Optimización de la Inyectividad en Campos Maduros : Caso ... · 3 Antecedentes de Recuperación...

Optimización de la Inyectividad en Campos

Maduros :

Caso de Estudio: Yacimiento Barrancas

Autores: Ignacio Torre

Adriana Cavallaro

2

Ubicación geográfica Reservorio

Espesor total de la formación: 60 m

• Espesor útil promedio: 30 m

• Porosidad promedio: 17 % 18

• Permeabilidades promedio de

cada Capa:

- Nivel Rojo: 120 mD

- Nivel Azul: 8 mD

- Nivel Violeta: 30 mD

- Nivel Verde: 60 mD

BARRANCAS CRI

3

Antecedentes de Recuperación Secundaria Limpiezas químicas ácidas y oxidantes

La recuperación secundaria se implementó en el año 1967 en la parte sur

del yacimiento, y se extendió a todo el mismo en el año 1973.

Durante décadas sólo se inyectó agua dulce, pero en los años 90 se

reemplazó gradualmente por agua de producción (PWRI).

Con el reemplazo del agua dulce por agua salada , comenzaron los

problemas de disminución de la inyectividad, taponamiento de pozos

inyectores y también problemas de origen bacteriológicos.

Eventos en Inyectores

4

Impacto en el Negocio Efectos Adversos sobre el Reservorio

5

POZO INYECTOR EJ-2 - CAUDAL DE INYECCION

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

26-Dic-97

14-Ene-98

2-Feb-98

21-Feb-98

12-Mar-9

8

31-Mar-9

8

19-Abr-9

8

8-May-98

27-May-98

15-Jun-98

4-Jul-98

23-Jul-98

11-Ago-98

30-Ago-98

18-Sep-98

7-Oct-9

8

26-Oct-9

8

14-Nov-98

3-Dic-98

22-Dic-98

10-Ene-99

FECHA

Qi (

m3 /

d )

Reparación : 04/11/97 - Limpiezas Acidas : 30/04/98 - 06/10/98 - 17/11/98 - 12/01/99

RECUPERACION SECUNDARIA

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

01/01/200

6

01/02/200

6

01/03/200

6

01/04/200

6

01/05/200

6

01/06/200

6

01/07/200

6

01/08/200

6

01/09/200

6

01/10/200

6

01/11/200

6

01/12/200

6

01/01/200

7

01/02/200

7

01/03/200

7

01/04/200

7

01/05/200

7

01/06/200

7

01/07/200

7

01/08/200

7

01/09/200

7

01/10/200

7

01/11/200

7

01/12/200

7

M3/D

ÍA

0

100

200

300

400

500

600

m3/d

ía

Inyección Diaria Petróleo Diario

Sólidos (FeS + Hc + SRB+ prod. Corrosión + incrust.)

Invasión y daño

Pérdidas de inyección Incremento de costos operativos

Pérdidas de producción

Reparación : 04/11/97 - Limpiezas Acidas : 30/04/98 - 06/10/98 - 17/11/98 - 12/01/99

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

01/0

2/9

7

14/0

3/9

7

04/0

4/9

7

20/0

4/9

7

02/0

5/9

7

21/0

5/9

7

10/0

6/9

7

22/0

7/9

7

06/0

8/9

7

04/0

9/9

7

29/0

9/9

7

22/1

0/9

7

28/0

1/9

8

26/0

2/9

8

12/0

3/9

8

31/0

3/9

8

23/0

4/9

8

14/0

5/9

8

28/0

5/9

8

09/0

6/9

8

22/0

6/9

8

17/0

7/9

8

11/0

8/9

8

04/0

9/9

8

23/0

9/9

8

11/1

0/9

8

01/1

1/9

8

25/1

1/9

8

16/1

2/9

8

FECHA

( m

g/l )

S.S.S=Lineal (S.S.)Lineal (S=)

POZO INYECTOR EJ-2

S.T.S. - SULFUROS

Curvas típicas de inyección

6

Fm: CRI Fm: CRI

Fm: LAS CABRAS

Objetivo

• Contribuir a mejora la recuperación de petróleo

• Prevenir la declinación de inyectividad

• Mejorar la estabilidad de la calidad de agua a nivel de formación

• Reducir los costos operativos

7

Plan de trabajo

• Diagnosticar las causas de declinación de la inyección

• Identificar oportunidades para reducir las presiones de inyección y el taponamiento

• Evaluar nuevos procedimientos y tecnologías

• Recomendar propuestas de solución

8

Acciones realizadas durante el proyecto

• Analizar y monitorear la calidad de agua en todo el sistema de inyección

• Realizar :

Estudios Petrofísicos básicos Presión Capilar /gargantas porales

Ensayos de Flujo –daño de formación Estudios bacteriológicos std y métodos moleculares

Estudio de factibilidad de control de H2S y sulfuros por inyección de nitratos Impacto del petróleo en el daño de formación

Selección de dispersantes químicos Piloto de inyección con el dispersante seleccionado

• Utilizar una herramienta para monitoreo de calidad de agua en fondo de

pozo

• Elaborar metodología 9

DIAGNOSTICO Y OBSERVACIONES PRELIMINARES

10

Diagrama de Flujo–Sistema Inyección Producción

Evolución de STS en el sistema

11

STS

• . Comparación años 2007 -2008

Evolución SRB, H2S, Hidrocarburos, Sulfuros Comparación años 2007 -2008

12

SRB SH2

Hidrocarburos Sulfuros

Tamaño de Partículas Aspiración BBV

13

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

02M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

03M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

05M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

07M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

10M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

20M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

40M

BB

Vasp. bba

TA

MA

ÑO

DE

PA

RT

ÍCU

LAS

TP

80M

0.0000

2000.0000

4000.0000

6000.0000

8000.0000

10000.0000

12000.0000 TAMAÑO DE PARTICULAS SALIDA PTIA BBV

BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 02M








3

Tamaño de Partículas B - 87

14

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000 TAMAÑO DE PARTICULAS

B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 02M








7

10

Esquema general del problema

15

Sulfuros Totales Promedio Mensual BBV – B 87

16

8 8 8

13 12 13 1315

14 14 13 13

11 1110

8

11 10 11 109

1210 9 10 10

910

9

12

97 8 8 8

98

9 8 89 9

8

119 10

910

1110

17

14

7

1415 16

20

15

18

22

29

13

19

1413

15 14

12 12

1614

20

11 11

19

2624

3233

41

31

46

42

46

34 35

0

10

20

30

40

50

60

70

01-2

008

02-2

008

03-2

008

04-2

008

05-2

008

06-2

008

07-2

008

08-2

008

09-2

008

10-2

008

11-2

008

12-2

008

01-2

009

02-2

009

03-2

009

04-2

009

05-2

009

06-2

009

07-2

009

08-2

009

09-2

009

10-2

009

11-2

009

12-2

009

01-2

010

02-2

010

03-2

010

04-2

010

05-2

010

06-2

010

07-2

010

08-2

010

09-2

010

10-2

010

11-2

010

12-2

010

01-2

011

02-2

011

03-2

011

04-2

011

05-2

011

06-2

011

07-2

011

08-2

011

09-2

011

10-2

011

11-2

011

12-2

011

01-2

012

02-2

012

03-2

012

04-2

012

05-2

012

BBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT

B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT

B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT

BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT


BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT


BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT


B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT



Sulfuros Solubles Promedio Mensual BBV – B 87

17

10

3

10

11

9 9

7

5

67

56

3

5

7 67

65

6

87

910

87 8

65

16

9

12 12

89

13

10

15

10 10

17

25

22

2729

41

29

37 37

44

34

25

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

01-2

009

03-2

009

04-2

009

05-2

009

06-2

009

07-2

009

08-2

009

09-2

009

10-2

009

11-2

009

12-2

009

01-2

010

02-2

010

03-2

010

04-2

010

05-2

010

06-2

010

07-2

010

08-2

010

09-2

010

10-2

010

11-2

010

12-2

010

01-2

011

02-2

011

03-2

011

04-2

011

05-2

011

06-2

011

07-2

011

08-2

011

09-2

011

10-2

011

11-2

011

12-2

011

01-2

012

02-2

012

03-2

012

04-2

012

05-2

012

BBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL


BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL



BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

B87-Sat 26CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

BP B-0194(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL

18

Invasion

Pore Bridging

Filter-cake

filtration regime

DF

PVI

DF (Transition)

PVI (Transition)

IP

Invasion

Pore Bridging

Filter-cake

filtration regime

DF

PVI

DF (Transition)

PVI (Transition)

IP

Invasion

Pore Bridging

Filter-cake

filtration regime

DF

PVI

DF (Transition)

PVI (Transition)

IP

DF

PVI

DF (Transition)

PVI (Transition)

IP

DF

PVI

DF (Transition)

PVI (Transition)

IP

PROWIDE-ESTUDIO YAC. BARRANCAS

Reservoir Engineering Division

Mecanismos de Daño de Formación

19

Factor de Daño Impacto de sólidos y petróleo

Powide 2: Cg4(Shell) & Cg5 (Total), Prowide 3:Cg17 (YPF)

Q= 1000 ml/h, (Cq, Coil)= (50, 100)

1

11

21

31

41

51

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

PVI

Dam

ag

e F

acto

r D

Ft YPF oil, 292 md

SHELL's OIL, 356 md

TOTAL's OIL, 319 md

Asphaltens (insoluble in n-heptane) (% w) 4

Aspahltene (insoluble in n-hexane) (%w) 2,1

Saturates (SARA)%w 46,7

Aromatics (SARA)%w 17,1

Resins (SARA) %w 8,7

Humidity (ASTM 95) %w 21

WQR= W/Kc

Daño de formación : conclusiones

• El mecanismo de taponamiento es por formación de revoque externo

• La permeabilidad del revoque esta en el orden de μD.

• Cuanto mayor es el contenido de petróleo en el agua, menor es la

permeabilidad del revoque formado y mayor es el potencial de daño

• La formación de revoque externo coincide con resultados de campo y laboratorio

• La interacción del FeS con el hidrocarburo y materia orgánica forma el “schmoo” responsable de severas reducciones de permeabilidad

20

21

Texto: Arial,

Efecto del petróleo en la actividad microbiana JIP –NESRC –Univ. De Calgary

9.00 9.50 10.00 10.50 11.00 11.50 12.00 12.50 13.00 13.50 14.00 0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

Time-->

Abundance

9.453 9.709 9.810

10.291

11.717 11.911

12.330

12.637

12.918

13.187

13.694

14.176

11.730 12.931

13.450

13.707

oX

Toluene C7

C8

EB

mX, pX

C9

Los componentes ausentes fueron utilizados para la reducción del sulfato:

n-Alcanos 45-60%

Aromáticos 30-50%

Estudio experimental de inyección de

nitratos en sup. Realizado por NSERC

con resultados alentadores

Calidad de agua Superficie y Fondo de Pozo

22

Año 2008

Calidad de agua : Boca y Fondo de Pozo

Muestra fecha TSS

(mg/l)

S-2 Total

(mg/l)

S-2 Soluble

(mg/l)

Fe

(mg/l)

Hc

(mg/l)

BSR

(caldos)

B-355 boca pozo 5-ago 2.8 25.2 19.8 1.0 0.1 1 +

B-355 boca pozo 12-ago 4.2 12.4 12.0 1.0 0.1 1 +

Muestra fecha TSS

(mg/l)

S-2 Total

(mg/l)

S-2 Soluble

(mg/l)

Fe

(mg/l)

Hc

(mg/l)

BSR

(caldos)

B-118 boca pozo 31-oct 4.0 12.6 11.5 1.1 0.3 2 +

B-118 fondo 31-oct 84.1 23.1 4.0 253.0 0.5 4+

B-487 boca pozo 20-ago 10.5 12.6 12.0 3.0 0.7 3+

B-487 fondo 20-ago 249.0 11.7 4.3 175 0.4 5+

Año 2008

Evolución del tamaño de partículas

24

El tamaño de partículas aumenta a lo largo del sistema y también

hacia el fondo del pozo inyector

Año 2008

BV: 3 micrones- B87 :7-10 micrones- Fondo pozo : 20-40 micrones

Distribución de Partículas

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

2 3 5 7 10 20 40 80

micrones

%

Salida de Planta

Actividad microbiana : conclusiones

• Las partículas ≤ 5um se aglutinan e incrementan el conteo de partículas de mayor tamaño.

• Los polisacáridos del biofilm de los ductos y los hidrocarburos presentes, sulfuros y otros actúan en forma conjunta produciendo aglutinación de las partículas.

• El hidrocarburo favorece la actividad microbiana.

25

PROPUESTAS DE SOLUCION

• APLICACIÓN DE PRODUCTOS DISPERSANTES DEL PETRÓLEO

• DISEÑO DE UN PLAN DE MONITOREO EN CAMPO SOSTENIDO EN EL TIEMPO .

• ENSAYO PARA EL ESTUDIO DE LA CALIDAD DE AGUA EN FONDO DE POZO.

26

Propuestas de solución: Selección de Dispersantes- Ensayos de flujo- año 2008/09

27

Evolución de Permeabilidad Evolución de Presión

Dispersante

28

Inyección de dispersante en B-87 –año 2009

Dispersante . Aplicación en piloto de campo

Parámetro Método Unidad B-488 B-321 B-249 B-419 B-436 B-351 B-428 B-194 B-299 SALIDA

Tensioactivo no iónico SPE-HPLC/Fluorescencia mg/l 0,2 0,6 0,4 0,9 0,6 1,0 1,5 0,5 0,4 8,9

Familia química: dispersante “no iónico”

Se trataron inicialmente 8000 m3/dia de agua por medio de 3 pulsos diarios de producto.

Monitoreo del Piloto

•MONITOREO B-87

29

Solidos Totales promedio mensual

30

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

01-2

008

02-2

008

03-2

008

04-2

008

05-2

008

06-2

008

07-2

008

08-2

008

09-2

008

10-2

008

11-2

008

12-2

008

01-2

009

02-2

009

03-2

009

04-2

009

05-2

009

06-2

009

07-2

009

08-2

009

09-2

009

10-2

009

11-2

009

12-2

009

01-2

010

02-2

010

03-2

010

04-2

010

05-2

010

06-2

010

07-2

010

08-2

010

09-2

010

10-2

010

11-2

010

12-2

010

01-2

011

02-2

011

03-2

011

04-2

011

05-2

011

06-2

011

07-2

011

08-2

011

09-2

011

10-2

011

11-2

011

12-2

011

01-2

012

02-2

012

03-2

012

04-2

012

05-2

012

SOLIDOSBBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS

B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS

B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS

BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS


BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS


BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS


B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS

B87-Sat 26CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS

BP B-0194(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS

Sulfuros Totales Promedio Mensual BBV – B 87

31

8 8 8

13 12 13 1315

14 14 13 13

11 1110

8

11 10 11 109

1210 9 10 10

910

9

12

97 8 8 8

98

9 8 89 9

8

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910

1110

17

14

7

1415 16

20

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29

13

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1413

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12 12

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20

11 11

19

2624

3233

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46

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0

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04-2

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05-2

012

BBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT

B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT

B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT



BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT







Dispersante : resultados

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Dispersante : resultados

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Distribución de tamaño de gargantas porales

Regla 1/3- 1/7

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Conclusiones y recomendaciones

• La formación tiene alta tendencia al taponamiento

• Es esperable la formación de revoque externo. Los ensayos de flujo evidencian reducción de presión y atenuación de la reducción de permeabilidad cuando se aplica dispersante químico

• Se recomienda continuar con la aplicación para mantener la limpieza del

sistema y contribuir a eliminar la aglomeración de partículas a nivel de punzados

• Continuar con estudios de barrido en coronas , vida media de pozo inyector y minimización del daño de formación

• Proseguir con la evaluación de calidad de agua en fondo de pozo

• No se recomienda generalizar la aplicación de dispersante a otros campos sin previa evaluación

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• Realizar actividades integradas :

• 1) Eliminar al máximo la presencia de Hidrocarburos en agua de inyección.

• 2) Reducir al máximo la presencia de sólidos en suspensión y su tamaño.

• 3) Mantenimiento de la limpieza del sistema y operación de Planta y Tratamiento de Efluentes

• 4) Disminuir la contaminación microbiológica en todo el sistema

• 5) Controlar los fenómenos de corrosión en todo el sistema evitando la generación de sólidos

• 6) Controlar los fenómenos de precipitación de sales inorgánicas en el sistema

• 7) Optimizar tratamientos ácidos , oxidantes y realizar seguimiento de

evolución de admisión por capas

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Conclusiones y recomendaciones

Final

• Mantener en todo momento una relación Inyección/Producción Bruta mayor a 1.15

• Con esto será posible mantener la presión estática promedio en el reservorio y con ello mantener la producción bruta y la producción neta del proyecto de recuperación secundaria.

• Se comprobó claramente en el año 2009 y también en otros períodos de la vida del proyecto, que cuando esto se logra, aumenta la producción de petróleo.

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Agradecimientos

• A Javier Sanagua

• A Gustavo Palma, Juan Carlos Scolari y Dante Crosta por su aporte al diseño

del plan de estudio.

• A Damián Perea por su colaboración especial en el tema Perfiles de

Inyectividad ; a Eduardo Curci , Santiago Bertagna y al personal del laboratorio de AESA de Barrancas. A Maurico Zitta por su contribución a la programación de ensayos en campo.

• A todo el personal de operaciones de Barrancas y especialmente a los supervisores de Producción que colaboraron en la realización de mediciones y obtención de muestras para los distintos ensayos realizados con motivo de los diferentes trabajos ejecutados.

• A los científicos de la Universidad de Calgary.-PMRG, Universidad de Tucumán, Universidad de la Plata, Universidad de Cuyo, Instituto Francés del Petróleo, Induser que juntamente con YPF SA desarrollaron experimentos , métodos y nuevas tecnologías para este proyecto.

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GRACIAS POR VUESTRA ATENCION

?

RESUMEN

• La inyección de agua de producción (PWRI) actualmente es el principal proceso utilizado para recuperación de petróleo en campos maduros. El Yacimiento Barrancas es un importante yacimiento que produce por medio de Recuperación Secundaria y presenta problemas de pérdidas de inyectividad en sus pozos, que deben ser frecuentemente estimulados para mantener tasas razonables de inyección.

• Para identificar las causas y posibles soluciones, se conformó un equipo multidisciplinario que integró experiencia de campo, análisis químicos, bacteriológicos, estudios de barrido en coronas con la implementación de nuevos experimentos y tecnologías.

• La relación entre la calidad del agua y la declinación de la inyectividad en los pozos es particularmente importante en campos como Barrancas, Por medio de este trabajo, se analizó el comportamiento de la calidad del agua entre la planta de tratamiento, y la llegada de la misma a la zona punzada. Se comprobó que la calidad de agua empeora desde boca de pozo hasta llegar a los punzados y se puso de manifiesto que la calidad de agua en el fondo del pozo es un parámetro crítico a tener en cuenta a lo largo de todo el sistema de inyección. Para mejorar y extender el tiempo de inyección de los pozos, se propuso y se ensayó el uso de dispersantes químicos. El estudio ha demostrado que por el medio del uso de aditivos es posible mantener la estabilidad de la calidad del agua hasta los punzados y de esta manera extender la vida media de los pozos entre intervenciones.

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Optimización de la Inyectividad en Campos Maduros : Caso ... · 3 Antecedentes de Recuperación...

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