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Diseño de la trayectoria de perforación de pozos para la implementación de drenaje Gravitacional Asistido con Vapor SAGD en cuencas de crudo pesado de Colombia.

Resumen

Los avances tecnológicos y el compromiso de la Industria Petrolera con la implementación de nuevas herramientas para mejorar el factor de recobro en yacimientos de crudo pesado han propiciado el surgimiento de técnicas innovadoras. Entre estas, el SAGD destaca por su capacidad para lograr una recuperación estimada entre el 50% y el 60% del crudo del yacimiento, como se ha demostrado en casos exitosos en países como Venezuela y Canadá. Sin embargo, el éxito de esta técnica depende de condiciones específicas del yacimiento, como el espesor, la porosidad, la profundidad, entre otras, así como de factores de diseño como la dirección, el ángulo y la separación para la construcción del par de pozos (inyector y productor). Estos pozos gemelos se utilizan para la inyección cíclica de vapor, trabajando de manera sincrónica para reducir la viscosidad y aumentar la movilidad del petróleo, lo que resulta en una mayor producción de hidrocarburos en superficie mediante el drenaje gravitacional. La complejidad de la perforación de estos pozos radica en su ubicación dentro del mismo yacimiento, manteniendo una distancia de separación adecuada para la formación de la cámara de vapor. En este contexto, la investigación se centra en el diseño de la trayectoria de perforación de pozos en un campo prospecto ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Este campo se ha identificado como un candidato potencial para la implementación de SAGD, considerando cuidadosamente los parámetros relevantes. Es importante destacar que el objetivo principal de la investigación no es evaluar y optimizar el factor de recobro del yacimiento estudiado, sino diseñar una trayectoria de pozo específica para la aplicación de la técnica SAGD con la ayuda de la herramienta software COMPASS, partiendo de un pozo horizontal productor existente, con una profundidad de 1385ft y una MD de 3000 ft, se diseña un pozo inyector paralelo, por lo que se ubica cerca al tope de la formación productora, con una profundidad de 1367 ft y una MD de 2700 ft, logrando así un par de pozos gemelos que cumplan con los criterios básicos para la aplicación de SAGD.