El campo Pungarayacu contiene la mayor acumulación de petróleo extrapesado, aproximadamente 4,6 billones de barriles de POES, por lo que este hidrocarburo por su caracterización de una viscosidad muy alta no tiende a movilizarse fácilmente por el medio poroso hacia el pozo. Con la finalidad de mejorar su relación de movilidad, disminuyendo su viscosidad, un posible método térmico efectivo para que el hidrocarburo se desplace hacia el pozo es el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). En el presente estudio se diseñó y construyó un modelo físico para evaluar SAGD intentando simular parámetros de presión, temperatura y características de una roca del yacimiento; se realizaron dos tipos de experimentos: SAGD convencional y SAGD con aditivos (enzima GreenZyme y CO2). Los experimentos se realizaron a presiones relativamente bajas y altas para evaluar el impacto de la presión, las mediciones realizadas fueron: volumen de hidrocarburo producido, factor de recuperación y la relación de inyección de vapor. Los parámetros medidos permitieron evaluar y comparar la viabilidad de usar un método SAGD convencional o un método SAGD con aditivos para el yacimiento. En el modelo físico se realizaron seis pruebas de desplazamiento, conociendo que el SAGD convencional es un proceso térmico eficiente para recuperar el petróleo entrampado en yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Al aplicar el método SAGD convencional con la inclusión de enzima (GreenZyme) en la experimentación realizada, el crudo recuperado fue de un 60%. En los experimentos realizados en este estudio se evidencia que al agregar CO2 no se obtienen los efectos deseados en función de su solubilidad, debido a la expansión del gas que enfría el sistema. Se requieren más experimentos para evaluar el impacto de agregar CO2 en un proceso de SAGD basado en condiciones del campo.

Debido a un aumento de la demanda mundial de energía y la declinación en la producción de los yacimientos convencionales, las empresas petroleras están enfocadas en la explotación de petróleos pesados, extrapesados y bitumen que conforman el 70% de los recursos de petróleo totales del mundo (Alboudwarej et al, 2006).

Según el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MRNNR), Ecuador cuenta con el campo Pungarayacu que tiene un POES de 4,6 billones de barriles, el cual no se ha podido producir por tener una alta viscosidad y una movilidad baja (MRNNR, 2014).

El campo Pungarayacu está ubicado en la provincia de Napo (bloque 20) a 120 km de la ciudad de Quito, en la parte oeste de la cuenca oriental ecuatoriana. Tiene un área de 1100 km2. El principal reservorio es Hollín y existen yacimientos secundarios que se encuentran en la formación Napo (Baby et al., 2004) (ver Figura 1).

Entre los métodos térmicos se encuentra la técnica delsteam assisted gravity drainage (SAGD) o drenajegravitacional asistido por vapor, que es la técnica más prometedora paraextraer petróleo en yacimientos someros. Hasta la fecha ha sido imposibleproducir de manera eficiente y continua el hidrocarburo existente en el campo Pungarayacu, debido a las propiedades de yacimiento yfluido que contienen alta viscosidad (>10.000 cP),baja temperatura de yacimiento 95 °F (35 °C), baja presión de yacimiento(<500 psi) y bastante somero (<1000 ft) (Males y Miranda, 2017). Elpresente trabajo consistió en construir un modelo físico experimental paraevaluar la técnica de la aplicación SAGD de manera convencional y con aditivos(CO2 y enzima) acrudo extrapesado del campo Pungarayacu, además decomparar el factor de recobro de petróleo obtenido por los procesosmencionados.

Elpresente estudio es de tipo experimental-descriptivo y permite evaluar losefectos de la técnica SAGD convencional y con aditivos en un modelo físico endonde se pudo trabajar hasta una presión de 140 psi y a una temperatura máximade 178 °C.

Para larealización del diseño se consideró que el equipo debe poseer:

Este ensayo permite verificar el funcionamiento del equipo antes de realizar los ensayos con la arena empacada.

Para los ensayos se utilizaron rocas recolectadas del afloramiento del campo impregnadas con crudo, la cantidad utilizada fue de 85,11 lb (38.605,2 gr). Se asume que las propiedades petrofísicas (ver Tabla 1) de las rocas recolectadas son similares a la arena hollín.

Luegode realizar ensayos preliminares y con resultados positivos, se procedió arealizar pruebas en un medio poroso empacado con arena sílica.Las tablas 6 y 7 muestran las condiciones iniciales de la celda de arena que seusaron en las pruebas.

Enla tabla 15 se puede comparar los criterios de selección de las propiedades deyacimiento y fluidos para procesos SAGD y del campo Pungarayacu.

Según la tabla descrita, el campo Pungarayacucumple con los requisitos para implementar SAGD, la tasa máxima de producciónsería de 1121 bl/día con el modelo analítico de R.Butler (1999).

Estos fueron realizados a presión atmosférica; a una presión de 140 psig con temperaturas de 92 °C fue de 900 cP y a 180 °C fue de 50 cP, esto explica porque a presión atmosférica no se logró recuperar crudo, pero al aumentar la presión o temperatura sí se logró debido a la reducción de viscosidad.

De las pruebas de botella, se evidencia que la enzima es capaz de cambiar la mojabilidad en la roca, presentándose imbibición espontánea y forzada, produciéndose crudo por acción de la fase mojante.

Al realizar los diferentes ensayos se dedujo que los parámetros de yacimiento de mayor impacto en el proceso son: espesor de la arena, permeabilidad, saturación de petróleo y porosidad.

Se requieren temperaturas mayores a 92 °C, siendo el valor crítico para el experimento que se debe superar para movilizar el crudo que está entrampado en la roca.

La adición de enzima al vapor permite recuperar 60% más de crudo, cuando se compara con el crudo producido solo con vapor. El factor de recobro aumenta en un 12% en comparación al uso solo de vapor.

En el proceso de SAGD, la adición de pequeñas cantidades de gases no condensables como el CO2 al vapor, puede mejorar la recuperación de petróleo, sin embargo, en el experimento no se pudo observar efectos favorables debido a que se usó un extintor de fuego presurizado a 200 psi, lo que ocasionó que el crudo se enfriara y no se redujera su viscosidad.

En el experimento la recuperación de crudo fue nula porque el efecto de la reducción de viscosidad producto de la inyección de CO2 no fue mayor al empuje creado por la variación de presión, el desplazamiento estaba presente, sin embargo, por ser alta la viscosidad impidió que el crudo se movilizara.