Este documento resume los antecedentes, desarrollo y aplicaciones actuales del proceso SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage) para la extracción de petróleo pesado. Explica que la técnica fue concebida originalmente por el Dr. Roger Butler en 1969 y ha sido utilizada por PDVSA en Venezuela desde hace cinco años. También describe los criterios de selección e ideales para yacimientos candidatos a este proceso, incluyendo espesores de arena, permeabilidad, contenido de petróleo y ausencia de barreras geológicas

2. Antecedentes y Desarrollo Del Proceso SAGD La idea de drenaje por gravedad fue concebido originalmente por el Dr. Roger Butler, Athabasca, donde se probó la factibilidad del concepto. 1969 1975

3. Butler y Stephens 1980 1991

4. Usos actuales Del Proceso SAGD La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico.

5. En Venezuela PDVSA Empezó a Utilizar Proceso SAGD En los campos petroleros agotados, más antiguos, de Venezuela, donde la inyección de vapor se ha utilizado tradicionalmente para incrementar la producción. Dado que la inyección de vapor sólo produce una recuperación promedio de 30%, PDVSA empezó a utilizar SAGD hace cinco años, según McGee. Tres pares de pozos en Petróleo tierra con SAGD cerca de Tijuana están recuperando actualmente 40% de un yacimiento que en algún momento no produjo más de 18%. Pero McGee señala que la generación e inyección de vapor es extremadamente costosa.

6. Construcción y Terminación De pozos Los pozos emplazados en yacimientos de petróleo pesado plantean una diversidad de complejidades relacionadas con su construcción y terminación. Tales complejidades incluyen la perforación de pozos estables en formaciones débiles, el emplazamiento preciso de pozos horizontales, el diseño de sistemas tubulares y cementaciones duraderas para pozos que experimentan temperaturas extremas y la instalación de equipos de control de la producción de arena, terminación de pozos y levantamiento artificial que deben operar en forma eficaz bajo las condiciones más rigurosas.

9. Relación Kv/Kh > 0,8

10. Gravedad API < 15º

11. Permeabilidad (k) > 2 Darcy

12. Porosidad (f) > 30 %

13. Presión > 200 Psi

14. Saturación de Petróleo (So) > 50 %

16. Stackedsandstone o Arena apilada (fluvial o marino) sin barreras significativas de lutita entre la arena. La presencia de una buena roca sello al tope de la arena es importante para el confinamiento del vapor.

18. Arenas con intercalaciones múltiples de lutitas.

19. Regiones con cambios significantes y no predecibles de facies entre arena y lutita.

20. Regiones con fracturas comunicadas, fallas.

21. Espesores de arena menores a 5 m.Zonas donde el confinamiento controlado de la cámara de vapor sea difícil.

23. Capa de Gas/Agua de fondo menor a 1m. Si el espesor de arena es mayor a 20 metros se pueden aceptar mayor espesor de capa de gas o agua de fondo.

24. Permeabilidad mayor a 1 Darcy.

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