ASPCampo MooneyAlberta, Canada

Datos° API 16Visc. mPa-S 150 - 1500Prof, m 900 3000 pies

En 2006, piloto de WF recuperó 3% incremental del OOIP sobre la producción primaria (4 – 5%). En 2008 un piloto de Polímero, en tres pozos, por 14 meses evidenció un recobro total de 18%, sugiriendo que un método de recuperación terciaria podría ser más exitoso que WF. Después de pruebas de laboratorio y optimización de las formulaciones, se inició la inyección a escala comercial en septiembre de 2011.

La fase uno del esquema ASP consiste de 25 inyectores y 26 productores. La producción del área ASP incrementó de 175 BOPD en 2011 a una tasa de 2600 BOPD en Diciembre 2013, en un periodo de 30 meses. Algunos retrasos en la inyección han sido ocasionados por problemas operacionales (Fuente de agua y modificaciones en facilidades/líneas). Se espera completar la implementación de la fase 2 en 2014. La fase tres del desarrollo se encuentra en planeación, e incluiría la perforación de 16 pozos primarios horizontales.

Descripción del Campo.

Es un campo de crudo convencional pesado localizado en Alberta, Canada. La temperatura del área presenta un promedio bajo en Enero de -19.8 °C y un promedio alto en Julio de 21.3°C. El campo produce exclusivamente de la formación cretácica Bluesky, a una profundidad entre 875 a 925 m (2870 – 3035 ft), con una net pay entre 3 a 5 m (9.8 – 16.4 ft). El campo fue desarrollando mediante el uso de pozos horizontales (pozos vertical probaron no ser económicos). En diciembre de 2012 se estimaron reservas 2P de 16 MBOE y recursos contingentes de 37 MBOE.

Propiedades Petrofísicas/Crudo

El área ASP en la fase uno del campo, tienen una porosidad promedio de 26% y una permeabilidad de 1500 mD con una temperatura de 29°C. El aceite producido tienen una gravedad API promedio de 17° (922 kg/m3) y una viscosidad dinámica entre 300 y 600 mPa-s (cP) con una numero acido de 0.5 mg KOH/g. Un número de Álcali Carbón equivalente de 10.4 determinado mediante la comparación del comportamiento de fase del crudo a n-parafinas a condiciones de yacimiento.

Análisis del agua de formación

Solidos disueltos totales en el agua de producción de 28700 ppm y una concentración total de ion divalente de 330 ppm. El hierro está presente en 30 ppm. La fuente de agua proviene de la formación Upper Mannville y tiene un TDS de 20300 ppm y una concentración de ion divalente total de 280 ppm. La formación Upper Mannville es 200 m más somera que la formación Bluesky.

El agua de la formación Mannvilee es suavizada antes de ser usada en la inyección química. Existen dos pozos de disposición de agua.

La producción del campo Mooney comenzó a inicios del 2005 bajo producción primera. En el 2006, se implementó un proyecto de recuperación secundaria, un piloto de WF mediante el uso de agua de producción. El piloto fue diseñado con un pozo inyector horizontal confinado a 200 m por dos pozos productores horizontales. Este piloto recuperó un 3% adicional (7 – 8 % FRU con WF) del OOIP y fue considerado como no económico. El mecanismo de falla del WF fue la irrupción prematura junto con una pobre eficiencia de barrido y desplazamiento. Estos resultados sugirieron que se requiere de un control de movilidad para mejorar los recobros. Se comenzó la revisión de una inyección de polímero en el 2007 para probar esta hipótesis. El screening inicial de la formación indicó que se tenía una razón de movilidad de ~36 durante el WF. Se probaron múltiples polímeros variando en concentraciones entre 750 y 2000 ppm. Con base en la viscosidad de crudo vivo, se requirió una viscosidad de 30 cP.

Para el piloto de inyección de polímero, se emplearon dos pozos inyectores horizontales con un productor horizontal. El espaciamiento entre los pozos es de 50 m. Las tasas de inyección fueron planeadas en 200 m3/d (1260 BPD). El polímero seleccionado fue una acrilamida y co-polímero acrilato (serie Floopam) con una concentración de 1500 ppm para generar una viscosidad entre 20 – 30 cP. La prueba piloto se efectuó entre Octubre de 2008 y Octubre de 2010. El desempeño del piloto se dificultó por la regulación de Alberta que determina estrictamente un VRR de 1 sobre la base mensual.

La simulación del proceso con polímero indicó una fracción recuperada de 30% del OOIP, comparado con un 8% del WF (incluyendo 5% primario). La recuperación fue sobreestimada y los resultados del piloto evidenciaron una recuperación del 18%, lo cual proporciona una justificación para la implementación de recobro mejorada en el campo. La diferencia entre el recobro esperado y el real se debe a la fuga del fluido de inyección a las secciones adyacentes del campo. Las pérfidas fueron confirmadas por un estudio de trazadores. A finales del 2009 se comienza la fase uno de la recuperación mejorada ASP en el campo.

Se evaluaron 4 polímeros diferentes, 69 surfactantes y 2 sales (NaOH y Na2CO3) para la formulación. Se empleó agua sin suavizar y suavizada de captación y agua de producción como medios de dilución y las pruebas se efectuaron a 29°C,

Los polímeros se probaron a concentraciones de 500, 1000 y 1500 ppm. Y se estudió su comportamiento en los diferentes medios de dilución, el efecto de adicionar álcali y de los diferentes surfactantes. Se estimó una viscosidad de 45 mPa-s para obtener una razón de movilidad de uno. El polímero seleccionado fue el usado en el piloto de polímero. La evaluación experimental determinó una concentración de 2200 ppm para alcanzar la razón de movilidad adecuada considerando las pérdidas por adsorción.

Se probaron diferentes surfactantes, el primer criterio fue su disponibilidad a escalar comercial, los surfactantes evaluados fuero de varias clases; glucosados, sulfatados, sulfonatados y betainas,

la mayoría de ellos de carácter aniónico excepto el alquil poliglucosados (no iónico) y betainas (anfótero).

La baja temperatura de la formación representa una amenaza mínima a la estabilidad química de los surfactante probados. El primer filtro fue la solubilidad en el agua de inyección no suavizada con polímero a condiciones de yacimiento, lo cual excluyo a la mayoría de surfactantes sulfatos aromáticos por su baja tolerancia a los iones divalentes. La siguiente prueba de filtro fue la reducción en IFT a concentraciones entre 0.1 y 0.2 wt% cn resultados entre 2.5 a 0.001 mN/m. No se emplearon mezclas de surfactantes para evitar la separación cromatográfica en la formación.

Las concentraciones de surfactante y polímero se mantuvieron constantes a 1000 ppm y 0.1wt% respectivamente. Se adicionó NaOH o Na2CO3 a varias concentraciones hasta 2% wt% con y sin surfactante. Sin surfactante, Na2CO3 dio los menores valores IFT sobre un rango mayor de concentraciones que el NaOH. Varias concentraciones de Na2CO3 dieron valores de IFT entre 0.1 a 0.2 mN/m. Mediante la combinación de álcali y surfactante se alcanzaron valores de IFT hasta de 0.0001 mN/m. Las siguientes pruebas estuvieron orientadas a la determinación del comportamiento de fases, siendo el objetivo obtener el comportamiento Winsor III.

Adicionalmente se examinó el efecto de la dilución por agua de producción. Este es una dilución de la solución ASP con agua de producción no suavizada. Esto refleja que puede ocurrir en el campo cuando la formulación ASP se mezcla con el agua connata. La mejor formulación debería ser la más robusta y que presente menor impacto en su reducción de IFT bajo dilución. Ocho formulaciones mantuvieron su efecto en reducción IFT con hasta 80% de dilución con agua de producción y cuatro formulaciones mantuvieron su efecto (<0.01 mN/m) con hasta 60% de dilución.

Se evaluó la adsorción estática de los químicos. Con el álcali los valores de retención estática de surfactante y polímero fueron menores. En general, los valores de adsorción estática en promedio son de 0.9 mg surfactante por gramo de formación y 0.05 mg de polímero por gramo de formación. Evidenciando un mejor desempeño el Na2CO3 sobre la retención del surfactante, y el

NaOH evidenció un mejor desempeño sobre la retención del polímero. Para el álcali solo, la adsorción estática de Na2CO3 y NaOH fue de 1.6 y 1.9 mg por gramo de formación.

Se realizaron desplazamientos en núcleos del campo y en sandpacks. La formulación seleccionada fue Na2CO3, un surfactante sulfato alcohol propoxy (ALFOTERRA) y el polímero asociativo. Las eficiencias obtenidas para esta formulación resultaron en un Soi de 32.8% (51.2% Sor) para un recobro total de 69% Soi. Las concentraciones seleccionadas para el piloto fueros 0,35 VP de 1.25 wt% Na2CO3, 0.15 wt% surfactante y 2200 ppm de polímero, seguido de 0,4 VP de bache de polímero. La baja concentración de surfactante se eligió para reducir el costo y los posibles problemas por emulsiones

Implementación del Proyecto ASP.

Las facilidades fueron diseñadas para suministrar 200 m3/d (1257 BPD) para cada uno de los 25 pozos planeados. El espaciamiento entre pozos de 200 m. El patrón de pozos horizontales permite mejorar el drenaje del yacimiento y la inyección tipo pistón.

La lista de equipos en la nueva facilidad de inyección ASP:

- Unidades de suavizado para prevenir la formación de scale.- Unidades de polímero y álcali.- Bombas para surfactante- Tanques para agentes suavizadores, agua cruda y suavizada, HCl, Na2CO3 y surfactante.

- 2 pozos captadores de agua- 2 pozos dispositores- Control de seguimiento y sistema de adquisición de datos.

Los materiales crudos son entregados en camiones directamente a la facilidad de inyección ASP.

El surfactante es descargado como un producto liquido casi puro conteniendo menos de 10% de agua. En la recepción de los químicos se realiza un control de QAQC. El surfactante es bombeado desde el camión y diluido a la especificación antes de mezclarlo con la corriente de álcali.

Las corrientes de álcali-surfactante y de polímero se mantienen separadas por razones metalúrgicas. Una vez las corrientes tienen la concentración correcta, son mezcladas antes de ingresar a las líneas de distribución para la inyección. El ácido clorhídrico (35%) y la soda caustica (50%) llega como líquido y son bombeadas dentro de tanques separados, y lego luego son bombeados a las unidades de suavizado para regenerar la resina. Hay numerosos dispositivos de seguridad como regaderas, estaciones de lavado, pasos elevados, líneas con coditos de colores y alarmas.

Durante la implementación de la fase uno en el 2011, 23 pozos existente fueron convertidos a inyectores de ASP, y se emplearon 3 pozos inyectores existentes de los pilotos de WF y polímero para un total de 26 pozos inyectores. La inyección comenzó en septiembre de 2011.

El tiempo transcurrido entre las pruebas de laboratorio hasta el inicio de la inyección fue de alrededor de 20 meses. Capacidad de inyección de 31500 BPD.

Estado actual del Proyecto ASP.

Se esperaba que la re-presurización del yacimiento tomara alrededor de 18 meses. La figura muestra la producción total para el área ASP desde 2006 hasta diciembre 2013. La tasa de inyección cayó a finales del 2010 (suspensión del piloto de polímero) y luego fue suspendida en 2011 (suspensión piloto WF) tiempo en que se construyeron las facilidades ASP y los pozos convertidos. En la parte final del 2011 la inyección ASP comenzó, con tasa total de inyección de 1600 m3/d (10000 BPD).

En el 2012, se observó una respuesta en producción debido a la represurización inicial del yacimiento. La producción del área ASP se incrementó de 316 BOEPD en 2011 hasta 992 BOEPD en 2012. El área ha sido totalmente presurizada desde el primer trimestre de 2013. El retraso en la presurización fue producto de inconvenientes en la fuente y facilidades de agua así como fugas en el yacimiento. Las tasas de producción estuvieron sobre 2600 BOEPD en diciembre de 2013. Se construyó una nueva facilidad de procesamiento para crudo pesado y completado en octubre de 2012 para manejar los volúmenes incrementales del área ASP, volúmenes primarios, y fases futuras de producción ASP. Es capaz de manejar 2000 m3/d (12600 BPD) de agua producida y 1000 m3/d (6300 BPD) de aceite producido.

El incremento en la producción de aceite y el factor de respuesta en la figura es atribuido a la presurización producto de la inyección ASP. La inyección acumulada total al final del 2013 fue aproximadamente 0,11 VP (incluyendo WF y P). La caída a mediados del 2013 está relacionado con temas operación no relacionados con el ASP (mantenimiento de líneas). Se espera que las tasas de crudo se incrementen cuando el bache de ASP se mueva a través de la formación y la presión continúe incrementando. Se ha tomado la filosofía de maximizar el diferencial de presión entre el productor y el inyector para operar el campo.

El volumen de ASP inyectado a diciembre 2013 fue de 1.160.528 m3 (7.299.490 Bls). Esto corresponde a un VP de 0.08 excluyendo los volúmenes de agua y polímero en el área inyección.

Aunque se han inyectado este volumen poroso en el área ASP, la cantidad de ASP varía en cada pozo. Los VP de ASP inyectado varían entre 0.02 y 0.15 entre las nueve secciones (~ 4 inyectores por sección) mostrado en la figura 5. La sección No. 17 y 18 fueron previamente inundadas con WF y Polímero, por esto los PV inyectados mostrados son ligeramente superiores. La razón para las diferencias en VP entre las secciones es debido a las diferentes inyectividades entre los pozos y los valores de VRR en las otras secciones.

Se ha inyectado un promedio del 8% VP de ASP en el campo, la inyección química está comenzando a mostrar un impacto en producción sostenida e incremental. La inyección continuara en la fase uno por 3 o 4 años más para completar los 0.35 VP diseñados. Sin embargo, es posible que la inyección en algunas zonas del campo no cumpla con los VP diseñados debido a economía y tiempo de implementación en futuras fases de expansión. La inyección de la composición química no puede ser cambiada individualmente para cada pozo.

Pozos de “Respuesta Rápida”

Los pozos de las figuras exhibieron una respuesta rápida a la inyección ASP debido al soporte de presión logrado con el WF y buenas propiedades de yacimiento. La producción en el pozo 102/16-18-72-7 se incrementó de 5 m3/d (31 BPD) en 2011 a 70 m3/d (440 BPD) y en el pozo 102/1-19-72-8 de 1 m3/d (6.3 BPD) en 2011 a 50 m3/d (315 BPD). En el 2013 el corte de agua (WC) disminuyó de 50% a 40% en el primer pozo, y se incrementó de 40 50% en el segundo. Se han observado cambios mínimos en el sodio. Los niveles de dureza parecen comenzar a disminuir, sin embargo el pH se mantiene constante.

Pozos de Respuesta Retrasada

La figura es un ejemplo de una respuesta retrasada a la inyección química. En este caso ni hubo soporte de presión del WF previo. La falta de soporte de presión y características de yacimiento ligeramente más pobres han conducido a una inconsistente y retrasada respuesta en producción.

La producción se ha incrementado de 1 m3/d en 2011 a 3 m3/d. No se han detectado cambien en la composición química de fluidos de producción.

Desafíos

CEOR es un tecnología en desarrollo y cada yacimientos es diferente. El primer gran desafío fueron las altas tasas de producción requeridas de los pozos captadores de agua. Durante las pruebas iniciales de los dos pozos, no se percibió producción de arena o finos con una tasa de 1000 m3/d (6300 BPD), sin embargo cuando los pozos fueron bombeado a las tasas de 2500 m3/d (15700 BPD), el alto diferencial de presión a través de las perforaciones limitadas de los pozos (~10 m) ocasionaron la producción de volúmenes apreciables de arena y fino dentro de la bomba electro sumergible (ESP). Una ESP falló en 1 día y la otra en 10 días. Esto ocasionó el inmediato cierre de la facilidad ASP hasta encontrar la solución. La solución fue adicionar 60 a 80 m de perforación a cada pozo captador, colgar liners sobre los intervalos y emplear un revestimiento para proteger las etapas de la bomba, lo cual fue exitosamente completado y los volúmenes de agua restaurados. Sin embargo estas perforaciones adicionales causaron otro inconveniente no previsto, cambiaron la composición del agua impactando negativamente las unidades de suavizado por el incremento del contenido de ion divalente en un 50% a 423 ppm. Los TDS se incrementaron en un 20% a 24500 ppm. El incremento en la dureza requirió regeneraciones en las resinas más frecuente y ha limitado la capacidad de inyección de la facilidad de su diseño de 5000 m3/d a 3000 m3/d máximo. Sin embargo la inyección en el campo está en 1600 m3/d debido a las restricciones de presión. Se está estudiando el efecto del cambio en composición sobre la formulación ASP.

Adicionalmente, ha habido cambios en el suministro de la química. El proveedor del surfactante ha comenzado a suministrarlos a una concentración mayor. El surfactante fue originalmente suministrado como una solución activa aniónica al 30% y fue cambiado a una concentración del 90%. La nueva concentración podría formar geles si no es apropiadamente diluida. Se realizaron algunos cambios menores en el campo para manejar esta concentración. El incremento en la concentración proporciona un beneficio económico (menor manejo de agua), logístico y ambiental. Menores cargas de producto se perciben como mejoría en su manejo seguro.

Los demás inconvenientes en suministro de química fue causado por cambios macroeconómicos, los cuales aumentaron el costo del ácido clorhídrico para las unidades de suavizado pasando de $0.30/kg a $1.2/kg durante los primeros 6 a 8 meses de la inyección. Los costos han disminuido pero se mantienen un poco elevados. Los demás productos han permanecido estables, fluctuando típicamente sobre el precio del crudo.

El desafío final para la implementación del proyecto fue el entrenamiento operativo. Se puso especial énfasis sobre el entendimiento de las pruebas, requerimientos de laboratorio y controles QA/QC necesarios en operación de proyectos CEOR. Priorizando el manejo de grandes cantidades de ácido, soda caustica, y otros fluidos con pH entre 1 y 14. Aunque algunos incidentes menores han ocurrido, el entrenamiento ha probado se invaluables para mantener la confianza de los empleados y del entorno en las operaciones ASP en el campo.

Expansión Futura

Con base en el progreso positivo de la fase uno del proyecto ASP, el desarrollo de la fase dos está casi completo. Se planean 18 inyectores más con el mismo espaciamiento (200 m) también en línea horizontal. Se espera que las operaciones estén ajustadas 2014.

Mayores tasas de producción primaria de los pozos de la fase dos indican que las tasas de producción ASP podrían ser mayores que en los pozos de respuesta rápida, con base en características de yacimiento muy similares, y a pesar de tener una viscosidad de crudo ligeramente mayor en el área de la fase dos. Esta zona parece tener mejor permeabilidad, y mayor presión.