Innovación Tecnológica

Transcripción

1 Innovación Tecnológica ESTIMULACION FISICOQUIMICA INTERFACIAL NO REACTIVA APLICADA DESDE SUPERFICIE A POZOS EN ARENAS TERCIARIAS Febrero de 2012

2 Objetivo: Aumentar la producción de campos maduros de pozos que se encuentran cerrados por no aportar o que presentan baja recuperación de aceite, mediante la técnica de Estimulación Fisicoquímica Interfacial No Reactiva aplicada desde Superficie.

3 Antecedentes: Durante la vida productiva de los pozos, existen elementos que son considerados para definir cuando un pozo se encuentra agotado: alto % de agua, baja aportación del yacimiento, etc. La baja aportación del yacimiento, desde un punto de vista operativo, se refleja como baja recuperación del pozo y circula gas en claro en el aparejo de producción o no aportando líquidos a la superficie en pozos de bombeo mecánico. Hasta antes de la técnica de Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie, los pozos que presentaban estos problemas se cerraban por no aportar, quedando pendientes para tapón (aquellos que ya no tenían arenas para disparar).

4 Fundamento: La Estimulación Fisicoquímica Interfacial No Reactiva aplicada desde Superficie en Arenas Terciarias se fundamenta en la utilización del uso de Surfactantes y Agentes de Control de Incrustaciones. Con la finalidad de remover el daño a estas formaciones, de manera práctica, económica y eficaz; se puede utilizar la Técnica de Estimulación Fisicoquímica Interfacial No Reactiva Aplicada desde Superficie, como una alternativa de tratamiento de limpieza a los intervalos disparados. La técnica de Estimulación Fisicoquímica Interfacial No Reactiva Aplicada desde Superficie consiste en la inyección contra formación de agua dulce con una mezcla de surfactantes e inhibidor de incrustación, con las proporciones adecuadas, de acuerdo a los antecedentes del pozo. Las presiones que se utilizan durante la operación son aquellas que permiten la inyección del reactivo químico diluido a bajos gastos 0.5 a 1.0 bl/min, esto para evitar introducir al yacimiento el contenido de la Tubería de Producción.

5 Existen varios Tipos de daño a la formación que pueden ser tratados con Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie dentro de los cuales se pueden mencionar: Bloqueo por agua: el cual básicamente es causado por el incremento de la saturación de agua en la vecindad del pozo, con la consecuente reducción de permeabilidad relativa a los hidrocarburos, adicionalmente este bloqueo puede producirse durante la producción del pozo por canalización o conificación del agua de formación en el intervalo productor. Bloqueo por aceite: En pozos de gas la invasión de fluidos base aceite causará que una nueva fase invada la formación con la consecuente reducción drástica de la permeabilidad relativa al gas, este bloqueo causa mayor daño en formaciones de baja permeabilidad y puede presentarse en los casos de condensación retrograda. Bloqueo por emulsión: La formación de emulsiones en el medio poroso causan en lo general altas viscosidades, particularmente las emulsiones agua en aceite, esto reduce drásticamente la productividad de los pozos.

6 Mojamiento por Aceite: Cuando la formación en la vecindad del pozo queda total o parcialmente mojada por aceite, se produce un daño significante a la productividad del pozo, además puede resultar en mayor tendencia al bloqueo por agua o emulsión. Películas o membranas interfaciales: Este tipo de daño está relacionado con la consistencia de las películas rígidas formadas en las interfaces agua aceite. Depósitos Orgánicos: Algunos crudos tienen la tendencia a ocasionar depósitos orgánicos formados por hidrocarburos de alto peso molecular (parafinas o asfaltenos), estos pueden depositarse en las rocas, en los disparos y/o en la tubería de producción. Presencia de arena en cara de disparos: En pozos que tienen presencia de arena en la cara de los disparos ya sea por aporte del yacimiento o especialmente en los que se trata de arena sustentante de fracturas, se obtienen excelentes resultados de incremento de producción, al limpiar esta arena permitiendo el paso de fluidos actuando la arena limpia como cedazo impidiendo que siga el aporte de arena de los disparos y/o fracturas

7 NX-EP1 NX-EP2 Producción restringida Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie NX-EP1 NX-EP2 Dispersión del bloqueo Restauración de flujo y rentabilidad

8 Con la Técnica de Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie se modificara la tensión superficial e interfacial, disminuyendo las fuerzas retentivas del aceite permitiendo una rápida disminución de la saturación de la fase oleosa, propicia la coalescencia de las gotas de la fase dispersa cuando existen emulsiones, así como la quelación de las sales divalentes. Modificación de la tensión interfacial Inhibición y quelación de sales divalentes

9 Fundamento Técnico Cada medio poroso tiene sus características: Porosidad, el cual es el porcentaje de volumen vacío. Permeabilidad, que es una medida de la resistencia al movimiento de los fluidos. Mojabilidad, que es una medida de la naturaleza superficial de la roca. Debido a su origen sedimentario, el medio poroso del yacimiento es a menudo heterogéneo, como consecuencia de las variaciones ocurridas durante el largo proceso de sedimentación que formó la roca. Estas heterogeneidades pueden existir a la escala de los poros o bien a la escala macroscópica en forma zonas muy o poco permeables, y eventualmente de grietas. Las heterogeneidades complican las operaciones de producción porque tienden a producir caminos preferenciales y segregaciones. Un medio poroso está caracterizado por su geometría, sin embargo no es posible definirla en el caso de un medio poroso natural.

10 Fundamento Técnico La porosidad ø es la fracción de volumen vacío, la cual varía desde 0.05 para medios muy compactos a 0.26 para un apilamiento hexagonal compacto de esferas rígidas de mismo diámetro. Además de la porosidad se pueden definir algunas otras características tales como la distribución de tamaño de poro, y la tortuosidad (redondez) promedia de los poros. Además de estas propiedades intrínsecas se definen dos otras, que están relacionadas con el movimiento del fluido monofásico ( permeabilidad ), o con la presencia de dos fluidos inmiscibles ( presión capilar ). Finalmente SO y SW son las saturaciones de aceite y de agua, es decir las fracciones volumétricas del volumen poroso ocupado por cada fluido. Cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, están repartidos según las leyes de la hidrostática y de la capilaridad. La repartición de fluidos depende de la dimensión de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y de las saturaciones.

11 Fundamento Técnico La tensión interfacial es la energía libre de Gibbs por unidad de área y depende de las sustancias adsorbidas en la interfáse. En presencia de un surfactante se reduce generalmente a 1 ó 0,1 dina/cm, pero en ciertos casos muy particulares puede llegar a 0,001 dina/cm. El contacto trifásico agua (W), crudo (O) y sólido (S) está caracterizado por los ángulos de contacto. El valor de θ depende de la tensión interfacial entre O y W ( γwo ) y también de las energías libres interfaciales del sólido con los dos fluidos ( γsw y γso ), es decir de la naturaleza de los fluidos y de la superficie del sólido. El fluido que posee el ángulo de contacto inferior a 90 es el fluido que moja la superficie sólida. Las rocas poseen una naturaleza polar (carbonato, sílice) y por lo tanto la roca "limpia" es mojable por el agua. Sin embargo se observa que en muchos yacimientos el ángulo de contacto θ supera 90. Esto se debe a que la superficie del sólido está cubierta por una capa de sustancia adsorbida que le confiere un carácter "aceitoso".

12 Fundamento Técnico Las sustancias surfactantes son susceptibles de adsorberse sobre los sólidos presentes (caliza, sílica, arcillas), y también pueden producirse intercambios iónicos entre los sólidos y la fase acuosa, lo que puede modificar considerablemente la composición de la misma.

13 Fundamento Técnico La roca es mojada por el agua y uno de los papeles del surfactante es evitar la adhesión del aceite a la roca. El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por ejemplo iones divalentes desorbidos de las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones ultrabajas.

14 Fundamento Técnico Las rocas contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada con arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en equilibrio, al inyectar una nueva fase acuosa, se produce en general un nuevo equilibrio físico-quimico, el cual puede resultar en un intercambio de iones entre la solución inyectada y la roca. Si tal fenómeno resulta en la desorción de cationes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede producir la precipitación de una parte de los sulfonatos. En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salinidad de la solución inyectada, es decir que cambia la formulación.

15 Fundamento Técnico Los cationes tal como el Ca++ o el Mg++, tienden a precipitarse en la Interface, evitando con ello que se modifique la mojabilidad y el equilibrio que existe en el yacimiento. La precipitación de las Sales depende de la saturación de la misma que puede predecirse a través del cálculo de los ph de saturación. Para la Calcita: phs = (pk2 pks) + pca + palk Donde: pk2 es el log10 negativo de la segunda constante de disociación para el acido carbónico. pks es el log10 negativo del producto de solubilidad para la calcita. pca es el log10 negativo del contenido de Calcio. palk es e log10 negativo de la Alcalinidad Total.

16 Fundamento Técnico Hay que visualizar la interacción de todos los compuestos que favorecen la precipitación.

17 Fundamento Técnico Para controlar la precipitación de las sales divalentes se utiliza la QUELACION y DISTORSION DE CRISTAL VIA UMBRAL.

18 Fundamento Técnico Aplicación de inhibidores químicos de incrustación. Los inhibidores químicos de incrustación pueden actuar de diferentes maneras, denominadas: Inhibición umbral. Modificación del cristal. Quelación. Cristales de Carbonato de Calcio

19 Fundamento Técnico Inhibición umbral: La inhibición a la depositación origina: Deformación de cristal a una forma amorfa. Las cantidades para inhibir la deformación del cristal es por debajo de la cantidad estequiometrica requerida. Deformación de Cristales de Carbonato de Calcio

20 Fundamento Técnico Quelación: Los agentes quelantes reaccionaran con los iones que precipitan y darán por resultado una reacción química donde e l p ro d u c t o e s u n complejo soluble en agua. Deformación y Quelación de Cristales de Carbonato de Calcio

21 Procedimiento para Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie: Reactivos Necesarios: NX-EP-1, el cual es una mezcla de surfactantes. NX-EP-2, el cual es un inhibidor de incrustación cuyo modo de acción es a través de quelación de sales divalentes así como inhibición y distorsión de cristales vía umbral. Agua. Equipos Requeridos: Bomba de dosificación de alta presión, con conexiones rápidas. Pipa con Agua.

22 Procedimiento para Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie: Procedimiento: 1. Realizar medición del pozo en caso de que este en producción. 2. Cerrar las válvulas y bloquear el pozo a ser tratado. 3. Conectar la bomba dosificadora a la TP utilizando las conexiones rápidas. 4. Adicionar los productos NX-EP-1 y NX-EP-2 al contenedor, las proporciones de cada uno de los productos dependerá de las condiciones particulares de cada pozo a tratar. 5. Empezar la dosificación de la solución ajustando el gasto de inyección a un rango de 0.5 a 1 barril por minuto. 6. Monitorear la presión del pozo, durante la etapa de dosificación de la solución. 7. Cerrar el Pozo por un tiempo comprendido entre 24 y 72 horas dependiendo del comportamiento de la presión en superficie del mismo. 8. Abrir pozo y esperar estabilización para realizar medición del pozo. 9. Evaluar incremento de producción obtenido, reportar resultados y recomendaciones.

23 Casos de Aplicación de Procedimiento para Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie: Pozo 232 del Campo Presidente Miguel Alemán 28 de septiembre de Pozo 291 del Campo Presidente Miguel Alemán 29 de septiembre de Pozo 276 del Campo Presidente Miguel Alemán 29 de septiembre de 2010.

24 Resultados con la Aplicación de Procedimiento para Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie: En un principio, no se pudo evaluar por defecto en el aparejo de producción, posteriormente fue reparado. Se destrabo la bomba después de 5 minutos de empezar la inyección de productos químicos. La presión fue de 100 psi y esta se mantuvo durante la dosificación de los productos Se tuvo un incremento en la Producción de Aceite de 24 a 71 BPD (última medición), equivalente a 47 (BPD), lo cual representa un 95.8 % de incremento en producción.

25 Resultados con la Aplicación de Procedimiento para Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie: Durante la dosificación de productos químicos la presión bajo a cero. Se tuvo un incremento en la Presión de la Cabeza de 42 a 58 Kg/cm2, equivalente a 16 Kg/cm2. Se tuvo un incremento en la Producción de Aceite de 7 a 26 (BPD), equivalente a 19 (BPD), lo cual representa un 171 % de incremento en producción.

26 Resultados con la Aplicación de Procedimiento para Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie: Durante la dosificación de productos químicos la presión bajo a cero. Se tuvo un incremento en la Presión de la Cabeza de 31 a 42 Kg/cm2, equivalente a 11 Kg/cm2. Se tuvo un incremento en la Producción de Aceite de 7 a 22 BPD, equivalente a 15 (BPD), lo cual representa un 114 % de incremento en producción

27 Retorno de Inversión: PA 276 Mes Incremento Producción Nov 330 barriles Dic 496 barriles Ene 330 barriles (proyectado) total Aceite 1156 barriles Costo Aceite $65.00 USD/barril Ganancia $75, por incremento en producción Dias 91 Ganancia Por dia $ USD Costo Inducción $12, USD Tiempo de recuperación dias Retorno de Inversión 6.26 USD PA 291 Mes Incremento Producción Nov 390 barriles Dic 403 barriles Ene 390 barriles (proyectado) total Aceite 1183 barriles Costo Aceite $65.00 USD/barril Ganancia $76, por incremento en producción Dias 91 Ganancia Por dia $ USD Costo Inducción $12, USD Tiempo de recuperación 14.2 dias Retorno de Inversión 6.41 USD PA 232 Mes Incremento Producción Ene 1200 barriles (proyectado) Feb 840 barriles (proyectado) Mar 403 barriles (proyectado) total Aceite 2443 barriles Costo Aceite $65.00 USD/barril Ganancia $158, por incremento en producción Dias 89 Ganancia Por dia $1, USD Costo Inducción $12, USD Tiempo de recuperación 6.73 dias Retorno de Inversión USD

28 Conclusiones: Los 3 pozos estimulados desde la superficie, hubo incremento en la producción de Aceite. Dados los porcentajes de incremento de Aceite, la tecnica de Estimulación fisicoquímica interfacial aplicada desde la superficie, lograron cumplir con el objetivo, De los resultados Obtenidos se concluye que son totalmente Autofinanciables. En el remoto caso de que el Pozo sea fluyente y no tenga suficiente energía (gas), será necesario una inducción con Nitrógeno. Para los Pozos que tengan instalados sistemas de bombeo mecánico o cavidades progresivas, se recomienda después de la Estimulación Fisicoquímica Interfacial NO reactiva aplicada desde Superficie una recirculación de Tubería de revestimiento (TR) a Tubería de Producción (TP). (utilizando los mismos reactivos en diferentes proporciones). Muchas Gracias Autor: Luis Fernando Barbosa Sahagún