Sin título de diapositiva - iapg.org.ar · • Aumentando el Gradiente de Presión del reservorio,...
Transcript of Sin título de diapositiva - iapg.org.ar · • Aumentando el Gradiente de Presión del reservorio,...
Inyección Pulsante
Optimización de los Procesos Convencionales de Inyección de Agua en Proyectos de Recuperación Secundaria
Segura, Ricardo Javier
Pan American Energy – UG Golfo San Jorge
INTRODUCCION
Emplazamiento Geográfico
• Pozos Productores: 3048
• Pozos Inyectores: 584
• Prod Neta: 14.6 Mm3pd
• Inyección Agua: 165 Mm3pd
• Proyectos WF : 64
• Prod Gas: 8 MMm3pd
• Prod Bruta: 180 Mm3pd
INTRODUCCION
Información Producción
Agenda
1. Introducción
Objetivo del Trabajo
Inyección Continua vs Inyección Pulsante
Beneficios Potenciales
2. Desarrollo
Selección del Proyecto
Tipos de herramientas
Línea Base y Expectativas
Resultados
3. Conclusiones 4
5
• Probar la tecnología de barrido por inyección pulsante: Inyección de agua
mediante olas de empuje de baja frecuencia, que se propagan en el sistema roca-fluido y que afecta al volumen poral entre el inyector y los productores: • Mejorando la Eficiencia Volumétrica de Barrido
• Aumentando el Gradiente de Presión del reservorio, para liberar los
glóbulos de petróleo entrampado por fuerzas capilares, reduciendo el Sor del WF.
Objetivo
• Rejuvenecimiento de campos maduros con operaciones de inyección secundaria y terciaria, agregando incrementos de producción de petróleo.
Situación Inicial
6
Pobre eficiencia de barrido
Inyección convencional
Bajo factor de recuperación
Zonas con alta So sin barrer
Canalización
Canalización
Metodología Utilizada
7 Inyección Pulsante
Durante el cierre de la válvula la presión aguas arriba aumenta hasta su valor máximo, transfiriendo “momento” al fluido detenido. Luego, durante la apertura de la herramienta, se libera la energía potencial acumulada produciendo ondas esféricas de aceleración de flujo que se propagan en la matriz del reservorio. Posteriormente la presión regresa nuevamente a su nivel mínimo, para comenzar un nuevo ciclo.
8
Metodología Utilizada
Mejor Barrido de los fluidos inyectados
Incremento de la producción
Mejora el corte de petróleo
Mejora la curva de declinación del campo productor
Oportunidad de incrementar reservas y valores de los activos
Beneficios potenciales
El incremento en la Recuperación de Petróleo con Inyección pulsante es alcanzado por 2 mecanismos principalmente: 1. Mayor eficiencia de Barrido superando el camino
de menor resistencia. 2. Menor Saturación de Petróleo Residual causada
por el impulso del fluido, quien rompe las gotas de petróleo y permite que ellas sean producidas.
¿Es insuficiente la inyección convencional?
gow - tensión interfacial petróleo/agua
Dp - diferencial de presión entre la
interface de petróleo/agua en
condiciones de flujo estático
(Darcy).
Agua
p+Dp
r
Grano
Dp ~ gow/2r (Ecuación Laplace)
Presión del
Petroleo= p
Grano
Petroleo
Direccion normal del flujo
l
p
Si la presión adicional que genera una inyección convencional con el agua, no es suficiente para vencer la presión capilar para penetrar al poro, el petróleo atrapado en esa zona no será barrido.
10
Dinamismo pulsante
grain
Petroleo
Agua
Agua
a
a
a
a
A
d
Paso
libre
Spl
pd D
Fuerza Estática Fuerza Dinámica
p A
a m
A
F
D D
A = zona de paso
F = nueva fuerza
m = masa del
fluido
a = aceleración
DpS +DpD > g/2r
La energía/momento que agrega la pulsación al fluido inyectado, puede vencer las fuerzas capilares del yacimiento, y mover petróleo atrapado, barriendo al máximo los fluidos en el reservorio.
Selección del Proyecto
11
CAPA E-1
Ubicación y selección del Proyecto
Las Flores Norte
11/2012 03/2013
5. Ampliación del
proyecto
4. Resultado final
del piloto
Plan de Trabajo
2. Instalación de herramientas
1. Definición de Curvas Base
3. Seguimiento de
producción
08/2012 06/2013 12/2013 09/2014
Presentación de la Tecnología y estudio
de Factibilidad
02/2012
6. Conclusiones
Finales
12
• La mayor recuperación primaria y el total de la secundaria proviene zona denominada capa E1, a 700 m de profundidad (bbp).
• La misma es de alta permeabilidad absoluta (200 – 260 md).
• Se encuentra en una zona estanca, delimitada por fallas, lo cual evitará interferencias, favoreciendo la interpretación de los resultados.
• Ha documentado petróleo sin necesidad de realizar fracturas.
• En la historia de inyección no se han detectado problemas de admisión.
Selección del Proyecto
13
Características del Bloque
Inicio WF Feb-92
Inyectores LF-A, LF-B y LF-C
Productores asociados LF-1, LF-2, LF-3, LF-4, LF-5 y LF-6
Producción de líquido 665 m3/d
Producción de petróleo 24 m3/d
Caudal de inyección 440 m3/d
Presión media original 63 kg/cm2
Permeabilidad media 200 a 260 md
Presión de inyección 15 kg/cm2 (213 Psi)
Densidad petróleo muerto
0.924 g/cm3 (21.6 °API)
Soa 57%
Fr prim actual 4%
FR sec actual 3.5%
(Frp + Frs) 2047 17%
VP 1128 Mm3
Porosidad media 24%
Distanciamiento promedio 460m
VP inyectados 42%
Viscosidad 12 cp a temp reserv (38°C)
Espesor promedio 6 m
Balance Qwiny/Qliq 1.1
14
Zona Centro
Zona Norte
Bloque y patterns de implementación tecnología
15
Bloque y patterns de implementación
16
Herramienta Eléctrica:
• Necesita un cable de conexión hasta la boca de pozo y por lo tanto requiere de un Equipo de Torre para su instalación . • Incluye una computadora de control en superficie con tecnología Scada. • Puede regular el número de pulsaciones por minuto y el tiempo de apertura y cierre de la herramienta • Capacidad de inyección hasta 1600 m3/d. • Requiere de energía eléctrica.
17
• Se instala con equipo de WL.
• Genera sus pulsaciones en base al diferencial de presión que se ejerce desde la superficie y la presión existente del yacimiento.
• Las condiciones del yacimiento y el caudal de inyección son los que definen el número de pulsaciones por minuto
• Capacidad de inyección hasta 240 m3/día.
• No requiere de electricidad.
Herramienta Mecánica:
18
LF-A LF-B LF-C
Esquema Inyectores
19
Corte Zona de implementación – Capa E1
E1
E1 E1
E1 E1
E1
E1
E1
20
Situación Mejorada
Producción Bloque
1.0
10.0
100.0
01/0
1/0
8
01/0
1/0
9
01/0
1/1
0
01/0
1/1
1
01/0
1/1
2
01/0
1/1
3
01/0
1/1
4
01/0
1/1
5
01/0
1/1
6
01/0
1/1
7
01/0
1/1
8
01/0
1/1
9
01/0
1/2
0
01/0
1/2
1
01/0
1/2
2
01/0
1/2
3
01/0
1/2
4
01/0
1/2
5
01/0
1/2
6
01/0
1/2
7
01/0
1/2
8
01/0
1/2
9
01/0
1/3
0
TOTAL qo[m³/DC] qo[m³/DC]
Comparación Acumuladas
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
140000
150000
160000
170000
180000
01/0
1/1
1
01/0
1/1
2
01/0
1/1
3
01/0
1/1
4
01/0
1/1
5
01/0
1/1
6
01/0
1/1
7
01/0
1/1
8
01/0
1/1
9
01/0
1/2
0
01/0
1/2
1
01/0
1/2
2
01/0
1/2
3
01/0
1/2
4
01/0
1/2
5
01/0
1/2
6
01/0
1/2
7
01/0
1/2
8
01/0
1/2
9
01/0
1/3
0
Acum Oil Inc [m3] Acum Oil Bas [m3]
Pronósticos de Producción Total y Acumulada
Indicadores Económicos
Considerando como resultado positivo un aumento del 25 % del caudal de petróleo al momento de la implementación y una disminución del 6 % de la declinación. Se consideró un plazo de 12 meses como tiempo de duración del ensayo, a partir de la instalación de la primera herramienta y se fijó en 6 meses el tiempo de respuesta esperado.
Resultados
21
Resultados
22
23
Resultados
24
Resultados
25
Resultados
26
Ampliación del proyecto
11 Productores asociados
CH-11
CH-30
CH-63
LF-24
PLF-8
PLF-17
PLF-18
PLF-19
PLF-21
PLF-206
PLF-211
PLF-220
PLF-221
PLF-842PLF-847
ULF-1
ULF-2
ULF-3
ULF-4
ULF-5
ULF-6
ULF-7ULF-8
ULF-9
ULF-10
ULF-11
ULF-12
ULF-13
ULF-14
ULF-15
ULF-17
ULF-18
ULF-19
ULF-20
ULF-21
ULF-22
PLF-223
PLF-227
PLF-867
PLF-875
PLF-883
PLF-879
PLF-883b
PLF-884
PLF-893(d)
PLF-894
PLF-898
PLF-909
PLF-898(I)
PLF-910
PLF-939
OIL
INJECTOR
LOCATION
SHUT-IN-OIL
ABANDONED-OIL
ABANDONED-GAS
ABANDONED-WATER
DRY
Bajo tapón
Abierta
Cementada
6 Dragonfly
1 Voyaguer
LF-9
LF-A
LF-B
LF-C
LF-D
LF-E
LF-F
LF-1
LF-2
LF-3
LF-4
LF-5
LF-6
LF-9
LF-8
LF-8
LF-G
LF-7 LF-10
LF-11
27
Conclusiones
Resultados alcanzados:
Incremento de la producción
Mejora en la curva de declinación
Disminución del corte de agua
“Se decide expandir el proyecto aplicando la tecnología de inyección
pulsante a la totalidad de los inyectores del bloque LF-N”
28
Muchas gracias por su atención
Pan American Energy – UG Golfo San Jorge