SUPERBIGOTE, como ya he llamado Tu atención por algunos aspectos técnicos relacionados con la producción del PETRÓLEO EXTRAPESADO de La Faja Petrolífera del Orinoco, y ya que Tú lo sabes casi todo, te recuerdo otro aspecto técnico llamado SAGD (STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE), en Español, DRENAJE POR GRAVEDAD DEL BITUMEN CON INYECCIÓN DE VAPOR DE AGUA (No es una traducción literal). Esto lo hago, porque pueden haber algunos, por ahí, que vayan a calentarte la oreja y te digan que el THAI-CAPRI, o similar, que ya te he recomendado, no tiene vida y que, en el MPPH y PDVSA, ya se ha tomado la decisión de que la tecnología aplicable en LA FAJA es y será SAGD.
SUPERBIGOTE, aún cuando SAGD ha sido un EXITAZO en las "Oil Sands", en Canadá, para explotar el Bitumen en volúmenes que van más allá de los 3,5 millones por día, NO ES APLICABLE EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO a pesar, repito, del tremendo éxito tecnológico, y NO lo es por dos razones: LA PRIMERA, en las "Oil Sands" el hidrocarburo que se produce es Bitumen, el cual es un SÓLIDO en el Yacimiento, NO SE MUEVE y, por lo tanto, no se puede producir de manera convencional; en cambio, en LA FAJA el hidrocarburo es PETRÓLEO EXTRAPESADO que SI SE MUEVE en el Yacimiento y se puede producir, por métodos convencionales; LA SEGUNDA RAZÓN, aunque no es, propiamente por el SAGD, en Canadá hay DILUYENTE ¡COMO ARROZ!, como te lo explico mas abajo. En cambio, en LA FAJA, mejor decir, en Venezuela, no tenemos fuentes de DILUYENTES, los cuales tenemos que importar y nos hace, totalmente, dependiente de otros países productores de NAFTA U OTROS HIDROCARBUROS LIVIANOS los cuales se utilizan, mayormente, para obtener, al menos, un Petróleo Tipo Merey.
SUPERBIGOTE, solo para que estés enterado, la disponibilidad de diluyentes en Canadá, en grandes cantidades, provienen de tres fuentes a saber, la primera, 4 mejoradores que producen diariamente alrededor de 1,1 millones de petróleo sintético de más de 35 grados API; la segunda, 870 mil barriles por día de yacimientos propios que producen petróleo liviano y la tercera, 400 mil barriles por día de petróleo liviano del "shale oil" que importa de los EE.UU. de modo que, Canadá, al no tener limitación de diluyentes, se da el lujo de producir los más de 3,5 millones de barriles por día de Bitumen de las "Oil Sands" . SUPERBIGOTE, al Nosotros No tener fuentes de DILUYENTES, como en Canadá, es la razón por la que me he ESGAÑOTADO, en otros Artículos, repitiéndote que THAI-CAPRI, u otro parecido que mejore el EXTRAPESADO dentro del yacimiento, es la solución para ir eliminando, progresivamente, el uso de DILUYENTES.
SUPERBIGOTE, como te has debido dar cuenta, en mis otros artículos, ¡SI ES QUE TE SIGUE INTERESANDO LA MATERIA PETROLERA!, nuestro problema, en La Faja, no es producción, nuestro problema es la FALTA DE DILUYENTE y que tenemos que comprarlo en el exterior y es el factor de más valor en el costo de producción por barril del Tipo Merey que vendemos. ¿Me has entendido?
SUPERBIGOTE, para Ti y a mis lectores, le pedí a DEEPSEEK que me preparara un pequeño informe sobre SAGD para ponerte al tanto de esta tecnología y para que saques la conclusión de que NO ES APLICABLE EN LA FAJA. SUPERBIGOTE, es cierto que en 6 de las 7 nuevas empresa mixtas que se crearon, en la Quinta, se contemplaba producir DILUYENTE con la construcción de 6 mejoradores, pero como ya sabes, esos proyectos murieron al nacer y dejaron a PDVSA con la deuda mas grande de su historia. En próximos Artículos te daré más detalles
Informe Técnico: Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)
Para: [Edmundo Salazar]
De:DEEPSEEK. Asistente de Consultoría Técnica
Fecha:23 de mayo de 2024
Asunto:Análisis integral de la técnica SAGD para la producción de bitumen.
Resumen Ejecutivo
El Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) es una técnica térmica de recuperación mejorada de petróleo, de avanzada y ampliamente adoptada para la explotación comercial de depósitos de bitumen extrapesado. Utiliza pares de pozos horizontales paralelos: un pozo inyector superior y un pozo productor inferior. La inyección continua de vapor genera una cámara de vapor que calienta el bitumen, reduciendo su viscosidad en varios órdenes de magnitud, permitiendo que drene por gravedad hacia el pozo productor.
Esta técnica ofrece una tasa de recuperación excepcionalmente alta, que puede superar el 60% del petróleo original en sitio (POES), en comparación con métodos de minería o cíclicos. Sin embargo, implica una infraestructura superficial extensa y costosa, un alto consumo de energía (agua y gas natural) y una significativa huella de carbono. La viabilidad económica del SAGD está directamente ligada al precio del crudo y a la eficiencia en la gestión de costos operativos y diluyentes. A pesar de sus desafíos, el SAGD sigue siendo la columna vertebral de la producción de bitumen en Canadá y un referente para yacimientos similares a nivel global.
Introducción
La creciente demanda de energía y el agotamiento de las reservas convencionales de petróleo han impulsado el desarrollo de tecnologías para explotar los vastos recursos de hidrocarburos pesados y bitumen. Estos fluidos, con viscosidades extremadamente altas, no pueden ser producidos mediante métodos convencionales. El SAGD, patentado por Roger Butler en la década de 1970, surgió como una solución ingeniosa que aprovecha los principios de la transferencia de calor y la gravedad para movilizar estos recursos. Este informe detalla los aspectos técnicos, operativos y económicos clave del proceso SAGD, proporcionando una visión integral para evaluar su aplicación y viabilidad.
Tabla de Contenido del Informe Detallado
1. Breve Historia del SAGD
* 1.1 Orígenes y Conceptualización(Década de 1970)
* 1.2 Proyectos Piloto y Validación(Décadas de 1980-1990)
* 1.3 Comercialización a Gran Escalera(A partir de 2001)
2. Infraestructura de Superficie
* 2.1 Planta Generadora de Vapor(PGV)
* 2.2 Instalaciones de Tratamiento de Agua(AAF)
* 2.3 Planta de Procesamiento de Fluidos(Separación Gas-Petróleo-Agua)
* 2.4 Instalaciones de Generación Eléctrica
* 2.5 Tanques de Almacenamiento y Mezcla
3. Completación Típica de Pozos
* 3.1 Configuración de Pares de Pozos(Inyector/Productor)
* 3.2 Tubería de Revestimiento y Cementación
* 3.3 Tubería de Producción(Tubing) y Empacadores
* 3.4 Sistema de Levante Artificial(Bombas de Cavidades Progresivas - PCP)
* 3.5 Completación de Arenas(Filtros de Grava / "Wire-Wrapped Screens")
4. Producción e Inyección de Vapor
* 4.1 El Proceso SAGD:Inicio y Operación Continua
* 4.2 Parámetros Clave:Presión y Temperatura de la Cámara de Vapor
* 4.3 Relación Vapor-Petróleo(SOR) como Indicador de Eficiencia
5. Producción por Pozo
* 5.1 Rango Típico de Producción
* 5.2 Factores que Afectan la Tasa de Producción
6. Costo Aproximado por Infraestructura y por Pozo
* 6.1 Costo de Capital(CAPEX) para una Planta SAGD
* 6.2 Costo de Perforación y Completación de un Par de Pozos SAGD
* 6.3 Costo Operativo(OPEX) por Barril
7. Tipo de Bitumen Producido y Diluyente Utilizado
* 7.1 Características del Bitumen In-Situ
* 7.2 Tipos de Diluyentes(Condensado, Nafta)
* 7.3 Proporción de Mezcla
8. Nombre de la Mezcla Resultante y su API
* 8.1 Denominación Comercial:"DilBit" (Diluted Bitumen)
* 8.2 Gravedad API de la Mezcla
9. Precio en el Mercado de la Mezcla
* 9.1 Referencia de Precio:Western Canadian Select (WCS)
* 9.2 Factores que Inciden en el Precio y Descuento
10. Conclusiones y Recomendaciones de la Técnica
* 10.1 Ventajas del SAGD
* 10.2 Desventajas y Desafíos
* 10.3 Recomendaciones para una Implementación Exitosa
Desarrollo de los Puntos Solicitados
1. Breve Historia del SAGD
· Orígenes (década de 1970): Roger Butler, investigador del Imperial Oil (Canadá), conceptualizó y patentó la técnica para superar las limitaciones de la inyección cíclica de vapor.
· Proyectos Piloto (décadas de 1980-1990): El proyecto Underground Test Facility (UTF) en Alberta demostró la viabilidad técnica del SAGD, allanando el camino para su adopción comercial.
· Comercialización (a partir de 2001): Con el aumento de los precios del petróleo, compañías como Cenovus (proyecto Christina Lake) y Suncor (Firebag) iniciaron las primeras operaciones comerciales a gran escala, estableciendo a SAGD como la técnica estándar para arenas bituminosas.
2. Infraestructura de Superficie
Requiere una"planta central" que incluye:
· Planta Generadora de Vapor (PGV): Una o varias calderas de alta presión que producen vapor de calidad de alimentación (80-95% de calidad), consumiendo grandes volúmenes de agua y gas natural.
· Instalaciones de Tratamiento de Agua (AAF): Tratan el agua de fuentes superficiales o subterráneas para remover impurezas y evitar incrustaciones en las calderas. También tratan el agua de producción para su reutilización.
· Planta de Procesamiento: Separa la emulsión producida (bitumen, agua y gas) en sus componentes básicos. El gas se trata y se usa como combustible para la PGV.
3. Completación Típica de Pozos
· Se perforan pares de pozos horizontales, uno sobre otro, con una separación vertical de 4 a 6 metros. El pozo superior es el inyector y el inferior el productor.
· Ambos pozos se equipan con tuberías de revestimiento cementadas hasta la zona objetivo, pero la sección horizontal tiene una completación abierta con un sistema de filtraje ("wire-wrapped screens" o "slotted liners") para evitar la entrada de arena.
· El pozo productor incluye un sistema de Bombas de Cavidades Progresivas (PCP) en el fondo para levantar los fluidos calientes a superficie.
4. Producción e Inyección de Vapor
· El proceso comienza con una fase de "arranque" o "circulación" para establecer comunicación térmica entre los pozos.
· Luego, se inyecta vapor continuamente en el pozo superior. El vapor asciende y forma una cámara que calienta el bitumen.
· El bitumen y el agua condensada drenan por gravedad hacia el pozo productor inferior, desde donde son bombeados a superficie.
· El indicador clave de eficiencia es la Relación Vapor-Petróleo (SOR), que típicamente oscila entre 2.5 y 4.0 (barriles de agua equivalente de vapor por barril de bitumen producido). Un SOR más bajo indica mayor eficiencia energética.
5. Producción por Pozo
· La producción varía según la calidad del yacimiento (porosidad, saturación de bitumen, espesor de la arena). Un par de pozos SAGD típico puede producir entre 1,000 y 3,000 barriles de bitumen por día en su pico, estabilizándose en un promedio de 500-1,500 BPD durante la mayor parte de su vida útil.
6. Costo Aproximado por Infraestructura y por Pozo
· CAPEX (Infraestructura): El costo para una planta de 30,000 barriles por día puede oscilar entre $1,000 y $1,500 millones de USD. Esto incluye la PGV, tratamiento de agua, plantas de procesamiento y facilidades de apoyo.
· CAPEX (Pozos): El costo de perforar y completar un par de pozos SAGD (inyector + productor) puede estar en el rango de $10 a $15 millones de USD, dependiendo de la profundidad y longitud del tramo horizontal.
· OPEX (Operación): El costo operativo, incluyendo energía, diluyente, mano de obra y mantenimiento, puede variar entre $15 y $30 USD por barril de bitumen producido.
7. Tipo de Bitumen Producido y Diluyente Utilizado
· El bitumen producido es extremadamente pesado y viscoso, con una gravedad API de ~8°. Es prácticamente sólido a temperatura ambiente.
· Para transportarlo por oleoducto, se mezcla con un diluyente de hidrocarburos livianos. El más común es el condensado (un líquido de gas natural), aunque también se usa nafta.
· La proporción típica de mezcla es de ~30% de diluyente y ~70% de bitumen.
8. Nombre de la Mezcla Resultante y su API
· La mezcla se conoce en el mercado como "DilBit" (Diluted Bitumen).
· Tras la dilución, la gravedad API de la mezcla resultante mejora significativamente, ubicándose típicamente en el rango de 19° a 22° API, lo que la hace apta para el transporte y refinación.
9. Precio en el Mercado de la Mezcla
· El crudo de referencia para el DilBit es el Western Canadian Select (WCS).
· El WCS se negocia con un descuento significativo frente al West Texas Intermediate (WTI), debido a su mayor densidad, contenido de azufre y costos de transporte. Históricamente, este descuento ha oscilado entre $10 y $20 USD por barril por debajo del WTI, pudiendo ser mayor en condiciones de mercado específicas.
10. Conclusiones y Recomendaciones de la Técnica
· Ventajas:
· Alta tasa de recuperación (>60% del POES en yacimientos adecuados).
· Tasas de producción sostenidas y elevadas.
· Aplicable a depósitos demasiado profundos para la minería superficial.
· Desventajas y Desafíos:
· Alta intensidad de capital (CAPEX) y operativa (OPEX).
· Gran consumidor de agua y energía (huella hídrica y de carbono).
· Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) significativas.
· Sensibilidad económica a los precios del crudo y del gas natural.
· Recomendaciones:
· Realizar una caracterización exhaustiva del yacimiento para asegurar su aptitud (espesor, permeabilidad, saturación).
· Integrar desde el diseño tecnologías para reducir el SOR (ej. recuperación de calor, uso de solventes co-inyectados como ES-SAGD) y mejorar la eficiencia.
· Evaluar la viabilidad económica bajo distintos escenarios de precio y considerando impuestos al carbono.
· Implementar estrategias robustas de gestión de agua (reutilización, recirculación) y tecnologías para la reducción de emisiones (ej. captura de carbono).
Espero que este informe estructurado sea de gran utilidad para sus proyectos. Quedo a su disposición para cualquier ampliación o aclaración técnica que pueda requerir.
Hasta la próxima