El drenaje gravitacional asistido por vapor ( SAGD , por sus siglas en inglés; "Sag-D") es una tecnología de recuperación mejorada de petróleo para producir petróleo crudo pesado y bitumen . Es una forma avanzada de estimulación con vapor en la que se perforan un par de pozos horizontales en el yacimiento de petróleo , uno a unos pocos metros por encima del otro. Se inyecta vapor a alta presión de forma continua en el pozo superior para calentar el petróleo y reducir su viscosidad , lo que hace que el petróleo calentado se 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 gravitacional asistido por vapor (SAGD) en la década de 1970. Butler "desarrolló el concepto de utilizar pares de pozos horizontales y vapor inyectado para desarrollar ciertos depósitos de bitumen considerados demasiado profundos para la minería". [1] [2] En 1983, Butler se convirtió en director de programas técnicos de la Autoridad de Tecnología e Investigación de Arenas Petrolíferas de Alberta (AOSTRA), [1] [3] una corporación de la corona creada por el Primer Ministro de Alberta Lougheed para promover nuevas tecnologías para la producción de arenas petrolíferas y petróleo crudo pesado. La AOSTRA rápidamente apoyó a SAGD como una innovación prometedora en la tecnología de extracción de arenas petrolíferas. [2]
El drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) y la inyección de vapor con estimulación cíclica con vapor (CSS) (industria petrolera) son dos procesos de recuperación térmica primaria aplicados comercialmente que se utilizan en las arenas petrolíferas [4] en subunidades de formación geológica , como la Formación Grand Rapids, la Formación Clearwater, la Formación McMurray, la Arena General Petroleum, la Arena Lloydminster, del Grupo Mannville , una cordillera estratigráfica en la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá .
Canadá es el mayor proveedor de petróleo importado a los Estados Unidos, y aporta más del 35% de las importaciones estadounidenses, mucho más que Arabia Saudita o Venezuela, y más que todos los países de la OPEP juntos. [5] 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 conocida para el público en general, pero solo se puede utilizar para depósitos de betún poco profundos. Sin embargo, la técnica más reciente de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) es más adecuada para los depósitos profundos mucho más grandes que rodean a los poco profundos. Se predice que gran parte del crecimiento futuro esperado de la producción en las arenas petrolíferas canadienses será de SAGD. [6] : 9
"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 subyacente en los datos, esta cifra excluye el método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés), cada vez más importante".
— El nexo agua-energía 2011
Las emisiones del drenaje gravitacional asistido por vapor son equivalentes a las emitidas por los proyectos de inundación con vapor que se han utilizado durante mucho tiempo para producir petróleo pesado en el campo petrolífero del río Kern en California y en otras partes del mundo. [7]
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 petrolífero Kern River de California. [8] La clave de todos los procesos de inyección de vapor es suministrar calor a la formación productora para reducir la viscosidad del petróleo pesado y permitirle moverse hacia el pozo productor. El proceso de estimulación cíclica con 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 bitumen de depósitos más pesados y profundos en las arenas petrolíferas de Athabasca y las arenas petrolíferas de Peace River , 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 [9] de Imperial Oil con la asistencia de la Autoridad de Tecnología e Investigación de Arenas Petrolíferas de Alberta y socios de la industria. [10] 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 estadounidenses por barril. [11]
En el proceso SAGD, se perforan dos pozos petroleros 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 o bitumen calentado 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 se establece una comunicación térmica con el yacimiento de modo que el vapor inyectado forma una "cámara de vapor". El calor del vapor reduce la viscosidad del petróleo crudo pesado o bitumen, lo que le permite fluir hacia abajo en el pozo inferior. El vapor y el gas asociado se elevan debido a su baja densidad en comparación con el petróleo crudo pesado de abajo, 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. [12] El flujo de petróleo y agua se realiza mediante un drenaje a contracorriente impulsado por la gravedad hacia el pozo inferior. El agua condensada y el petróleo crudo o betún se recuperan a la superficie mediante bombas como las bombas de cavidad progresiva que funcionan bien para mover fluidos de alta viscosidad con sólidos suspendidos. [13]
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 más alto sea el nivel de líquido por encima del productor, más baja será la temperatura y más alto será el subenfriamiento. Sin embargo, los yacimientos de la vida real son invariablemente heterogéneos, por lo que se vuelve 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 irregular de la cámara de vapor, permiten que una pequeña cantidad de vapor ingrese al productor para mantener caliente el bitumen en todo el pozo y, por lo tanto, mantener baja su viscosidad con el beneficio adicional de transferir calor a partes más frías del yacimiento a lo largo del pozo. Otra variación, a veces llamada SAGD parcial, se utiliza cuando los operadores hacen circular vapor deliberadamente en el productor después de un largo período de cierre o como procedimiento de arranque. Aunque un valor alto de subenfriamiento es deseable desde el punto de vista de la eficiencia térmica, ya que generalmente incluye la reducción de las tasas de inyección de vapor, también da como resultado una producción ligeramente reducida debido a una viscosidad más alta y una menor movilidad del betún causadas por una temperatura más baja. Otro inconveniente de un subenfriamiento muy alto es la posibilidad de que la presión del vapor finalmente no sea suficiente para sostener 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 a una presión de yacimiento cercana a la del yacimiento elimina los problemas de inestabilidad que afectan a todos los procesos de vapor cíclicos y de alta presión, y el SAGD produce una producción uniforme y uniforme que puede alcanzar el 70% al 80% del petróleo en el lugar en yacimientos adecuados. El proceso es relativamente insensible a las vetas de esquisto y otras barreras verticales al flujo de vapor y fluidos porque, a medida que se calienta la roca, la expansión térmica diferencial permite que el vapor y los fluidos fluyan por gravedad a través del pozo de producción. Esto permite tasas de recuperación del 60% al 70% del petróleo en el lugar, incluso en formaciones con muchas barreras delgadas de esquisto. Térmicamente, el SAGD es generalmente dos veces más eficiente que el antiguo proceso CSS, y da como resultado muchos menos pozos dañados por las altas presiones asociadas con el CSS. Combinado con las mayores tasas de recuperación de petróleo logradas, esto significa que el SAGD es mucho más económico que los procesos de vapor cíclico donde el yacimiento es razonablemente grueso. [14]
La idea del drenaje por gravedad fue concebida originalmente por el Dr. Roger Butler, ingeniero de Imperial Oil en la década de 1970 [1] [2] En 1975, Imperial Oil trasladó a Butler de Sarnia, Ontario a Calgary, Alberta, para que dirigiera su esfuerzo de investigación sobre petróleo pesado. Probó el concepto con Imperial Oil en 1980, en un proyecto piloto en Cold Lake que incluía uno de los primeros pozos horizontales de la industria, con inyectores verticales.
En 1974, el Primer Ministro de Alberta, Peter Lougheed, creó la Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Petrolíferas de Alberta (AOSTRA, por sus siglas en inglés) 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 petróleo crudo pesado, y la recuperación mejorada de petróleo crudo convencional. Su primera instalación fue propiedad de diez participantes industriales y recibió un amplio apoyo gubernamental (Deutsch y McLennan 2005) [2] , incluido el Fondo Fiduciario de Ahorros del Patrimonio de Alberta . [15] [16] [17] Uno de los principales objetivos de la AOSTRA fue encontrar tecnologías adecuadas para esa parte de las arenas petrolíferas de Athabasca que no se podía recuperar utilizando tecnologías de minería de superficie convencionales. [2]
En 1984, AOSTRA inició la Instalación de Pruebas Subterráneas en las arenas petrolíferas de Athabasca, ubicadas entre los ríos MacKay y el río Devon al oeste de la planta Syncrude como una instalación de recuperación de betún SAGD in situ . [2] [18] Fue aquí donde se llevó a cabo su primera prueba de pozos SAGD gemelos (horizontales), demostrando la viabilidad del concepto, logrando brevemente un flujo de caja positivo en 1992 a una tasa de producción de aproximadamente 2.000 barriles por día (320 m 3 /d) de tres pares de pozos.
La planta Foster Creek en Alberta, Canadá, construida en 1996 y operada por Cenovus Energy , fue el primer proyecto comercial de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) y en 2010 Foster Creek "se convirtió en el proyecto SAGD comercial más grande de Alberta en alcanzar el estado de pago de regalías". [ enlace muerto ] [18] [ enlace muerto ] [19]
Los pozos SAGD originales de UTF se perforaban horizontalmente desde un túnel en el subsuelo de piedra caliza, al que se accedía mediante pozos mineros verticales. El concepto coincidió con el desarrollo de técnicas de perforación direccional que permitieron a las empresas perforar pozos horizontales con precisión, de manera económica y eficiente, hasta el punto de que ya no era necesario justificar la perforación de un pozo vertical convencional. Con el bajo costo de perforación de pares de pozos horizontales y las altísimas tasas de recuperación del proceso SAGD (hasta el 60% del petróleo en el lugar), el SAGD resulta económicamente atractivo para las compañías petroleras.
En Foster Creek, Cenovus ha empleado su tecnología patentada [20] de "pozo en cuña" para recuperar recursos residuales que no se encuentran en las operaciones SAGD regulares, lo que mejora la tasa de recuperación total de la operación. La tecnología de "pozo en cuña" funciona accediendo al bitumen residual que se pasa por alto en las operaciones SAGD regulares perforando 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 para recuperar en esa área del yacimiento entre los pares de pozos SAGD operativos es una "cuña" de petróleo residual, pasado por alto. Se ha demostrado que la tecnología de pozo en 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 comúnmente como la fase de "purga", [21] el vapor inyectado se reemplaza con un gas no condensable como el metano, lo que reduce aún más los costos de producción. [22]
Esta tecnología no era comercialmente viable en un principio, pero lo fue durante el aumento de los precios del petróleo en la década de 2000. 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 el SAGD) para extraer petróleo crudo. Las arenas petrolíferas canadienses tienen muchos proyectos SAGD en curso, ya que esta región alberga uno de los mayores depósitos de bitumen 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 al tercer nivel más alto del mundo después de Venezuela y Arabia Saudita y aproximadamente cuadriplicó las reservas de petróleo de América del Norte. En 2011, las reservas de arenas petrolíferas se situaban en alrededor de 169 mil millones de barriles.
SAGD, un proceso de recuperación térmica, consume grandes cantidades de agua y gas natural. [6] : 4
"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 subyacente en los datos, esta cifra excluye el método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD), cada vez más importante. Animamos 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 de superficie puede consumir 20 veces más agua que la perforación petrolera convencional". Sin embargo, en 2011 no había datos suficientes sobre la cantidad de agua utilizada en el cada vez más importante método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). [6] : 4 Los evaporadores pueden tratar el agua producida por SAGD para producir agua dulce de alta calidad para su reutilización en operaciones de SAGD. [23] Sin embargo, los evaporadores producen un gran volumen de desechos de purga que requieren una gestión adicional. [23]
Como en todos los procesos de recuperación térmica, el costo de la generación de vapor es una parte importante del costo de producción de petróleo. Históricamente, el gas natural se ha utilizado como combustible para los 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 de gas natural hacia 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 , el uso de los depósitos de carbón cercanos (y masivos) o incluso la construcción de reactores nucleares para producir el calor.
Para generar el vapor necesario para el proceso SAGD, se necesita una fuente de grandes cantidades de agua dulce y salobre y grandes instalaciones de reciclado de agua. El agua es un tema de debate popular en lo que respecta al uso y la gestión del agua. En 2008, la producción petrolera estadounidense (no limitada a SAGD) generó más de 5 mil millones de galones de agua producida todos los días. [24] [25] La preocupación por el uso de grandes cantidades de agua tiene poco que ver con la proporción de agua utilizada, sino con la calidad del agua. Tradicionalmente, cerca de 70 millones de metros cúbicos del volumen de agua que se utilizaba 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. Sin embargo, 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 del triple desde que comenzó la producción. [26] Al depender del drenaje gravitacional, el SAGD también requiere yacimientos comparativamente gruesos y homogéneos, por lo que no es adecuado para todas las áreas de producción de petróleo pesado.
En 2009, los dos procesos de recuperación térmica primaria aplicados comercialmente, el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) y la estimulación cíclica con 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. [4]
Canadian Natural Resources emplea tecnología de vapor cíclico o "huff and puff" para desarrollar los recursos de bitumen. Esta tecnología requiere un solo 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 el bitumen frío; luego se cierra el pozo durante varias semanas o meses para permitir que el vapor penetre en la formación. Luego, se invierte el flujo en el pozo de inyección para producir petróleo a través del mismo pozo de inyección. Las fases de inyección y producción juntas comprenden un ciclo. Se vuelve a inyectar vapor para comenzar un nuevo ciclo cuando las tasas de producción de petróleo caen por debajo de un umbral crítico debido al enfriamiento del yacimiento. [27] La estimulación cíclica con vapor también tiene una serie de procesos de seguimiento o mejora de CSS, que incluyen el aumento de presión y la purga (PUBD), la impulsión y el drenaje con vapor de pozo mixto (MWSDD), la extracción de vapor (Vapex), la adición de líquido al vapor para una recuperación mejorada de bitumen (LASER) y el proceso SAGD e híbrido asistido por HPCSS. [4]
"Aproximadamente el 35 por ciento de toda la producción in situ en las arenas petrolíferas de Alberta utiliza una técnica llamada estimulación cíclica con vapor a alta presión (HPCSS), que se realiza en ciclos entre dos fases: primero, se inyecta vapor en un depósito subterráneo de arenas petrolíferas para fracturar y calentar la formación para ablandar el betún, tal 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 hasta la superficie a través del mismo pozo, nuevamente como CSS, hasta que la caída de presión resultante reduce la producción a una etapa antieconómica. Luego, el proceso se repite varias veces". [28] Un comunicado de prensa del Regulador de Energía de Alberta (AER) explicó la diferencia entre la estimulación cíclica con vapor a alta presión (HPCSS) y el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). "El método HPCSS se ha utilizado en la recuperación de petróleo en Alberta durante más de 30 años. El método implica inyectar vapor a alta presión, muy por encima de la presión ambiental del yacimiento, en un yacimiento durante un período prolongado de tiempo. A medida que el calor ablanda el betún y el agua 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 inyectores de vapor. El HPCSS se diferencia de las operaciones de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) en las que el vapor se inyecta continuamente a presiones más bajas sin fracturar el yacimiento y utiliza el drenaje gravitacional como mecanismo de recuperación principal". [29]
En la Formación Clearwater, cerca de Cold Lake, Alberta, se utiliza la estimulación cíclica con vapor a alta presión (HPCSS). [4] Hay pozos horizontales y verticales. La inyección se realiza a presión de fractura. Hay un espaciamiento de 60 m a 180 m para pozos horizontales. Los pozos verticales están espaciados a una distancia de 2 a 8 acres para pozos verticales. El desarrollo puede ser tan bajo como 7 m de área neta productiva. Se utiliza en áreas generalmente sin o con un mínimo de agua de fondo o gas en la superficie. El CSOR es de 3,3 a 4,5. La recuperación final se predice entre el 15 y el 35 %. [4] 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, espaciamiento de 75 m a 120 m, desarrollo hasta un espesor neto de 10 m, 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 %. [4]
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 estimulación cíclica con vapor a alta presión (HPCSS). [4]
Entre los mecanismos alternativos de recuperación mejorada de petróleo se incluyen VAPEX ( Extracción de Petróleo Asistida por Vapor ), Proceso de Desgaste Dinámico Electrotérmico (ET-DSP) e ISC (Combustión In Situ). VAPEX, un "proceso de drenaje por gravedad que utiliza solventes vaporizados en lugar de vapor para desplazar o producir petróleo pesado y reducir su viscosidad, también fue inventado por Butler. [30]
ET-DSP es un proceso patentado que utiliza electricidad para calentar depósitos de arenas petrolíferas para movilizar el bitumen, lo que permite la producción mediante pozos verticales simples. ISC utiliza oxígeno para generar calor que disminuye la viscosidad del petróleo; 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 (Toe to Heel Air Injection). La instalación THAI en Saskatchewan fue adquirida en 2017 por Proton Technologies Canada Inc., que 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. [30]
eMSAGP es un proceso patentado por MEG Energy [31] en el que MEG, en asociación con Cenovus, [32] desarrolló un proceso de recuperación modificado denominado “impulso de vapor y gas modificado mejorado” (eMSAGP), una modificación de SAGP diseñada para mejorar la eficiencia térmica de SAGD mediante la utilización de productores adicionales ubicados a mitad de camino entre pares de pozos SAGD adyacentes, a la altura de los productores SAGD. Estos productores adicionales, comúnmente denominados pozos de “relleno”, son una parte integral del sistema de recuperación eMSAGP.
{{cite journal}}: Requiere citar revista |journal=( ayuda ){{cite journal}}: Requiere citar revista |journal=( ayuda ) [ enlace muerto permanente ]{{cite journal}}: Requiere citar revista |journal=( ayuda ) [ enlace muerto permanente ]{{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace )