas no condensable como el metano, lo que reduce aún más los costos de producción.

Aplicaciones actuales

Esta tecnología ahora se está explotando debido al aumento de los precios del petróleo . Si bien los métodos de perforación tradicionales prevalecieron hasta la década de 1990, los altos precios del crudo del siglo XXI están fomentando métodos menos convencionales (como SAGD) para extraer petróleo crudo. Las arenas petrolíferas canadienses tienen muchos proyectos SAGD en curso, ya que esta región alberga uno de los depósitos de betún más grandes del mundo ( Canadá y Venezuela tienen los depósitos más grandes del mundo).

El proceso SAGD permitió a la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta (ERCB) aumentar sus reservas probadas de petróleo a 179 mil millones de barriles, lo que elevó las reservas de petróleo de Canadá a la tercera más alta del mundo después de Venezuela y Arabia Saudita y aproximadamente cuadruplicó las reservas de petróleo de América del Norte. A partir de 2011, las reservas de arenas petrolíferas se sitúan en alrededor de 169 mil millones de barriles.

Desventajas

Nexo entre aceite y agua

SAGD, un proceso de recuperación térmica, consume grandes cantidades de agua y gas natural.

"El petróleo de las arenas petrolíferas canadienses extraído mediante técnicas de minería a cielo abierto puede consumir 20 veces más agua que la perforación petrolera convencional. Como ejemplo específico de una debilidad de los datos subyacentes, esta cifra excluye el método cada vez más importante de la técnica de drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD). Alentamos a los futuros investigadores a llenar este vacío.

-  El nexo agua-energía 2011

"El petróleo de las arenas petrolíferas canadienses extraído mediante técnicas de minería a cielo abierto puede consumir 20 veces más agua que la extracción de petróleo convencional". Sin embargo, en 2011 había datos inadecuados sobre la cantidad de agua utilizada en el método cada vez más importante de la técnica de drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD). Los evaporadores pueden tratar el agua producida por SAGD para producir agua dulce de alta calidad para su reutilización en las operaciones de SAGD. Sin embargo, los evaporadores producen un gran volumen de residuos de purga que requiere una mayor gestión.

Uso de gas natural para la generación de vapor

Como en todos los procesos de recuperación térmica, el costo de generación de vapor es una parte importante del costo de producción de petróleo. Históricamente, el gas natural se ha utilizado como combustible para proyectos de arenas petrolíferas canadienses, debido a la presencia de grandes reservas de gas varadas en el área de arenas petrolíferas. Sin embargo, con la construcción de gasoductos a mercados externos en Canadá y Estados Unidos, el precio del gas se ha convertido en una consideración importante. El hecho de que la producción de gas natural en Canadá haya alcanzado su punto máximo y ahora esté disminuyendo también es un problema. Se están considerando otras fuentes de generación de calor, en particular la gasificación de las fracciones pesadas del betún producido para producir gas de síntesis , utilizando los depósitos cercanos (y masivos) de carbón , o incluso la construcción de reactores nucleares para producir el calor.

Uso de agua para la generación de vapor

Se requiere una fuente de grandes cantidades de agua dulce y salobre y grandes instalaciones de reciclaje de agua para crear el vapor para el proceso SAGD. El agua es un tema de debate popular en lo que respecta al uso y la gestión del agua. A partir de 2008, la producción de petróleo estadounidense (no limitada a SAGD) genera más de 5 mil millones de galones de agua producida todos los días. La preocupación de utilizar grandes cantidades de agua tiene poco que ver con la proporción de agua utilizada, más bien con la calidad del agua. Tradicionalmente, cerca de 70 millones de metros cúbicos del volumen de agua que se utilizó en el proceso SAGD era agua dulce superficial. Ha habido una reducción significativa en el uso de agua dulce a partir de 2010, cuando se utilizaron aproximadamente 18 millones de metros cúbicos. Aunque para compensar la drástica reducción en el uso de agua dulce, la industria ha comenzado a aumentar significativamente el volumen de agua subterránea salina involucrada. Esto, así como otras técnicas de ahorro de agua más generales, han permitido que el uso de agua superficial en las operaciones de arenas petrolíferas se reduzca en más de tres veces desde que comenzó la producción. Dependiendo del drenaje por gravedad, SAGD también requiere reservorios comparativamente gruesos y homogéneos, por lo que no es adecuado para todas las áreas de producción de petróleo pesado.

Metodos alternativos

En 2009, los dos procesos primarios de recuperación térmica aplicados comercialmente, el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y la estimulación cíclica por vapor (CSS), se utilizaron en la producción de arenas petrolíferas en las formaciones Clearwater y Lower Grand Rapids en el área de Cold Lake en Alberta.

Estimulación cíclica de vapor (CSS)

Canadian Natural Resources emplea vapor cíclico o tecnología de "soplo y soplo" para desarrollar recursos bituminosos. Esta tecnología requiere un pozo y la producción consiste en la inyección para fracturar y calentar la formación antes de las fases de producción. Primero se inyecta vapor por encima del punto de fractura de la formación durante varias semanas o meses, movilizando betún frío, luego se cierra el pozo durante varias semanas o meses para permitir que el vapor penetre en la formación. Luego, el flujo en el pozo de inyección se invierte produciendo petróleo a través del mismo pozo de inyección. Las fases de inyección y producción juntas comprenden un ciclo. El vapor se reinyecta para comenzar un nuevo ciclo cuando las tasas de producción de petróleo caen por debajo de un umbral crítico debido al enfriamiento del depósito. La estimulación cíclica con vapor también tiene una serie de procesos de seguimiento o mejora de CSS, que incluyen aumento de presión y purga (PUBD), impulsión y drenaje de vapor de pozo mixto (MWSDD), extracción de vapor (Vapex), adición de líquido al vapor para una recuperación mejorada de Proceso híbrido y SAGD asistido por betún (LASER) y HPCSS.

Estimulación de vapor cíclico de alta presión (HPCSS)

"Aproximadamente el 35 por ciento de toda la producción in situ en las arenas petrolíferas de Alberta utiliza una técnica llamada estimulación cíclica de vapor de alta presión (HPCSS), que alterna entre dos fases: primero, se inyecta vapor en un depósito subterráneo de arenas petrolíferas para fracturar y calentar el formación para ablandar el betún como lo hace CSS, excepto a presiones aún más altas; luego, el ciclo cambia a producción donde la mezcla caliente resultante de betún y vapor (llamada "emulsión de betún") se bombea a la superficie a través del mismo pozo , nuevamente al igual que CSS, hasta que la caída de presión resultante ralentiza la producción a una etapa antieconómica. Luego, el proceso se repite varias veces ". Un comunicado de prensa del regulador de energía de Alberta (AER) explicó la diferencia entre la estimulación cíclica con vapor de alta presión (HPCSS) y el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). "El HPCSS se ha utilizado en la recuperación de petróleo en Alberta durante más de 30 años. El método consiste en inyectar vapor a alta presión, muy por encima de la presión ambiental del yacimiento, en un reservorio durante un período prolongado de tiempo. A medida que el calor ablanda el betún y el agua se diluye y separa el betún de la arena, la presión crea fracturas, grietas y aberturas a través de las cuales el betún puede fluir de regreso a los pozos de los inyectores de vapor. HPCSS se diferencia de las operaciones de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) donde el vapor se inyecta continuamente a presiones más bajas sin fractura el reservorio y utiliza drenaje por gravedad como mecanismo de recuperación principal ".

En la Formación Clearwater cerca de Cold Lake, Alberta, se utiliza la estimulación cíclica de vapor de alta presión (HPCSS). Hay pozos tanto horizontales como verticales. La inyección se realiza a presión de fractura. Hay un espaciamiento de 60 ma 180 m para pozos horizontales. Los pozos verticales están espaciados de 2 a 8 acres para los pozos verticales. El desarrollo puede tener un salario neto tan bajo como 7 m. Se usa en áreas generalmente sin o con un mínimo de agua en el fondo o gas en la parte superior. El CSOR es de 3.3 a 4.5. La recuperación final se prevé entre el 15 y el 35%. El método de recuperación térmica SAGD también se utiliza en las formaciones Clearwater y Lower Grand Rapids con pares de pozos horizontales (700 a 1000 m), presión operativa de 3 a 5 MPa, Burnt Lake SAGD se inició con una presión operativa más alta cercana a la presión de dilatación, 75 ma 120 espaciamiento m, desarrollo hasta tan solo 10 m de producción neta, en áreas con o sin agua de fondo, CSOR: 2.8 a 4.0 (con una calidad del 100%), recuperación final prevista: 45% a 55%.

El proyecto de arenas petrolíferas in situ Primrose y Wolf Lake de Canadian Natural Resources Limited (CNRL) cerca de Cold Lake, Alberta en la Formación Clearwater , operado por la subsidiaria de CNRL Horizon Oil Sands , utiliza la estimulación de vapor cíclico de alta presión (HPCSS).

Extracción de vapor (Vapex)

Mecanismos de recuperación mejorada de petróleo alternativos incluyen VAPEX ( V apor A ssisted P etroleum Ex , la tracción) electrotérmicos Proceso dinámico Stripping (ET-DSP) , y ISC (por In Situ combustión). VAPEX, un "proceso de drenaje por gravedad que utiliza disolventes vaporizados en lugar de vapor para desplazar o producir aceite pesado y reducir su viscosidad, también fue inventado por Butler.

ET-DSP es un proceso patentado que utiliza electricidad para calentar los depósitos de arenas bituminosas para movilizar el betún y permitir la producción mediante pozos verticales simples. ISC usa oxígeno para generar calor que disminuye la viscosidad del aceite; junto con el dióxido de carbono generado por el petróleo crudo pesado, desplaza el petróleo hacia los pozos de producción. Un enfoque de ISC se llama THAI para Inyección de aire de punta a talón. La instalación de THAI en Saskatchewan fue comprada en 2017 por Proton Technologies Canada Inc., quien ha demostrado la separación de hidrógeno puro en este sitio. El objetivo de Proton es dejar el carbono en el suelo y extraer solo el hidrógeno de los hidrocarburos.

Empuje de gas y vapor modificado mejorado (eMSAGP)

eMSAGP es un proceso patentado de MEG Energy en el que MEG, en asociación con Cenovus, desarrolló un proceso de recuperación modificado denominado "Vapor modificado mejorado y empuje de gas" (eMSAGP), una modificación de SAGP diseñada para mejorar la eficiencia térmica de SAGD mediante la utilización de productores adicionales ubicados a medio camino entre pares de pozos SAGD adyacentes, a la altura de los productores SAGD. Estos productores adicionales, comúnmente conocidos como pozos de "relleno", son una parte integral del sistema de recuperación eMSAGP.

Ver también

Referencias

enlaces externos