Comparación de la producción acumulada con la no recuperada. Las tres etapas del desarrollo del campo petrolero

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1 1 / 54 Convención de Ingeniería FUDESEV Mérida 3-5/11/2010 Petróleo y Gerencia de Hidrocarburos Dra. Ana Forgiarini Laboratorio FIRP 2 / 54 Distribución de las reservas convencionales mundiales de crudo Norte Amérida 62B Bbls - 4% Africa (oeste) 46B Bbls - 4% Nort-Africa 60B Bbls - 5% Sur America 62B Bbls - 5% Europa y EURASIA 78B Bbls - 7% Otros 112B Bbls - 10% Mar del Norte 14B Bbls - 1% Medio oriente 734B Bbls - 64% 3 / 54 Evolución de PRODUCCION y RESERVAS 4 / 54 Proyección de los precios del crudo MBls/día Crudos pesados y Xpesados Recuperación Mejorada Nuevas Tecnologías Nuevos Descubrimientos Producción GBls Producidos en GBls Reservas en 2010 Fuente: energy-alaska.wikidot.com 10-Aug / 54 Comparación de la producción acumulada con la no recuperada 6 / 54 Las tres etapas del desarrollo del campo petrolero Recuperación Primaria: El petróleo es expulsado por la presión generada a partir de gas presente en el aceite. Blanco para EOR Recuperación Secundaria: El yacimiento está sujeto a inundaciones de agua o de inyección de gas para mantener una presión que continúa moviéndose de petróleo a superficie. Recuperación Terciaria, o RMP (EOR): Se introducen líquidos o gases para reducir la viscosidad y mejorar el flujo. Estos fluidos consisten en gases que son miscibles con el aceite (normalmente dióxido de carbono), vapor, aire, soluciones de polímeros, geles, formulaciones de polímeros y surfactantes, formulaciones alcalino-surfactante-polímero, uso de microorganismos

2 7 / 54 Métodos de recuperación mejorada RECUPERACION PRIMARIA RECUPERACION SECUNDARIA RECUPERACION TERCIARIA de petróleo RMP Flujo Natural Inundación con agua Waterflood CONVENTIONAL RECOVERY Levantamiento artificial (Pump, Gas Lift, etc.) Mantenimiento de la Presión (Agua, Gas Re-inyección) EOR Térmica Solvente Química Otras 8 / 54 Eficiencias esperadas para cada método PRIMARY METHODS Liquid and Rock Expansion Solution Gas Drive Gas Cap Expansion Gravity Drainage Water Influx SECONDARY METHODS Gas Reinjection Waterflooding OOIP (%) Up to Up to 70 Fuente: Sandrea, Oil & Gas Journal (Nov 2007) Adaptado de Oil & Gas Journal, Apr 23, / 54 Objetivos de la RMP o EOR (% OOIP) 10 / 54 Atrapamiento capilar del petróleo CRUDOS LIVIANOS CRUDOS PESADOS ARENAS BITUMINOSAS Primero se produce solo aceite EOR Target 45% OIP Primary 25% OIP Primary 5% OIP Secondary 30% OIP EOR Target 90% OIP Secondary 5% OIP Assumes S oi 85% PV and S w = 15% PV EOR Target 100% OIP Luego una mezcla aceite + agua lo cual se "alarga" inyectando agua finalmente se llega a la saturación residual del aceite (S or ) y solo se produce agua Thomas, Oil & Gas Science and Technology (2008) 11 / / 54 evolución de la producción difásico permeabilidades relativas ko primario segundario kw Si se pudiese producir 1/3 de esto se duplicaría la producción última aceite saturación Flujo difásico agua motivación I & R en RMP S or a 10 $ de beneficio por barril = 6 x $

3 13 / 54 Histéresis producida por geometría 1 aceite capilares cilíndricos con diferentes diámetros (1) al inyectar agua esta penetra en el poro de menor diámetro ( P Laplace) (2) el aceite se regresa en el poro de mayor diámetro (3) y puede finalmente desconectarse y quedar atrapado 14 / 54 Como recuperar entonces el crudo no barrido? Mecanismos que alteran la capilaridad aumento de v ó de η disminución de la tensión (o miscibilidad) cambio de mojabilidad Mecanismos que alteran las saturaciones hinchamiento del aceite solubilización del aceite otros miscibilidad (surfactante, CO 2 super crítico) emulsionación Eso depende de los casos 15 / 54 EOR en función de la profundidad del Yacimiento 16 / 54 EOR en función de la Viscosidad del c rudo EOR Method 2,000 4,000 Depth (feet) 6,000 8,000 10,000 EOR Method Oil Viscosity (centipoise at reservoir conditions) ,000 Hydrocarbon Nitrogen and Flue Gas CO 2 Surfactant Deep enough for required pressure Deep enough for required pressure Deep enough for required pressure Limited by temperature Limited by temperature Hydrocarbon Nitrogen and Flue Gas CO 2 Surfactant Alkaline Alkaline Fireflood Deep enough for required pressure Fireflood Steam Drive Steam Drive Good Possible Fair Difficult Not Feasible Dr. Larry Lake, Oilfield Review (Jan. 1992) Good Possible Fair Difficult Not Feasible 17 / 54 EOR en función de la Permeabilidad del medio EOR Method Hydrocarbon Nitrogen and Flue Gas CO 2 Surfactant Alkaline Permeability (md) ,000 Not critical if uniform Not critical if uniform High enough for good injection 100, / 54 Métodos de EOR en función de la Litografía. (Basado en un total de proyectos) Fireflood Steam Drive Good Possible Fair Difficult Not Feasible Dr. Larry Lake, Oilfield Review (Jan. 1992) Fuente: Taber et. al SPE 35385, V 12 No. 3 pp

4 19 / 54 Production (M B/D) Principales proyectos activos en EOR por Paises USA Thomas, Oil & Gas Science and Technology (2008) Total Thermal Gas Chemical Mexico Canada Venezuela Indonesia China 20 / 54 Precio económico en $ 2010 por Bl WTI cuesta 80 $/Bl en RESERVAS dependen del PRECIO Ya producido OPEC + MO Off shore profundo Otros Convenc GBls Petróleo disponible según precio de venta Artico E O R Pesado Xpesado Oil shales 21 / 54 Previsiones > EOR debe crecer para compensar la disminucion 22 / 54 MÉTODO DE EOR TÉRMICO THERMAL Hot Water Steam In-Situ Elec. Heat CSS Steam Flood SAGD Conductive Heating Forward Reverse Hi Press. Air Inj. Frac VAPEX Dry Non-Frac VAPEX + Steam SAGP Wet W /Additives THAI Fuente: jimletourneau.typepad.com CAPRI 23 / / 54 MÉTODOS DE EOR NO-TÉRMICO NON-THERMAL Chemical Imm. Gas Drives Other Slug Process CO 2 MEOR Enriched Gas Drive Surfactant Flue Gas FOAM Vaporizing Gas Drive Alkaline Inert Gas CO 2 Micellar N 2 ASP Alcohol Emulsion

5 25 / 54 Método CO 2 - EOR 26 / 54 Métodos Químicos Con microemulsión monofasica con alto contenido de surfactante (similar al metodo con dioxido de carbono) Con sistemas optimo trifasico y bajocontenido de surfactante Con polímeros sin surfactantes Con polímero y surfactantes 27 / 54 Situación después de drenaje al agua 28 / 54 Correlación N Ca mobilización Glóbulos desconectados saturación residual (± 0.3) P Laplace = 2 γ / R P Poiseuille = α η v L P Laplace >>> P Poiseuille Número capilar N Ca v η = = 10-6 γ debe x 100 ó 1000 para producir desplazamiento Saturación residual S or N Ca = v η γ Stegemeir G. L., Mechanism of entrapment and mobilization of oil in porous materials, Improved Oil Recovery by Surfactant and Flooding, Shah D. O., Schechter R. S., Eds. Academic Press (1977) 29 / 54 Porqué los métodos quimicos son un reto? pues alteran el número capilar aumento caudal de inyección (v) aumento viscosidad del agua (η) 30 / 54 alteran el número capilar γ hidrocarburo-agua = 1-10 mn/m γ hidrocarburo-solución surfactante 0,1 mn/m disminuir tensión (γ ultrabaja) lograr miscibilidad cambiar mojabilidad (valor crítico de N Ca es más alto para fase que moja la roca) N Ca = v η γ cos θ cerca de la formulación óptima 0,0001 mn/m

6 31 / / 54 Problemas en la RMP química? Problema: atrapamiento capilar del petróleo aceite residual ± 75 % aceite original histéresis ángulo de contacto histéresis producido por geometría situación después del drenaje con agua Mecanismos de movilización que alteran el número capilar que alteran las saturaciones otros y combinados Ingeniería de Procesos (combinación) de los métodos de EOR 33 / 54 Ingeniería de los métodos ASP inyección con una geometría 5-spots 1 Pozo inyector 4 Pozos productores 34 / 54 Principio general el aceite atrapado es movilizado por "algo" ($$$) que se inyecta como una "tajada" fina (slug) el aceite "desmovilizado" se desplaza hacia adelante y aumenta la saturación más allá de S or, lo cual genera un "banco" de aceite (flujo difásico) todo eso está "empujado" por algo más viscoso y seguido por algo barato (agua) inyección drive water mobility $ $ oil S $$ or buffer bank producción banco de aceite saturación S or 35 / 54 principio drenaje con polímeros 36 / 54 principio drenaje con surfactante se trata de un drenaje al agua (waterflooding) cuya eficiencia en desplazameinto está mejorado al incrementar la viscosidad del agua. la viscosidad de la solución de polímero no es en general uniforme, sino decreciente (para evitar los problemas de digitación - movilidad desfavorable) η aumenta un pequeño volúmen de solución de surfactante (miscible o baja tensión) produce la movilización de las gotas (en "serpientes ) y a veces una emulsión que se debe empujar con algo más viscoso (polímero) a veces "preflush" sacrificial (ahorro de surfactante) polímero drive water polímero oil bank drive water surfactante oil bank

7 37 / 54 Surfactantes utilizados 38 / 54 principio drenaje alcalino SO Na C 16 H 33 también : sulfonatos de petróleo (alquil aril sulfonatos) baratos, toleran alta temperatura no toleran alta dureza Ca ++ noiónicos etoxilados (toleran Ca ++ ) mezcla interna (etoxi-sulfonatos) mezclas externas (AI-NI) un volúmen de solución alcalina (NaOH u otro) produce la formación de surfactante "in-situ". movilización igual que el anterior... aunque menos controlable (surfactante desconocido) necesita "algo" para empujar (polímero) y para llevar el ph a aquel del agua que sigue. drive water ph + mobility buffer alcali oil bank 39 / / 54 Control de movilidad (eficiencia de barrido) Pérdida de surfactante y polímero adsorción, precipitación, reparto, efecto cromatográfico Intercambio de iones (divalentes) Mantenimiento de la formulación óptima 41 / / 54 Relación de Movilidades Pérdida de surfactante Relación de movilidades (dos fluidos miscibles de viscosidad diferentes) M =! 2! 1 = k 2 k 1 " 1 " 2 # " 1 " 2 Si fluidos miscibles k es una propiedad del medio poroso. M es la relación inversa de las viscosidades por adsorción sobre la roca arenisca y carbonato, pero mas que todo arcilla (gran superficie) por transferencia a la fase aceite (reparto) en caso de sistema Winsor II (SAD > 0) por fraccionamiento (separación de especies) efecto cromatográfico por precipitación como sal divalente de Ca ++ o Mg ++ insoluble

8 43 / 54 Pérdida de surfactante por adsorción sobre la roca 44 / 54 Intercambio de iones 1 molécula adsorbida ocupa un área de 50 Å 2 o sea 1Kg recubre 1 Km 2 (espesor 10 Å) arena fina (10 µm) tiene un área de 10 5 m 2 / m 3 1 Kg de surfactante recubre 10 m 3 de arena Yacimiento 5 spot (a 300 ft) 100m x 100m de espesor 30 ft (10 m) >>> volumen 10 5 m 3 Se requieren: arcilla = resina intercambiadora de iones contiene Ca ++, Mg ++ desorción de iones (en particular Ca ++, Mg ++ ) cambia la salinidad (y por tanto la formulación) precipita surfactantes aniónicos 45 / 54 Pérdida de polímeros 46 / 54 Mantenimiento de la formulación pueden adsorberse como los surfactantes pueden precipitar (polielectrolitos) pueden quedar atrapados en zona "muerta" pueden separarse por tamaño (HPSEC) pueden separarse por filtración pueden degradarse mecánicamente (romperse bajo cizallamiento) biodegradación (por micro-organismos) pueden interactuar con surfactantes la tensión interfacial ultra baja se obtiene en una formulación precisa! varios factores pueden afectar la formulación variación de temperatura o salmuera conata cambio de mezcla surfactante (diversas causas) cambio de salinidad (intercambio iónico) interacciones surfactante-polímero 47 / / 54 Control de Movilidad con polímero compatible con surfactante reducir pérdidas de surfactante método alcalino control de movilidad magia con formulación compleja con viscosidad variable (reducción dedos) <- baja- mediana - alta - mediana - baja-> con polímero biocompatible (xantano) escogencia depende del medio poroso

9 49 / 54 Pérdida de surfactante por adsorción sobre la roca 50 / 54 Perdida de Surfactantes se reducen pérdidas de surfactantes se puede reducir la adsorción (surf. iónicos) aumentando la temperatura reduciendo la salinidad reduciendo la "cola" del surfactante añadiendo alcohol aumentado el ph (con sulfonatos) alto ph reduce número de sitios positivos en arcillas con preflush (agua salada o mejor solución alcalina) para remover Ca ++ de las arcillas con pre-adsorción sacrificial de lignosulfonatos que recubren la superficie en forma irreversible añadiendo alcohol (incrementa la solubilidad) evitando transferencia al aceite 51 / 54 Escogencia de Surfactantes 52 / 54 Alcali que toleran sal (NI) o temperatura (AI) que producen tensión ultrabaja ( mn/m) cuya "cola" sea semejante al crudo que se adsorben poco en roca y arcillas que no fraccionen por reparto o adsorción que sean baratos etc etc que tengan buen olor etc... no se usa alcali solo porque es difícil mantener SAD = 0 emulsionación aumenta viscosidad (tapón) alta salinidad crea problemas con arcilla se usa como preflush de aniónicos compensa cargas positivas, reduce adsorción activa surfactantes naturales (SAD disminuye) recorta necesidad de surfactantes 53 / 54 CONCLUSION 54 / 54 Convención de Ingeniería FUDESEV Mérida 3-5/11/2010 Petróleo y Gerencia de Hidrocarburos Buena comprehension científica y técnica Muchisimos fenomenos diferentes Lo que es un problema > previsiones complejas Lo que es una ventaja > metodos para resolver Hay que invertir en tiempo y en dinero Para recuperar ± el doble de lo hecho hasta ahora en los casos favorables (o sea algo como la mitad de todo lo que se ha recuperado de petroleo convencional hasta ahora)