RECUPERACION TERCIARIA POR RECUPERACION TERCIARIA POR ASPASP

CASO: YACIMIENTO CENTENARIO

Noviembre-2007

EOR ( Enhanced Oil Recovery ) petróleo recuperado por la inyección de fluidos que no están normalmente en el reservorio.

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)

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.

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

NUMERONUMERO CAPILARCAPILAR

1**

L

PKoNc

Sor

Nc

Sor

Nc

LIMITACIONES PROFUNDIDADLIMITACIONES PROFUNDIDAD

LIMITACIONESLIMITACIONES PERMEABILIDADPERMEABILIDAD

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

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

STREAM LINE STREAM LINE DE UN BLOQUEDE UN BLOQUE

IGUALANDO TIEMPOS DE ARRIBOIGUALANDO TIEMPOS DE ARRIBO

RECUPERACION TERCIARIA POR ASP

CASO: YACIMIENTO CENTENARIO ESTADO DE AVANCE DE ESTUDIOS

Noviembre-2007

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)

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.

RECUPERACIÓN POR SURFACTANTES

• Solución: Surfactante

rPc ow cos2

Problema: disminución de eficiencia microscópica de barrido por entrampamiento del crudo en espacios interporales

POLÍMEROS VISCOSIFICANTES

• Solución: Polímero viscosificante

wM

MionalFlujoFracc 0

PROBLEMA: Disminución de la eficiencia de barrido por fingering viscoso.

METODOLOGIAS DE EVALUACION DE ASP Y

RESULTADOS EN CENTENARIO

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

ESTUDIOS PREVIOS PARA PROYECTO ASP EN CENTENARIO

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.

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

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 (+)

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

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

INTERACCION POLÍMERO SURFACTANTE

La presencia del surfactante mejora la viscosidad

Mantiene clase III con el polímero

La tensión interfacial se mantiene con el polímero

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.

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.

DISTANCIAMIENTO (m)DISTANCIAMIENTO (m)

284

0.000247distancia m2 acres

700 490000 121400 160000 40284 80656 20200 40000 10

400

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

VISITA ASP USAVISITA ASP USA

VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLA VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAFABTECHFABTECH

CASPER WYOMINGCASPER WYOMING

•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.

VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAVISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAFABTECHFABTECH

VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAVISITA FABRICA DE LAVAVAJILLAFABTECHFABTECH

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

VISITA MELLOT RANCHVISITA MELLOT RANCH(ASP)(ASP)

VISITA THOMPSON CREEK (AP)VISITA THOMPSON CREEK (AP)

VISITA THOMPSON CREEK (AP)VISITA THOMPSON CREEK (AP)

MUCHAS GRACIAS