recuperacion terciaria por asp caso: yacimiento centenario noviembre-2007
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RECUPERACION TERCIARIA POR RECUPERACION TERCIARIA POR ASPASP
CASO: YACIMIENTO CENTENARIO
Noviembre-2007
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EOR ( Enhanced Oil Recovery ) petróleo recuperado por la inyección de fluidos que no están normalmente en el reservorio.
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ADICIONANDO RESERVAS:
1. DESCUBRIENDO NUEVOS CAMPOS
2.DESCUBRIENDO NUEVOS RESERVORIOS
3.EXTENDIENDO RESERVORIOS EN CAMPOS CONOCIDOS
4.REDEFINIENDO RESERVAS (POR CAMBIO DE PRECIOS O TECNOLOGÍA)
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Porque:
• No necesita encontrarlo.
• Tiene la mayor parte de la instalación de superficie construida.
• Los mercados están disponibles.
• La tecnología está madura y accesible.
• Después de la secundaria queda 65 % de petróleo por sacar.
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LOS YACIMIENTOS MADUROS SON LOS YACIMIENTOS MADUROS SON PROYECTOS DE BAJO RIESGOPROYECTOS DE BAJO RIESGO
35% 38% 27%
SWI SOM SOR
59%OOIP 41%OOIP
YACIM. CENTENARIOYACIM. CENTENARIO
FM. LOTENAFM. LOTENA
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NUMERONUMERO CAPILARCAPILAR
1**
L
PKoNc
Sor
Nc
Sor
Nc
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LIMITACIONES PROFUNDIDADLIMITACIONES PROFUNDIDAD
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LIMITACIONESLIMITACIONES PERMEABILIDADPERMEABILIDAD
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Hydrocarbon-Miscible
Nitrogen and Flue Gas
CO2 Flooding
Surfactant/ Polymer
Polymer
Alkaline
Fire Flood
Steam Drive
EOR MethodVery Good
Very Good
Good
Good
Good
Good
Good
Good
Good
Good
Fair
Fair
Fair
More Difficult
More Difficult
More Difficult
Very Difficult
Very Difficult
Difficult
Not Feasible
Not Feasible
Not Feasible
Not FeasibleMay Not Be
Possible
(Can Be Waterflooded)
Oil Viscosity - Centipoise at Reservoir Conditions0.1 1 10 100 1000 10000 100000 1000000
LIMITACIONESLIMITACIONES VISCOSIDADVISCOSIDAD
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SIMULACION STREAM LINESIMULACION STREAM LINE(DR. AKHIL DATTA – GUPTA)(DR. AKHIL DATTA – GUPTA)
PERMITE:•El análisis de la perfomance de proyectos durante primaria y secundaria.•BALANCEO DE PATTERNS.•Delimitar Area de drenaje y su variación con cambios de régimen.•VISUALIZACION DE LOS FLUJOS.•CALCULOS DE EFICIENCIA DE BARRIDO.•HISTORY MATCH MAS RAPIDOS, PRESERVANDO EL MODELO GEOLOGICO
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STREAM LINE STREAM LINE DE UN BLOQUEDE UN BLOQUE
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IGUALANDO TIEMPOS DE ARRIBOIGUALANDO TIEMPOS DE ARRIBO
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RECUPERACION TERCIARIA POR ASP
CASO: YACIMIENTO CENTENARIO ESTADO DE AVANCE DE ESTUDIOS
Noviembre-2007
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ASP¿EN QUE CONSISTE?
• Consiste en la inyección de químicos: álcalis, surfactantes y polímeros con la finalidad de aumentar la recuperación de petróleo mejorando la eficiencia areal (aumenta la zona tocada por el agua) y la eficiencia microscópica de barrido (saca petróleo entrampado por capilaridad)
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RECUPERACIÓN POR ALCALIS
• Tienen una doble función:
– Actuar de agente sacrificial, ya que es más económico que el surfactante.
–En reservorios de determinados números ácidos puede formar, in situ, un surfactante, que puede, actuar como co-surfactante con el surfactante usado y bajar más la tensión interfacial.
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RECUPERACIÓN POR SURFACTANTES
• Solución: Surfactante
rPc ow cos2
Problema: disminución de eficiencia microscópica de barrido por entrampamiento del crudo en espacios interporales
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POLÍMEROS VISCOSIFICANTES
• Solución: Polímero viscosificante
wM
MionalFlujoFracc 0
PROBLEMA: Disminución de la eficiencia de barrido por fingering viscoso.
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METODOLOGIAS DE EVALUACION DE ASP Y
RESULTADOS EN CENTENARIO
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FORMA DE EVALUARFORMA DE EVALUAR
– Pruebas con diferentes productos: comportamientos de fases, viscosidad efectiva, interacciones entre químicos, pruebas de emulsificación con surfactante, tamaño de micelas, cálculos de valores necesarios de viscosidad y tensión interfacial, pruebas en simulador experimental de reservorios
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ESTUDIOS PREVIOS PARA PROYECTO ASP EN CENTENARIO
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RESULTADOS A DESTACAR DE LA CARACTERIZACIÓN
• El agua de inyección y la de formación tienen marcadas diferencias. El agua de formación contiene cationes que pueden formar, combinados con las poliacrilamidas, precipitados que dañen a la formación.
• Como los químicos inyectados tomarán contacto con agua de formación se decide realizar las pruebas con las dos, pero dándole más importancia a los resultados con ésta última.
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CLASIFICACIÓN CLASIFICACIÓN DE SURFACTANTESDE SURFACTANTES
ANIONICOS HAN SIDO MUY USADOS ESTABLES BARATOS Y NO SE ADSORBEN
CATIONICOS SE ADSORBEN POR LAS ARCILLAS POCO USADOS
NOIONICOS SON RESISTENTES A LAS ALTAS SALINIDADES
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POR QUÉ POR QUÉ UN SURFACTANTE CLASE III?UN SURFACTANTE CLASE III?
• Porque , dado un sistema agua-surfactante-petróleo, es el que tiene menor tensión interfacial
• Porque forma una tercera fase, que es una microemulsión, que aporta viscosidad y por ello mejora la relación de movilidades
• Porque en experiencias de campo, es el que mejor resultados ha tenido, el peor es el clase II (+)
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ESTUDIOS REOLÓGICOS DE POLIACRILAMIDAS
• Se realizaron estudios de viscosidad y envejecimiento en tres poliacrilamidas hidrolizadas de diferentes marcas a diferentes concentraciones: 200 ppm; 500 ppm y 1000 ppm en agua de formación. Se realizaron, además estudios de envejeciminto en cada caso
• Los resultados obtenidos fueron siempre de baja viscosidad pero suficientes para la viscosidad de petróleo.
• Tuvieron todas las muestras mal envejecimiento por dos motivos: – Cae la viscosidad– A los pocos días muestran un precipitado de
aspecto duro y muy importante en cantidad, que dañaría la formación
Se decide probar con biopolímeros
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ESTUDIOS REOLÓGICOS DE BIOPOLÍMEROS
• Se prueban con dos xhantanos de diferente fabricante, y de diferente peso molecular.
• Ambos dan buenos resultados pero es mejor el provisto por XXXX que muestra buenos resultados a 500ppm.
• Sin embargo los resultados no son óptimos. Hay una importante pérdida de viscosidad con el tiempo y presenta una leve cantidad de “fibras”opalescentes en el frasco.
De todas formas se selecciona este polímero y concentración para estudiar la interaccion con el surfactante
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INTERACCION POLÍMERO SURFACTANTE
La presencia del surfactante mejora la viscosidad
Mantiene clase III con el polímero
La tensión interfacial se mantiene con el polímero
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ENSAYOS PROPUESTOS PARA SIMULADOR EXPERIMENTAL
• El polímero no parece ser algo indispensable para aumentar la eficiencia areal (M:1).
•Por ello sería conveniente inyectar sólo surfactante (con una alta concentración) y luego agua. De esta manera se evitaría el muy probable daño a la formación que tiene baja permeabilidad.
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ADSORCIÓN ESTÁTICA
• El estudio de adsorción estática concluyó que la adsorción del surfactante es del 40 %, razón por la cual no se piensa usar álcali.
• Por seguridad , se va a dosificar un 40 % mas de surfactante en la prueba piloto.
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DISTANCIAMIENTO (m)DISTANCIAMIENTO (m)
284
0.000247distancia m2 acres
700 490000 121400 160000 40284 80656 20200 40000 10
400
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Perforación Pozos In FillPerforación Pozos In Fill
0.00 3.00 6.00 9.00 12.00 15.00 18.00 21.0024.0027.0030.0033.0036.0039.0042.0045.0048.00 51.0054.00
CE.A-3
CE.A-7
CE.A-25
CE-42
CE-47
CE-48
CE-51
CE-52
CE-57
CE-58 CE-59
CE-85
CE-1006
CE-1009
CE-1010
CE-1022
CE-1025
CE-1028
CE-1030CE-1031
CE-1033
CE-1035
CE-1039
CE-1049
CE-1051
CE-1052
CE-1054
CE-1055CE-1066
CE-1067
CE-1080
CE-1093
CE-1102
CE-1038
CE-1083
CE-1101
CE-1105 CE-1107
CE-1108 CE-1109
CE-1110
CE-1111
CE-1138
CE-1150
CE-1131
CE-1163
CE-1137
CE-1182
CE-1188
CE.A-1189
CE-1209
CE-1211
CE-1231
CE-1224
CE-1225
CE-1272 CE-1273
CE-1274CE-1275
0. 00 3. 00 6. 00 9. 00 12. 00 15. 00 18. 00 21. 00 24. 00 27. 00 30. 00 33. 00 36. 00 39. 00 42. 00 45. 00 48. 00 51. 00 54. 00
CE. X-1
CE. A-3
CE. A-4
CE. A-5
CE. A-6
CE. A-7
CE. A-10
CE. A-11
CE. A-17
CE-19
CE-20CE-21
CE. A-25
CE. A-26
CE. A-31
CE-33
CE. A-34
CE. A-35
CE. A-38
CE-42
CE-43
CE-44
CE-45
CE-46
CE-47
CE-48
CE-49
CE-50
CE-51
CE-52
CE-54
CE-55
CE-56
CE-57
CE-58 CE-59CE-61
CE-65
CE-66
CE-68
CE-70
CE-71
CE. A-81
CE-85
CE-90
CE-1002
CE-1003
CE-1005
CE-1006
CE-1007
CE-1008
CE-1009
CE-1010
CE-1012
CE-1013CE-1017
CE-1018
CE-1019
CE-1020
CE-1021
CE-1022
CE-1024
CE-1025
CE-1026
CE-1027
CE-1028
CE-1030 CE-1031
CE-1033
CE-1034
CE-1035
CE-1036
CE-1039
CE-1041
CE-1042
CE-1043
CE-1047
CE-1048
CE-1049
CE-1050
CE-1051
CE-1052
CE-1054
CE-1055
CE-1060
CE-1061
CE-1062
CE-1064
CE-1066
CE-1067
CE-1069
CE-1070
CE-1073
CE-1074
CE-1075
CE-1077
CE-1078
CE-1080
CE-1082
CE-1090(H)
CE-1092
CE-103
CE-104
CE. A-114
CE-1093
CE-1094
CE. A-1098
CE-1099
CE-1100
CE-1102
CE. A-1103
CE. A-9
CE. A-16
CE. A-24
CE. A-30
CE-53
CE-60
CE-67
CE-86
CE-1011
CE-1029
CE-1038
CE-1068
CE-1083
CE-1101
CE-1104
CE-1105
CE-1106
CE-1107
CE-1108 CE-1109
CE-1110
CE-1111
CE-1112
CE-1113
CE. A-1120
CE. A-1125
CE-1126
CE. A-1129
CE-1136
CE-1138
CE-1143
CE-1144
CE-1146
CE-1148
CE-1150
CE-1131
CE-1134
CE-1161
CE. A-1162
CE-1163
CE-1121
CE-1123
CE-1149
CE-1151
CE-1155
CE-1156
CE-1157
CE-1158
CE-1160
CE-1164
CE-1137
CE-1166
CE-1167
CE-1168
CE-1169
CE-1170
CE-1153
CE-1140
CE-1176
CE-1178
CE-1180
CE-1179
CE-1133
CE-1182
CE-1181
CE-1201
CE-1175
CE-1188
CE-1183
CE-1194
CE-1191(D)
CE-1159(D)
CE-1192
CE. A-1189CE-1205
CE-1196
CE-1202
CE-1209
CE-1177
CE-1210
CE-1211
CE-1207(D)
CE-1208
CE-1214
CE-1218(D)CE-1198(D)
CE-1219
CE-1216
CE-1221
CE. A-1217(
CE-1226
CE-1227
CE-1230
CE-1228
CE-1231
CE-1224
CE-1232
CE-1225
CE-1234
CE-1233
Ce-1227
Ce-1069
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VISITA ASP USAVISITA ASP USA
VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLA VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAFABTECHFABTECH
CASPER WYOMINGCASPER WYOMING
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•Son equipos que permiten inyectar por separado o en conjunto, el álcali, el surfactante y el polímero. Se opera con una sola persona, está totalmente automatizado.
•La construcción de un equipo con 4 bombas de alta presión y tres tanques (ASP) demora 6 meses y se considera un mes mas para envío. El costo es alrededor de 1MM U$S.
•Han realizado equipos de ASP-AP y Polímero para USA, Canadá, China e indonesia.
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VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAVISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAFABTECHFABTECH
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VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAVISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAFABTECHFABTECH
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VISITA YACIMIENTOSVISITA YACIMIENTOSMELLOT RANCH Y THOMPSON CREEKMELLOT RANCH Y THOMPSON CREEK
GILLETTE WYOMINGGILLETTE WYOMINGMellot Thompson
Nro Prod. 2 40Nro Iny 3 20Formación Arena ArenaProfundidad [m] 1220 400K gas [md] 300/600 30/1500Viscosidad [¨cp] 23 6000Densidad [°API] 22 10Fecha inicio 2000 2004Tipo EOR ASP(NaOH) AP(CO3Na2)Prod. Pico [m3/d] ? de16 a 96Incr. FR [%] 15 25
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VISITA MELLOT RANCHVISITA MELLOT RANCH(ASP)(ASP)
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MUCHAS GRACIAS