Yacimientos de Gas Condensado

La utilización de agua o de nitrógeno como fluido de terminación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor temperatura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas. Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos productores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular

Con respecto a los fluidos de terminación, especialmente en los pozos inyectores es evidente el efecto negativo de las pérdidas de calor a través de la tubería de revestimiento cuando se deja agua en los espacios anulares de los productores y/o inyectores. El agua, debido a su calor especifico elevado, tiene un fuerte impacto en las pérdidas de calor, reduciendo significativamente la eficiencia del proceso. Cuando agua se encuentra presente en los pozos inyectores, las pérdidas de calor pueden ser del doble que en los casos donde se utiliza nitrógeno, de 46 a 105 MMBTU/día. El incremento de volumen de petróleo que tendrá que consumirse para el proceso de extracción bajo estas circunstancias durante los 15 años de vida del proyecto, ascendería a más de un cuarto de millón de barriles sólo por no terminar los pozos inyectores de vapor con el aislamiento apropiado. Dejar agua en los fluidos de terminación alojados en el espacio anular reduciría la calidad del vapor en el fondo de los inye

Los proyectos de inyección de vapor requieren grandes cantidades de energía para generar el vapor. Se estima que en una de estas operaciones se podría ahorrar más de medio millón de barriles de petróleo en términos de energía equivalente, mediante la ubicación óptima del equipo generador de vapor en superficie, junto con el uso de fluidos de terminación a base de nitrógeno, y otras medidas de optimización. El balance neto de energía en un proceso SAGD indica que la pérdida neta de energía hacia los estratos supra- y subyacentes durante 15 años es en promedio, de alrededor del 25% de la energía utilizada para generar el vapor. Sin embargo, un proceso SAGD en un yacimiento grueso de 100 pies (33 metros) de espesor es eficiente energéticamente, entregando más energía de la que consume. Esto corresponde al caso de Venezuela donde la compañía estatal PDVSA, ha establecido como meta alcanzar como mínimo un factor de recuperación de petróleo del 20%, y donde el volumen en sitio para los ca