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1 Fuente: SPE Nuevo agente para la mitigación de daños en la formación de petróleo pesado: Mecanismo y Aplicación. Y. Wang y Kantzas A., SPE, de la Universidad de Calgary, B y Z. Li Li, de la Universidad China del Petróleo (este de China), y P. y M. Wang Zhao, Dongxin Oil Company, sucursal petrolera Shengli, SINOPEC, República Popular de China Derechos de autor 2008, Society of Petroleum Engineers Este documento fue preparado para su presentación en el Simposio Internacional 2008 de la SPE y Exposición sobre el Control de Daño en Formación realizado en Lafayette, Louisiana, EE.UU., de febrero de Este trabajo fue seleccionado para su presentación por un comité de programación del SPE después de la revisión de la información contenida en un resumen presentado por el autor (s). El Contenido de los informes no han sido revisadas por la Sociedad de Ingenieros Petroleros y están sujetas a corrección por el autor (s). El material no refleja necesariamente la posición en la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, sus funcionarios o miembros. La reproducción electrónica, distribución o almacenamiento de cualquier parte de este trabajo sin el consentimiento por escrito de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo está prohibido. La autorización para reproducir en la impresión se limita a un resumen de no más de 300 palabras, las imágenes no se pueden copiar. El resumen debe contener el reconocimiento evidente de los derechos de autor de la SPE. Resumen Se ha demostrado que la precipitación de resinas y asfáltenos en la formación causa la disminución de la producción en los pozos de petróleo, especialmente aquellos, de arenas de formación en petróleo pesado. Tortas de filtro en el forro de alambre envuelto, que se formaron por la unión crudo viscoso con la precipitación de resinas y asfáltenos, pueden bloquear las canales de producción de petróleo pesado. La solución a este problema es el tratamiento adecuado para mitigar este tipo de daño en la formación.

2 En este trabajo, se presenta, a escala de laboratorio, un nuevo tipo de agente para la mitigación del daño en la formación y se dan algunas pautas para su aplicación, incluyendo el volumen de poros inyectados y se proporciona la concentración de inyección. El mecanismo para la mitigación del daño en la formación, se desarrolló en detalle, e incluyen principalmente que este tipo de agente reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el agua y cambia la mojabilidad de la superficie de la roca, que puede conducir a la ruptura de resinas y asfáltenos unidos a la superficie de la roca. Se identificó, mediante experimentos de simulación y pruebas básicas de inundación, la eficacia de este tipo de agente en mitigar los daños en el depósito de petróleo pesado. Los resultados de la simulación muestran que en el experimento, la mitigación de daños en los núcleos con mayor permeabilidad de 1μm2, es más eficaz que los que tienen menor la permeabilidad de 1μm2, y el núcleo de los resultados del experimento de inundación indican también que este tipo de agente con la concentración de más de 5% puede notablemente aumentar el factor de recuperación para los núcleos con mayor permeabilidad de 1μm2. Finalmente, algunos resultados sobre el comportamiento de su aplicación en el depósito de petróleo pesado se presentan. Introducción En la actualidad, el tratamiento de los pozos de petróleo y gas con los productos químicos y enzimas biológicas son una práctica generalizada para estimular la tasa de producción de los pozos (Harold, 2003, McRae, 2004, MA Siddiqui, 2003 MB de Al-Otaibi, 2004), principalmente a través de la eliminación de los daños relacionados con la producción o por el aumento de la permeabilidad o la conductividad de la roca matriz con fracturas naturales inducidas. Además, algunos agentes químicos producidos por las enzimas de petróleo o de gas pueden aumentar la inyección de agua, y reducir el control del agua (por ejemplo, el agua de cierre y ajuste del perfil), así como las arenas. La Enzima Biológica es un nuevo tipo de agentes un eficiente removedor de tapones, muestra buenos resultados de aplicación en países como Venezuela, Indonesia, etc. también muy buenos resultados se han obtenido en los pozos en China (Qin, 2002). La enzima utilizada en esta investigación posee las siguientes características (Qin, 2002, Radex Tecnología): Elaboradas a partir de proteínas y ADN de microbios, son enzimas biológicas liquidas de acción catalizadora e facilita las totalidad de las reacciones biológicas. No contiene organismos vivios. Cambio de mojabilidad de la roca, movilizando el petróleo que queda atrapado entre los grupos de rocas y es que en un principio era dificultosa su extracción. No se ve afectada por el ph ni la salinidad del fluido de formación, ni tampoco se ve afectada por la temperatura y presión del depósito. Cuando se aplica a la formación, no cambia la porosidad y la permeabilidad de las rocas.

3 Amigable con el medio ambiente, ph 5.7, no patógenas, se disuelve en agua, no se disuelve en el petróleo. El proceso de producción de la enzima biológica incluye: Elección y fomento de los micro-organismos que pueden hacer separar totalmente el petróleo y la arena en un principio, y luego basado en su ADN, fomentar el liquido de alto valor nutritivo de la proteína, para luego hacer el enlace con el ADN de las proteínas de microorganismos come petróleo (microbio come-petróleo), y por fin deshacerse de la activación biológica de todos los microorganismos, por lo que el catalizador no activo tiene capacidad para separar el petróleo de la superficie de arena. Para la producción de arena en el depósito pesado, una parte de arena fina todavía puede ser producida con el petróleo después de la operación de prevención de arena. Obstrucciones por la unión del petróleo crudo viscoso mezclado con arena fina sobre el filtro de alambre envuelto y revestido, pueden bloquear las vías de flujo de petróleo crudo. Como resultado, la capacidad de producción diaria de petróleo, se reducirá, los productos de filtración pueden llevar a detener la producción, que es el problema sin resolver, más complejo en la producción de grandes yacimientos de petróleo. Después de que la solución de enzima biológica del extraiga el crudo de la superficie de arena, donde la molécula de la enzima se fija, la enzima puede hacer que el petróleo y la arena fluyan por separado, impide la formación de las tortas de barro, y así mejora la movilidad del crudo pesado. En este trabajo, de acuerdo a la condición geológica del yacimiento Y8 del campo petrolero Shengli, el mecanismo para remover el tapón con la enzima biológica en el depósito de petróleo pesado se ha estudiado en detalle. Resultados de la investigación proporcionará los principios rectores para la aplicación de las enzimas biológicas en el campo. Caracterización de Yacimientos Depósito Y8, con un área de 1,3 kilómetros cuadrados, cuyo petróleo original en sitio (POES) se estimó en 89 millones de barriles, como areniscas finas de arcillosa de cemento, y es un reservorio de petróleo pesado del tipo blocklike (Qin, 2002). Las principales características del bloque de depósitos Y8 son su alto contenido de azufre en porcentaje elevado de resina, y la viscosidad del petróleo. La formación tiene un sistema de presión constante y un sistema de temperatura más alto, es decir, su temperatura varía entre 71 y 86 grados centígrados, sus gamas de presión entre 17 MPa y 20MPa. La formación tiene la permeabilidad máxima de 31μm2, que se traduce en una alta movilidad, la viscosidad del petróleo en la superficie es de entre 880 y mpa.s. Su densidad en la superficie es de entre 0,929 y 0,962 g/cm3. Tabla.1 muestra las características de petróleo en el reservorio Y8. Experimentos y resultados

4 Prueba de la tensión interfacial (IFT) La tensión interfacial entre el petróleo y la solución de la enzima biológica se midió con un tensiómetro interfacial tipo 12, es decir, realizados en KRÜSS GmbH Inc, Hamburgo, Alemania. Tabla.2 y Fig. 1 muestran los resultados de la prueba de la tensión interfacial. IFT entre el petróleo crudo y la solución de enzimas biológicas disminuye con el aumento de concentración de la misma, IFT alcanzó su valor más bajo cuando la concentración de la solución de la enzima biológica varía entre 6% y 8%, luego se incrementa con el aumento de la concentración de la solución de la enzima biológica. Prueba de los cambios de mojabilidad de la superficie de la roca Mojabilida se define como "la tendencia de un líquido para untar con o adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles" (Craig, 1971). Cuando los líquidos son el agua y el petróleo, la mojabilidad es la tendencia de la roca para absorber preferentemente petróleo, agua, o ambos. La mojabilidad de una roca es importante porque controla la ubicación, el flujo y distribución de fluidos en las rocas de un reservorio (Anderson, 1986a). Por lo general los siguientes criterios se utilizan para decidir la mojabilidad de la roca. (1) ángulo de contacto El ángulo de contacto, θ, se utiliza como una medida de la mojabilidad de una superficie sólida por un líquido en contacto con otro líquido inmiscible. El ángulo de contacto se define como: θ = 0 º: el líquido se extiende sobre la superficie sólida (perfectamente mojado), θ 90o <: el sólido es generalmente mojado por el líquido y el líquido es llamado fase de adherencia. θ 90o>: el sólido por lo general no es mojado por el líquido y el líquido es llamado fase de no-adherencia. Las características de la presión capilar de un reservorio determinado impactarán en la elección los métodos de recuperación y mecanismos de desplazamiento. Por ejemplo, el desplazamiento de petróleo por el agua en un depósito water-wet requiere de un proceso totalmente diferente en comparación con el desplazamiento de petróleo por el agua en un depósito de petróleo mojado. De acuerdo con la ecuación de Laplace de la capilaridad, la presión capilar puede ser calculada: Ecuación (1) (2) Trabajo de adhesión Las superficies sólidas presentes en medios porosos, junto con las fases líquidas y las interfaces sólidas/líquidas contribuyen al comportamiento del flujo de fluidos y de distribución de fluidos. Teniendo en cuenta una gota de petróleo

5 sobre una superficie sólida, el balance del equilibrio mecánico de las fuerzas entre el petróleo, el agua y de la superficie sólida esta dada en la ecuación de capilaridad de Young, que utilizanda la superficie sólida como un plano de referencia conveniente. Ecuación (2) El trabajo de adhesión es el trabajo realizado en el sistema para hacer que el líquido humectante se separe de la superficie sólida. El trabajo de adhesión para la fase de agua es en forma de Ecuación (3) Insertándola en la ecuación de rendimientos de capilaridad de Young Ecuación (4) Para la fase de petróleo, el ángulo de contacto es 180, por lo que el trabajo de adhesión para la fase de petróleo Es decir Ecuación (5) Ecuación (6) Por lo tanto, el trabajo de adhesión de agua aumenta con la disminución del ángulo de contacto, mientras que el trabajo de adhesión del petróleo se incrementa con el aumento de ángulo de contacto. Así que es fácil mejorar la recuperación de petróleo del reservorio con el aumento de la capacidad de mojabilidad del agua, ya que la película de petróleo sobre la superficie de la roca es fácil de ser separado por el agua inyectada. Varios métodos han sido presentados en la literatura para determinar la mojabilidad de la roca. Los tres métodos cuantitativos más comunes las mediciones de ángulo de contacto, el método de Amott y el método USBM (Anderson, 1986b). En este trabajo las mediciones de los ángulos de contacto fueron seleccionadas para la determinación de la mojabilidad de la roca, ya que la magnitud del ángulo de contacto da una indicación directa de la mojabilidad de la roca. Mediciones del ángulo de contacto implica una gota de agua que entra en contacto con una superficie de la roca y rodeada por el petróleo. Se le permite al petróleo y al agua alcanzar el equilibrio y el ángulo de contacto entre la gota de agua y la superficie de la roca se mide. Los resultados del experimento (ver Fig. 2) muestran que: (1) La enzima biológica pueden cambiar la mojabilidad de la arena o roca de débilmentemojada en petróleo a muy mojada en agua en un corto período de tiempo, aumentar la permeabilidad relativa a la fase petróleo, disminuir la permeabilidad relativa a la fase agua, reduciendo así el corte de agua en el

6 líquido producido; La enzima biológica cambia lentamente la mojabilidad en piedra caliza (Ver Tabla.3). (2) Para reservorios de agua-mojada, cuando fase la petróleo es desplazada por la fase agua (el proceso de imbibición), la enzima biológica puede aumentar la fuerza de desplazamiento, mientras que para el reservorios de petróleo mojado, la enzima biológica pueden disminuir la fuerza de resistencia (el proceso de drenaje), que dará como resultado en el notable aumento su actuación, la adición y la circulación de petróleo residual en el medio poroso (Ver Tabla.4). (3) Las enzimas biológicas pueden disminuir el trabajo de la adhesión para la fase de petróleo, y hacer desprender fácilmente el petróleo residual en la superficie en roca, por lo que mejora la recuperación de petróleo (Ver Tabla.5). Experimentos de inundación del núcleo Las muestras del núcleo para Los experimentos básicos de inundaciones del núcleo fueron hechas a mano de rocas consolidadas, las propiedades básicas de las muestras de núcleo se muestran en la Tabla: 6. El medio de Los experimentos incluyen el petróleo con una densidad relativa , la viscosidad 70.96mPa.s (medición de la temperatura 500C), y a agua de formación con la salinidad total 2817mg / L. Los experimentos de inundaciones del núcleo se llevaron a cabo a una temperatura 750C y a la presión atmosférica (Shen, 1995, Qin, 2002). Los procedimientos experimentales incluyen: (1) Vaciar un núcleo y saturar el núcleo con agua de formación, luego medir la permeabilidad de la fase acuosa. (2) Colocar el núcleo en su soporte y ponerlo en el horno termostático (establecer su temperatura en 750C), y luego inundar el núcleo con petróleo hasta que no haya producción de agua. Calcular la saturación de agua inicial, la saturación del petróleo inicial, y la permeabilidad a la fase del petróleo. (3) Desplazar el núcleo con inyección de agua hasta el 98% del corte de agua del líquido producido; calcular el factor de recuperación (RF1). (4) Inyectar solución de la enzima biológica con el volumen inyectado de poro 0.3. (5) Desplazar de nuevo el núcleo con agua hasta un 98% de corte de agua líquido producido; calcular el factor de recuperación (RF2). Resultado del experimento de Inundación con muestras del núcleo N º 1 y N º 2, cuya permeabilidad son menores que 1μm2, muestran que el factor de recuperación no mejoró con la concentración de 1% y 5 de solución de la enzima biológica (Ver Fig. 3). Con el fin de reducir el error del experimento, las inundaciones del núcleo con la concentración de la solución de la enzima 2% biológicos (es decir, muestra núcleo N º 3) se llevó a cabo (ver Fig. 4), El factor de recuperación no mostró notable incremento. Finalmente el resultado del desplazamiento de agua con la concentración de la solución de la enzima biológica 5% demostrado que el incremento de alto factor de recuperación se puede lograr (Ver Fig. 5). Experimentos de simulación de la eliminación del Plug En este experimento se investigaron tres métodos para la simulación del bloque: (1) Método de aglomeración, que es un método para simular la

7 deposición de asfáltenos y resinas en la muestra del núcleo en condiciones de depósito. (2) Método de reducción de la temperatura, que es una manera de bajar la temperatura en 75 C a fin de acelerar la deposición de las resinas y asfáltenos. (3) método de dispersión, que es un método para aumentar la concentración de resinas y asfáltenos en la muestra del núcleo a fin de acelerar la deposición de la resinas y asfáltenos. Los resultados de los experimentos demuestran que, por un lado, es difícil para el método de aglomeración depositar gran cantidad de la resinas de asfáltenos en las muestras de núcleos en un período corto, por otro lado es difícil de adquirir muestras de resinas y asfáltenos añadidos a la inundación del núcleo. Por lo tanto El método de reducción de temperatura en 75 C es factible de ser elegida para hacer el experimento de simulación (Wu, 2000). El del petróleo utilizado es petróleo crudo del reservorio Y8, el experimento se llevó a cabo con la temperatura de 80 C. Las presiones de entrada y salida y las tasas de flujo volumétrico se registraron en función del tiempo, la ley de Darcy se puede utilizar para determinar la permeabilidad del núcleo en los diferentes estados (es decir, antes del bloque, después del bloqueo y después del retiro del tapón), y uno puede evaluar la eficiencia de la enzima biológica con el cambio de permeabilidad. Los procedimientos experimentales incluyen: (1) Utilizar el método de estado estable para medir la permeabilidad inicial del núcleo con agua salada (K0). (2) Con El método de reducción de la temperatura bloquear el núcleo. (3) Medición de la permeabilidad del núcleo con agua salada (K) antes de soltar el tapón. (4) Inyectar 2 volúmenes de poro de la enzima biológica a la muestra del núcleo, permitir al núcleo y la solución de la enzima biológica interactuar durante 24 horas con el fin de quitar el tapón en el núcleo. (5) Medición de la permeabilidad del núcleo con agua salada (K) después de soltar el tapón. Según los resultados, mediante la definición de los siguientes parámetros se puede evaluar la eficacia de las enzimas biológicas para la remoción del tapón 1) Tasa de reducción de permeabilidad RRP1: RRP1 = K1 / K0 100% 2) Extensión de la avería ED: ED = (K0, K1) / K0 100% 3) Tasa de restablecimiento de permeabilidad RRP2: RRP2 = K2 / K0 100% 4) Alcance de extracción del tapón EPR: EPR = (K2 - K1) / K0 x 100% = RRP2-RRP1 A partir de los resultados de simulación del ensayo (véase Tabla.7 y Fig. 6), combinados con el resultado de la prueba IFT (ver Fig. 1) y los resultados del experimento de inundación de núcleo (Ver Fig. 5), se puede determinar las condiciones óptimas para la aplicación en el campo de la diversidad las enzimas biológicas. Los resultados de las pruebas de simulación muestran que, Las extracciones del plug en los núcleos con mayor permeabilidad de 1μm2, son más eficaces que las que tienen menor permeabilidad que 1μm2. La razón es que, para los núcleos con menor permeabilidad que 1μm2, la materia orgánica desprendida por la enzima biológica se congregarán junto al bloque del cuello

8 de poros, se denomina como efecto Jamin, lo cual reducirá la permeabilidad relativa de la fase de petróleo. Mientras que para los núcleos con la mayor permeabilidad que 1μm2, la materia orgánica despendida por la enzima biológica puede fluir fácilmente, por lo que dichos núcleos se han removido plug de manera eficiente. Aplicaciones de Campo De acuerdo a los resultados del experimento, las enzimas biológicas fueron aplicadas para remover el tapón en Y8 bloque de yacimiento de la falla de Shengli campo de petróleo, SINOPEC. Según condiciones geológicas y tasa predicada de petróleo incremental, uno puede decidir que el volumen de poros inyectado de solución de la enzima biológica, para el pozo vertical, varía entre 0,3 m3 y 0,5 m3 por capa metros de las capas, mientras que para el pozo horizontal el volumen de poros inyectado es de 10 por ciento a 20 por ciento comparado al pozo vertical. Tabla.8 muestra los principales resultados de la aplicación en el campo. Los resultados de aplicación demuestran que es eficaz la enzima biológica para quitar el tapón, que es causado por el depósito de asfáltenos y resinas, en el reservorio de petróleo pesado, al mismo tiempo, la tasa de producción diaria de petróleo se puede mejorar notablemente. Conclusiones Los principios para remover el tapón con la solución de enzima biológica en el depósito de petróleo pesado incluyen que las enzimas biológicas pueden reducir IFT entre el de petróleo y el agua y el cambio de la mojabilidad de la superficie de la roca: (1) Las enzimas biológicas pueden cambiar la mojabilidad en las arenas, de petróleo débilmente oil-wet a fuertemente water-wet en poco tiempo. (2) Cuando la fase de petróleo es desplazada por la fase de agua, las enzimas biológicas pueden aumentar la fuerza de desplazamiento del reservorio water-wet (proceso de imbibición), mientras que el reservorio oil-wet, las enzimas biológicas pueden disminuir la resistencia (proceso de drenaje). (3) Las enzimas biológicas pueden disminuir el trabajo de la adhesión de la fase de petróleo. Los experimentos muestran que la inundación del núcleo con la enzima biológica con la concentración más de 5% puede aumentar notablemente el factor de recuperación el los núcleos con mayor permeabilidad de 1μm2. Los experimentos de simulación de remover el tapón con la enzima biológica el los núcleos con mayor permeabilidad de 1μm2, son más eficaces que los que tienen menor permeabilidad que 1μm2. Con la combinación de la prueba IFT con los experimentos de inundación del núcleo y los experimentos de simulación de remoción del tapón, se puede determinar la condición óptima para la aplicación de las enzimas biológicas.