2.8. Proceso por Empuje de Vapor y Gas (SAGP)Una de las opciones para producir aceite y mantener la presin de un yacimiento es la inyeccin de gas pero este enfoque suele fallar debido a la conificacin de ste en el pozo productor, que se ve reflejado en una alta RGA, lo cual lo convierte en un proceso no econmico; la RGA puede ser controlada mediante la ubicacin del pozo productor sobre la base de la formacin productora, la inyeccin del gas sobre la cima y con la limitacin de los gastos de flujo; esto suele resultar prctico y econmico en yacimientos con crudos ligeros pero no con crudos pesados.

El proceso SAGP (Steam and Gas Push) fue desarrollado en 1997 por Roger Butler en Canad para mejorar la eficiencia trmica del proceso SAGD, apoyado de su compaa consultora Gravdrain Inc. y tambin por la Universidad de Calgary dos aos despus . Butler afirm que para un proceso de recuperacin como el SAGD no es necesario que toda la cmara de vapor tenga una temperatura uniforme, slo la parte baja necesita mantener las altas temperaturas (la regin cercana al pozo productor y la regin suprayacente del mismo), ya que all se presenta la mayor tendencia de conificacin, en la parte alta son innecesarias y malgastan el calor. Este esquema modifica el SAGD por medio de la inyeccin conjunta de vapor y un gas inerte, el cual se acumula en la parte alta de la cmara disminuyendo la temperatura en esa seccin debido a su baja conductividad trmica y, reduce las prdidas de energa hacia las capas adyacentes superiores adems de promover el crecimiento de la cmara de vapor hacia los lados.

2.8.1. Descripcin del ProcesoAl igual que SAGD, el proceso SAGP consiste en colocar pozos horizontales productores cerca de la base del yacimiento y por debajo de los pozos horizontales inyectores, con una separacin entre ellos que normalmente es de 2 m a 15 m. Al inicio del proceso se circula vapor, a un gasto de inyeccin bajo, tanto por los pozos inyectores como por los productores, para precalentar el crudo entre ellos y aumentar su movilidad. Despus del precalentamiento, se cierra la circulacin de vapor por los pozos productores y se deja la inyeccin continua de vapor con una pequea concentracin de gas no condensable (generalmente 1% de metano) por los pozos inyectores. Los gases no condensables o GNC, como dixido de carbono, nitrgeno y metano, son aquellos gases que pueden estar presentes en la cmara de vapor sin condensarse a ninguna temperatura (del vapor) por muy alta que sea.sta inyeccin crear una cmara de vapor y GNC, lo cual calentar al crudo, disminuir su viscosidad y aumentar la movilidad del mismo hacindolo fluir por la interfase de la cmara junto con el condensado del vapor hacia los pozos productores(figura 2.29).

Figura 2.29. Desarrollo de la cmara de vapor en el proceso SAGP.

A diferencia del SAGD, el gas dejado despus de la condensacin ascender hacia la cima del yacimiento ocupando el volumen poroso dejado por el crudo drenado proporcionando presin al yacimiento, adems de actuar como desplazante del crudo mientras el gas avanza hacia la cima.Cierta cantidad de gas es producido junto con el fluido, esto ocurre en las cercanas del pozo productor, lo que permite altas temperaturas en esa zona y por lo tanto que la viscosidad del crudo sea menor. Por encima del pozo inyector, el gas no condensable se acumula y el gradiente de temperatura se desarrolla entre el pozo inyector y la interfase gas-liquido. La temperatura encima del inyector, en la cmara y en la interfase, es controlada por la tasa de inyeccin de vapor. La presin es mantenida por la tasa de inyeccin de gas y vapor, la distribucin de la temperatura es controlada por la relacin vapor-gas de la mezcla y por la salida del gas con la produccin. Durante el proceso, se puede distinguir la formacin de dos regiones caractersticas dentro de la cmara de vapor, figura 2.30:

Figura 2.30. Regiones que conforman la cmara de vapor en el SAGP.

I. Regin de vapor, la cual contiene al pozo inyector, y se caracteriza por una temperatura muy cercana a la de saturacin de vapor a la presin del yacimiento. La mayor parte del vapor inyectado es condensado dentro de esta regin, mientras que el gas no condensable mezclado con una pequea fraccin del vapor inyectado, normalmente se mueve hacia arriba a travs del frente de condensacin y logra ocupar el espacio poroso vaco dejado por el aceite drenado.

II. Regin de gas, el gas sube rpidamente a la cima, logrando ocupar una porcin de ste antes de que en la parte superior del yacimiento incremente su temperatura en unos pocos grados. Una vez que el gas alcanza la cima, se expande a lo largo de la parte superior del yacimiento como una especie de casquete. En esta regin existe un gradiente de temperatura causado por el flujo del calor hacia la cima.

2.8.2. Criterios de Aplicacin y DiseoPara llevar a cabo un proyecto SAGP se deben tomar las siguientes consideraciones principales:GeologaUbicacinEspesorContinuidad arenasEchadoFallas existentesTipo de rocas

Estudios econmicosImplementacin de una planta generadora de vaporCostos finales (cabezales trmicos, compresores, aislantes trmicos)Tiempo que requiere el proceso para la recuperacin de hidrocarburos

Perforacin y terminacin de pozosUbicacin esperada de los pozosMateriales aptos para trabajar con vapor a presin (juntas de expansin)

Facilidades de superficieLeyes ambientalesPermisos exigidos por entes gubernamentales

Instrumentos agujero abajoSensores de fibra pticaSensores de presinSensores de temperaturaAdems de parmetros como los que se presentan en la tabla 2.2.

Cuando se inyecta metano, ste puede volver a separarse del aceite debido al incremento de temperatura y reduccin de la presin si la presin de operacin es menor que la presin inicial del yacimiento. La mayora del metano liberado del bitumen que se acumula en los lmites de la cmara, rpidamente se vuelve a disolver en el bitumen movilizado y es removido del yacimiento con los fluidos producidos.

De acuerdo a una simulacin hecha por Wang et al. (2012), se obtuvo que tanto la conduccin y la conveccin trmica contribuyen al crecimiento de la cmara de vapor.La transferencia de calor es por conveccin a travs del flujo del vapor condensado a lo largo de los lmites de la cmara de vapor, lo que juega un papel importante en el crecimiento de la cmara ya que el volumen de vapor condensado es normalmente de dos a cinco veces el volumen de aceite movilizado.

Con el suficiente GNC en la zona de produccin, la saturacin de agua y la conductividad trmica efectiva del yacimiento disminuyen, lo que reduce los requerimientos de vapor pero disminuye tambin el gasto de produccin y el volumen de aceite acumulado en un periodo determinado de tiempo, esto resulta en una Csor menor. Si se inyecta GNC en las etapas tempranas del proceso, se desacelera el crecimiento de la cmara de vapor pero si se inyecta en etapas tardas, permite el crecimiento rpido vertical de la cmara y se realentiza el crecimiento lateral de la misma debido a que las concentraciones de gas son bajos en la base y en el medio de la cmara.Basndose en la ecuacin de Butler, la produccin de aceite es directamente proporcional a la raz cuadrada de la altura de la cmara, la permeabilidad relativa al aceite, la porosidad y la saturacin de aceite movible y difusividad trmica, e inversamente proporcional a la viscosidad del aceite. Como resultado, para optimizar la operacin SAGP, la altura de la cmara debera ser maximizada antes de inyectar los gases no condensables.

2.8.3. Ventajas Mantiene la presin de la cmara. Prolonga la energa del yacimiento. Provee aislamiento contra las prdidas de calor hacia las capas superiores. Reduce los requerimientos de vapor (una menor relacin vapor-aceite o SOR). Se produce de vuelta cerca del 80% del gas inyectado.

2.8.4. Desventajas Si la capa formada por el GNC tiene un espesor muy grande, puede interferir con la transferencia de calor y la movilidad del aceite. Sus altos requerimientos de calor limitan al proceso econmicamente a yacimientos de excelentes propiedades roca-fluido. Puede daar potencialmente el proceso ya que disminuye la presin parcial del vapor.

2.8.5. AplicacinSe llev a cabo una simulacin basada en el yacimiento Bach-01, ubicado en la costa oriental del lago de Maracaibo, al sur de la ciudad de lagunillas, Venezuela; con un rea aproximada de 95 km2, una viscosidad de 636 cP y una gravedad de 12 API. El simulador utilizado fue STARS. Como resultados se obtuvo un factor de recuperacin entre el 11% y 30%.De acuerdo a la simulacin de Ito et al. (2005), se esperaba que en el proceso SAGP, la cmara de vapor alcanzara una mayor altitud para aceite muerto que para aceite con gas en solucin. Sin embargo, cuando se aplic en el Campo North Tangleflags operado por Sceptre Resources (ahora CNRL), donde la RGA inicial era alta de 113/3 comparada con los yacimientos de Alberta con una RGA de 1 a 3 3/3, la cmara se desarroll bien y no mostr un impacto negativo en la operacin de SAGD.