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ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES
EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE
Inyección ASP en el Campo San Francisco
Danuil Elias Dueñas Criado
Ecopetrol S.A. - Colombia
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”
6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
CONTENIDO
� GENERALIDADES
� ANTECEDENTES• Evaluación experimental
• Selección del área piloto
• Inyección de trazadores inter-well.
• Simulación numérica
� ANÁLISIS DE RESULTADOS
� PROBLEMAS OPERACIONALES
� CONCLUSIONES
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Tomada de http://www.letshalloo.com/blog-2/page/2
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86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
GENERALIDADES
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Datos Técnicos del Campo San Francisco
Descripción Geológica
Anticlinal Asimétrico, con buzamientos de 12°,
compuesto principalmente de Cuarzoarenitas con
intercalaciones de Shale, de edad cretácica.
Profundidad Promedio (pies), TVD 2600 - 3300
Espesor total/neto (prom pies TVT) 480/100
Saturación de Aceite Residual (%) 30-40
Temperatura del Yacimiento (F) 123.25
Mecanismo primario de producción Gas en solución
Pozos Perforados/Productores/Inyectores 194/98/74
FR actual/ FR Secundario % 31.32 / 7.2
Corte de Agua promedio % 97.5
Propiedades de Roca y Fluidos
Porosidad promedio % 14
Permeabilidad Promedio (mD) 665
Gravedad API del Aceite 26.7
Viscosidad Aceite/gas (cp) @ 125 °F 10-12
Salinidad del agua de formación (ppm Cl) 5000
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ANTECEDENTES
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SF-04
SF-93
SF-204 SF-24
SF-139
SF-27
SF-185
SF-85
SF-188SF-13
SF-171
1. Screening y selección de método de recobro mejorado
2. Evaluación experimental- Evaluación fluido – fluido.- Desplazamientos lineales y radiales- Optimización de la formulación ASP
20
07
…2
01
02
01
12
01
2
5. Repatronamiento del Piloto – Perforación SF-188 – Conversión SF-85
6. Adquisición de Trazadores “Inter-Well” y registros de Inyección en los pozos del piloto
4. Simulación Numérica STARS- Modelamiento Coreflooding- Modelamiento del Sub-Sector- Modelamiento del Sector
3. Selección del Área Piloto
7. Corrección de perfiles de inyección – Conformance
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13
8. Acondicionamiento de pozos inyectores del sector –Estimulaciones/Fracturamiento
9. Montaje y Startup de planta e inicio de inyección ASPDic/2013
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ANTECEDENTES – EVALUACIÓN EXPERIMENTAL
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� Se realizaron tres etapas de laboratorio� Selección de método de recuperación.� Sensibilidades al medio de dilución (Agua de inyección vs. Agua Suavizada).� Optimización de la formulación (Consumo, Eficiencia, Estabilidad).
� Se corrieron 4 desplazamientos lineales y 32 desplazamientos radiales en corazonesdel campo (SF-205 y SF-188).
Resultados:
� Selección de ASP como método de recuperación, evidenciando un Factor de recobroadicional mediante inyección ASP: 19 - 27%.
� Selección de Carbonato de sodio como agente alcalino, por consumo y estabilidad.
� La solución química recomendada es:
1.75 wt% Na2CO3 + 0.2 wt% Surfactante (IOS)+ 1500 ppm Polímero (HPAM) disuelto en agua fresca suavizada.
Seguida por un bache de polímero con la siguiente composición:
750 ppm Polímero (HPAM) disuelto en agua fresca suavizada.
� Volumen de cada bache entre el 35 y 40% del volumen poroso.
II
II
II II
II
II
II-
II-
II-
III
III
III
III
III
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
0.0 1.0 2.0
Tens
ión
Inte
rfac
ial (
din
a/cm
)
Concentración de Álcali (% peso)
Agua de Inyección suavizada0.18 wt% ORS-43HF + 0.02 wt% Petrostep C3
NaOH
Na2CO3
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ANTECEDENTES - SELECCIÓN DEL ÁREA PILOTO
Criterios:
- Parámetros de Yacimiento.
- Historia de Inyección.- Espaciamiento.- Conectividad.- Posición estructural.
Análisis de FluidosSF-04
SF-93
SF-204 SF-24
SF-139
SF-27
SF-185
SF-85
SF-188
SF-13SF-171
Espaciamiento
Correlación Geológica
M edia Mediana
0.0 0
0.15
0.3 0
0.4 5
0.6 0
0.75
0.9 0
1.0 5A cumulad a
0.00
0.03
0.06
0.09
0 .12
0 .15
0 .18Probabilid ad
7.2 8.4 9.6 10 .8 12 .0 13 .2 14 .4 15.6
Media M ediana
0.0 0
0.15
0.3 0
0.4 5
0.6 0
0.75
0.9 0
1.05A cumulada
0 .00
0 .05
0 .10
0 .15
0 .20
0 .25
0 .30Pro bab ilid ad
800 12 00 16 00 200 0 240 0 280 0 32 00
Porosidad
Permeabilidad
Parámetros de Yacimiento
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ANTECEDENTES – INYECCIÓN DE TRAZADORES
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Área Piloto
� Zonas confinadas hidráulica oestructuralmente.
� Posición estructural máselevada de la formación.
� 3 pozos inyectores / 6(7) pozosproductores.
� Aceite Original del sector, OOIP= 9.6 MBls.
Mediante inyección de trazadores se identificaron canalizaciones importantes que debieron ser corregidas mediante conformancequimico.
SF-004 SF-011
SF-013SF-014
SF-024SF-027
SF-085
SF-086
SF-090
SF-093
SF-094
SF-101
SF-123
SF-124
SF-139
SF-147
SF-167
SF-171
SF-180
SF-185
SF-186SF-204
SF-188
Productor cerradoInyector cerrado
Alta ConectividadConectividad ModeradaBaja Conectividad – Trazas < 80 ppt
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ANTECEDENTES – SIMULACIÓN NUMÉRICA
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Escenario de Inyección ASP
0.35 VP ASP + 0.35 VP Polymer Drive
Formulación diseñada:
ASP: 1,75 wt% Na2CO3 + 0,2 wt% Surfactante (IOS) + 1500 mg/L Polímero (HPAM)
Polymer Drive: 750 mg/L Polímero (HPAM)
Restricciones:
Tasa de Inyección Max. 9500 BPD
Caso FRI Observaciones
Caso Base ASP 7.8% Escenario Iny. ASP
Caso base WFCaso base ASP
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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE INYECCIÓN
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La inyección de ASP se inició el día 13 de diciembre de 2013.
A la fecha se ha inyectado el 52% del bache de ASP correspondiente a 0.18 VP.
1
1 Pérdida de Inyectividad por paradas de bomba
2
2 Recuperación de inyectividad
Tasa
de
Inye
cció
n
Po
rcentaje d
e Bach
e, %
Producto Consumo Diario Prom, Kg
Álcali (Carbonato de Sodio) 20000
Polímero (HPAM) 1600
Surfactante (IOS) 2900
Inyección ASP
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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
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Patrón SF-204 – Pozo SF-93
SF-004 SF-011
SF-024SF-027
SF-040
SF-085SF-086
SF-090SF-093
SF-101
SF-124
SF-139
SF-167
SF-170
SF-185
SF-186SF-204
SF-188
Productor cerrado
Productor abierto
Inyector cerrado
Inyector abierto
7 días
Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)
Pro
du
cció
n d
e A
ceit
e, B
OP
D
Pro
du
cción
de Liq
, BP
D
Qo, Pruebas
Qo, Prom
Qw, Pruebas
Qw, Prom
Ql, Pruebas
Co
rte
de
Agu
a, %
WC, QAQC
WC, Formas 9
WC, Pruebas
pH
/ C
on
du
ctiv
idad
Iones Ca+2
pH
Conductividad
Co
nc.
Su
rfc
en a
gua/
po
l, p
pm
Co
nc. Su
rf. en aceite, p
pm
Surf. en agua
Surf. en crudo
Polímero
- Disminución en el corte de agua hasta por un máximo de 4 puntos.
- Disminución drástica de iones calcio.
- Daño en sistema de levantamiento por precipitación inorgánica.
- Cierre del pozo por irrupción de la formulación.
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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
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Patrón SF-204 – Pozo SF-24
SF-004 SF-011
SF-024SF-027
SF-040
SF-085SF-086
SF-090SF-093
SF-101
SF-124
SF-139
SF-167
SF-170
SF-185
SF-186SF-204
SF-188
Productor cerrado
Productor abierto
Inyector cerrado
Inyector abierto
Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)
Pro
du
cció
n d
e A
ceit
e, B
OP
D
Pro
du
cción
de Liq
, BP
D
Qo, Pruebas
Qo, Prom
Qw, Pruebas
Qw, Prom
Ql, Pruebas
Co
rte
de
Agu
a, %
WC, QAQC
WC, Formas 9
WC, Pruebas
pH
/ C
on
du
ctiv
idad
Iones Ca+2
pH
Conductividad
Co
nc.
Su
rfc
en a
gua/
po
l, p
pm
Co
nc. Su
rf. en aceite, p
pm
Surf. en agua
Surf. en crudo
Polímero
- Respuesta importante al cierre del SF-93.
- Disminución en el corte de agua hasta por más de 30 puntos.
- Disminución suave de iones calcio- Elución de polímero y surfactante
en crudo.
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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
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Pro
du
cció
n d
e A
ceit
e, B
OP
D
Pro
du
cción
de Liq
, BP
D
Qo, Pruebas
Qo, Prom
Qw, Pruebas
Qw, Prom
Ql, Pruebas
Co
rte
de
Agu
a, %
WC, QAQC
WC, Formas 9
WC, Pruebas
pH
/ C
on
du
ctiv
idad
Iones Ca+2
pH
Conductividad
Co
nc.
Su
rfc
en a
gua/
po
l, p
pm
Co
nc. Su
rf. en aceite, p
pm
Surf. en agua
Surf. en crudo
Polímero
Patrón SF-85 – Pozo SF-185
Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)
SF-013
SF-024
SF-085
SF-086
SF-090SF-093
SF-094SF-147
SF-185
SF-204
SF-188
Productor cerradoProductor abiertoInyector cerradoInyector abierto
SF-013
SF-085
SF-086
SF-094
SF-123
SF-171
SF-180
SF-185 SF-188
Productor cerradoProductor abiertoInyector cerradoInyector abierto
Patrón SF-13 – Pozo SF-185
Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)
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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
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Pro
du
cció
n d
e A
ceit
e, B
OP
D
Pro
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cción
de Liq
, BP
D
Qo, Pruebas
Qo, Prom
Qw, Pruebas
Qw, Prom
Ql, Pruebas
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WC, QAQC
WC, Formas 9
WC, Pruebas
pH
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Iones Ca+2
pH
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Surf. en agua
Surf. en crudo
Polímero
Patrón SF-85 – Pozo SF-188
Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)
SF-013
SF-024
SF-085
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SF-090SF-093
SF-094SF-147
SF-185
SF-204
SF-188
Productor cerradoProductor abiertoInyector cerradoInyector abierto
SF-013
SF-085
SF-086
SF-094
SF-123
SF-171
SF-180
SF-185 SF-188
Productor cerradoProductor abiertoInyector cerradoInyector abierto
Patrón SF-13 – Pozo SF-188
Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)
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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
Corte de Agua
Piloto ASP
- Disminución importante en el volumen deagua producida, reflejada en unadisminución del corte de agua en el sector.
- Tras el cierre del pozo donde laformulación irrumpió, se observa unarecuperación rápida soportada por lospozos vecinos.
- Los resultados en producción guardanconsistencia con el escenario desimulación.
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PROBLEMAS OPERACIONALES
� Precipitación de Inorgánicos
Falla del sistema de levantamientoBES en el pozo SF-93:Causas:- Irrupción de la formulación en el pozo.- Presencia del ion calcio.- Cambios drásticos de presión y temperatura en la entrada de la bomba.- Formación de Carbonato de Calcio en la etapas del sistema.
La precipitación de carbonatos representa un desafío para los proyectos ASP, y su manejo se hacentralizado en el diseño de material para sistemas de levantamiento y el uso de inhibidoresquímicos.
Referencias en la literatura:
SPE87469, SPE144893, SPE144826, SPE141410, SPE165815, SPE141551, SPE164058
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� Pérdida de Inyectividad
Pozo Inyector – SF-85Se evidencia una pérdida gradual de la inyectividad, mediante el análisis de Hall se observa ladisminución progresiva de la admisibilidad del pozo.
Debido al pH de la formulación, de alrededor de 11, un tratamiento de estimulación se vuelve un procedimiento desafiante técnicamente.
PROBLEMAS OPERACIONALES
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� Diseño de sistemas de levantamiento eficientes para el manejo de fluidos altamente alcalinos y en ambientes propicios para la precipitación de inorgánicos.
� Diseño de estimulaciones en ambientes altamente alcalinos.
� Logística y manejo de altos volúmenes de química en superficie.
� Tratamiento de fluidos de producción.
DESAFÍOS OPERACIONALES
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CONCLUSIONES
� El aseguramiento técnico previo, mediante evaluación experimental,trazadores entre pozos y optimización de la inyección de agua, esfundamental para el éxito de la tecnología ASP.
� La formulación ASP inyectada en el campo muestra un desempeño favorable,sin embargo se requiere de mayor evaluación para determinar su factibilidadtécnico- económica.
� El manejo de los pozos productores, en términos de sistemas delevantamiento, precipitación de inorgánicos y tratamiento de fluidos deproducción representa el mayor desafío operacional del proyecto.
� Es importante llevar a cabo un estricto programa de monitoreo y seguimientopara garantizar la correcta evaluación del proceso.
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