Inyección Pulsante. Optimización de los Procesos Convencionales de Inyección de Agua en Proyectos de Recuperación Secundaria

Transcripción

1 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

2 INTRODUCCION Emplazamiento Geográfico

3 INTRODUCCION Información Producción Pozos Productores: 3048 Pozos Inyectores: 584 Prod Neta: 14.6 Mm3pd Prod Gas: 8 MMm3pd Prod Bruta: 180 Mm3pd Inyección Agua: 165 Mm3pd Proyectos WF : 64

4 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 Objetivo 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. Rejuvenecimiento de campos maduros con operaciones de inyección secundaria y terciaria, agregando incrementos de producción de petróleo. 5

6 Situación Inicial Canalización Pobre eficiencia de barrido Canalización Bajo factor de recuperación Zonas con alta So sin barrer Inyección convencional 6

7 Metodología Utilizada 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. 7

8 Metodología Utilizada Beneficios potenciales 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 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. 8

9 Es insuficiente la inyección convencional? p l Agua p+dp r Grano Presión del Petroleo= 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. Dp ~ g ow /2r (Ecuación Laplace) Grano Direccion normal del flujo Petroleo g ow - tensión interfacial petróleo/agua Dp - diferencial de presión entre la interface de petróleo/agua en condiciones de flujo estático (Darcy).

10 Dinamismo pulsante grain a d Agua a Petroleo a a Paso libre Agua 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. A Fuerza Estática d p l D p S Fuerza Dinámica F m a A A D p D Dp S +Dp D > g/2r A = zona de paso F = nueva fuerza m = masa del fluido a = aceleración 10

11 Selección del Proyecto Ubicación y selección del Proyecto Las Flores Norte CAPA E-1 Plan de Trabajo Presentación de la Tecnología y estudio de Factibilidad 1. Definición de Curvas Base 2. Instalación de herramientas 3. Seguimiento de producción 4. Resultado final del piloto 5. Ampliación del proyecto 6. Conclusiones Finales 02/ / / / / / /

12 Selección del Proyecto 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 ( 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. 12

13 Características del Bloque Inicio WF Inyectores Productores asociados Producción de líquido Producción de petróleo Caudal de inyección Presión media original Permeabilidad media Presión de inyección Densidad petróleo muerto Feb-92 LF-A, LF-B y LF-C LF-1, LF-2, LF-3, LF-4, LF-5 y LF m3/d 24 m3/d 440 m3/d 63 kg/cm2 200 a 260 md 15 kg/cm2 (213 Psi) g/cm3 (21.6 API) Soa 57% Fr prim actual 4% FR sec actual 3.5% (Frp + Frs) % VP Porosidad media 24% Distanciamiento promedio 1128 Mm3 460m VP inyectados 42% Viscosidad Espesor promedio 12 cp a temp reserv (38 C) 6 m Balance Qwiny/Qliq

14 Bloque y patterns de implementación tecnología Zona Norte Zona Centro

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. 16

17 Herramienta Mecánica: 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. 17

18 Esquema Inyectores LF-A LF-B LF-C 18

19 Corte Zona de implementación Capa E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 19

20 Situación Mejorada 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 /01/08 01/01/09 01/01/10 01/01/11 01/01/12 01/01/13 01/01/14 01/01/15 Pronósticos de Producción Total y Acumulada Producción Bloque Comparación Acumuladas /01/16 01/01/17 01/01/18 01/01/19 01/01/20 01/01/21 01/01/22 01/01/23 01/01/24 01/01/25 01/01/26 01/01/27 01/01/28 01/01/29 01/01/30 01/01/11 01/01/12 01/01/13 01/01/14 01/01/15 01/01/16 01/01/17 01/01/18 01/01/19 01/01/20 01/01/21 01/01/22 01/01/23 01/01/24 TOTAL qo[m³/dc] qo[m³/dc] Acum Oil Inc [m3] Acum Oil Bas [m3] 01/01/25 01/01/26 01/01/27 01/01/28 01/01/29 01/01/30 Indicadores Económicos 20

21 Resultados 21

22 Resultados 22

23 Resultados 23

24 Resultados 24

25 Resultados 25

26 26 Ampliación del proyecto 11 Productores asociados CH-11 CH-30 CH-63 LF-24 PLF-8 PLF-17 PLF-18 PLF-21 PLF-22 PLF-842 PLF-847 ULF-1 ULF-2 ULF-3 ULF-5 ULF-6 ULF-7 ULF-8 ULF-9 ULF-10 ULF-11 ULF-12 ULF-13 ULF-14 ULF-15 ULF-17 LF-18 ULF-19 ULF-20 ULF-21 ULF-22 PLF-223 PLF-227 PLF-867 PL PLF-883 PLF-879 PLF-883b PLF-884 PLF-893(d) PLF-894 PLF-898 PLF-898(I) PLF-910 PLF-939 IL AS ATER 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 27

28 Muchas gracias por su atención Pan American Energy UG Golfo San Jorge 28