UNIDAD IV Recuperacion Mejorada

Recuperación Mejorada 2002

Taller Taller SobreSobre RecuperaciónRecuperación

Mejorada de CrudosMejorada de Crudos

ING ANDREINA RODRIGUEZING ANDREINA RODRIGUEZ


Recuperación Mejorada (RM) en PDVSA

Algunos Principios Básicos

Procesos de Recuperación no Convencional

Diseño de Proyectos de RM.

Esquema del TallerEsquema del Taller

RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M


“Todos los procesos que incrementen económicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y/o energía al yacimiento.”




Métodos de Recuperación de Petróleo

Rendimiento original Rendimiento corregidoFlujo natural

Levantamiento artificialEstimulación, Acidificación

Polímeros, Espumas y Geles

Producción por energíadel yacimiento

Inyección de agua Inyección de gas

Procesos derecuperaciónconvencional

RECUPERACION SECUNDARIA

RECUPERACION PRIMARIA

RECUPERACION TERCIARIA

OtrosQuímicosGasesTérmicos

Inyección de vaporIny. agua caliente

Combustión en sitioElectromagnetismo

Aire

CO2

N2

WAGGases de Combustión

Polímeros (P)Surfactantes (S)

Alcalis (A)AP / SP /ASP

Espuma / Geles

MicroorganismosEmulsiones

Vibrosísmica

Procesos derecuperación

no convencional

Rec

up

erac

ión

Me

jora

da

de

Cru

do

s


POES de Crudos C/L/M (MMMBLS)

POES Sometido A Inyección de Agua y/o Gas

RM en PDVSA

ORIENTE59

28%72%

OCCIDENTE127

43%57%

TOTAL186

38%62%


Recobro por Tipo de Proceso

REMANENTE

ACTUAL

OCCIDENTE

52

4035

29

GAS A/F A/G A/P

N. DE MONAGAS51

46

GAS A/F

3 3 3 3

3.7 7.43.7 7.4

3 3 3 3

3.7 7.43.7 7.4

8 37 9 138 37 9 13

7.8 29.8 13.0 4.07.8 29.8 13.0 4.0

8 37 9 138 37 9 13

7.8 29.8 13.0 4.07.8 29.8 13.0 4.0

Proyectos

POESMMMBls

ORIENTEA. TRADICIONAL

46

35

GAS A/F

81 2881 28

4.4 0.44.4 0.4

81 2881 28

4.4 0.44.4 0.4

0

10

20

30

40

50

60

RE

CO

BR

O (

%)

RM en PDVSA


Proyectos y POES Asociado por Décadas

PO

ES

AC

UM

UL

AD

O (

MM

MB

LS

)

50´S 60´S 70´S 80´S 90´S

DECADAS

17

24 23 23

6

23

18

15

9

0

5

10

15

20

25

30

N°

DE

PR

OY

EC

TO

S

3

71 MMMBLS

0

20

40

60

80

N° PROYECTOS ORIENTE N° PROYECTOS OCCIDENTE POES ACUMULADO

RM en PDVSA


Comparación con proyectos de USA

0 10 20 30 40 50 60RECOBRO (%)

(1) PATRONES(2) FLANCOS

REMANENTE

TEXAS AGUA (1)

WYOMING AGUA (1)

LOUSIANA AGUA (1)

LOUSIANA AGUA (2)

TEXAS AGUA (2) 56

55

51

45

40

PDVSA GAS 50

PDVSA AGUA (2)

PDVSA AGUA (1) 29

39

TEXAS GAS 44

RM en PDVSA


PRODUCIDAS100%

PRIMARIAS = 9918

SECUNDARIAS = 7956

RES.REM.7135 90%

PRODUCIDAS821 10%

RES. RECUPERABLES= 17874

RES. PRIM.9918 56%

RES. SEC.7956 44%

SE TIENE UN POTENCIAL DE PETROLEO DE 1300 MBDGRACIAS A LA RECUPERACION SECUNDARIA

(CIFRAS A DIC. ‘98)

Reservas Recuperables en Proyectos de RM de Crudos C/L/M (MMBNP)

RM en PDVSA




Algunos Principios BásicosAlgunos Principios Básicos





Principios Básicos

DESPLAZAMIENTO MICROSCOPICO DE FLUIDOS INMISCIBLES

AGUA Y PETROLEO SON I NMISCIBLES BAJO CUALQUIER CONDICION DE YACIMIENTO O SUPERFICIE

PRINCIPIOS QUE GOBIERNAN LA INTERRELACION ROCA FLUIDOS

TENSION INTERFACIAL (INTERFASE FLUIDO - FLUIDO). MOJABILIDAD (INTERACCION ROCA - FLUIDO). PRESION CAPILAR ( MEDIDA DE LA CURVATURA DE DOS

FASES EN EL MEDIO POROSO.

GAS Y PETROLEO SON INMISCIBLES CUANDO LA PRESION DEL YACIMIENTO ES MENOR A LA NECESARIA PARA ALACANZAR MISCIBILIDAD INSTANTANEA O POR CONTACTOS MULTIPLES


K3

Eficiencia Areal de Barrido (Ea)

InyectorProductor

K2

Factores que Afectan la Recuperación de PetróleoFactores que Afectan la Recuperación de Petróleo

K1

Eficiencia Vertical de Barrido (Eh)

Eficiencia de Desplazamiento (Ed)

Principios Básicos

F.R. F.R. Ea x Eh x Ed Ea x Eh x EdF.R. F.R. Ea x Eh x Ed Ea x Eh x Ed


Ea = AREA CONTACTADA POR EL FLUIDO DESPLAZANTE

AREA TOTAL

Eficiencia Areal de Barrido

Eh = AREA SECCION CONTACTADA POR EL FLUIDO DESPLAZANTE

AREA TOTAL DE LA SECCION

Eficiencia Vertical de Barrido

BUCKLEY LEVERETT

COREFLOODS Ev = 1

Ev = VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO POR EL FLUIDO DEZPLAZANTE

VOLUMEN DE PETROLEO ORIGINALMENTE EN EL YACIMIENTO

Eficiencia Volumétrica de Barrido

Ev = Ea x Eh

Principios Básicos

Ed = VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO MOVILIZADO

VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO

Eficiencia Microscópica de Desplazamiento


Heterogeneidad VerticalHeterogeneidad Vertical

Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido

VVDPDP Coeficiente de Dykstra-Parsons Coeficiente de Dykstra-Parsons

Lc Coeficiente de Lorenz Lc Coeficiente de Lorenz

Varía entre 0 ( Homogéneo) y 1 (infinitamente heterogéneo)

Kc Parámetro de KovalKc Parámetro de Koval

Varía entre 1 ( Homogéneo) e infinito (infinitamente heterogéneo)

Principios Básicos



Razón de Movilidad, Ms Volúmenes Porosos Inyectados, Vp

Ms = MOVILIDAD DEL FLUIDO DESPLAZANTE

MOVILIDAD DEL FLUIDO DESPLAZADO

Ms < 1 FAVORABLE

O

Ms =

K´rw

K´ro

Swf

Swi

w

Ms >> 1 DESFAVORABLE

PETRÓLEO

Principios Básicos


Arreglos de InyecciónArreglos de Inyección Volúmenes Porosos Inyectados, Vp

Patron P/I EA(%)*Linea Directa 1 56

Linea Alterna 1 76

5-Pozos Invertido 1 70

7-Pozos Invertido 2


LINEA ALTERNA

Vp

LINEA DIRECTA

Vp

5- POZOS INV.

Vp

Principios Básicos


Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido Perforación InterespaciadaPerforación Interespaciada

Espaciamiento (Acres)0 20 40 60 80

Rec

ob

ro A

dic

on

al (

%)

20

40

60

StreamlinesStreamlines

P

I

Principios Básicos


Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido Perforación InterespaciadaPerforación Interespaciada

40 Acres 20 Acres 10 Acres

40 60 80 100 120 140

5

10

15

20

Producción Acumulada (MBNP)Producción Acumulada (MBNP)

Tas

a d

e P

etr

óle

o (

MB

D)

Tas

a d

e P

etr

óle

o (

MB

D)

Espaciamiento Recobro Ev Espaciamiento Recobro Ev

(Acres) MBNP (Acres) MBNP (%)(%)

40 97 5940 97 59

20 119 7320 119 73

10 138 85 10 138 85

San Andres UnitSan Andres Unit

Principios Básicos


Propiedades del fluido desplazante

Fuerzas viscosas y capilares

Factores que Afectan la Eficiencia Microscópica DesplazamientoFactores que Afectan la Eficiencia Microscópica Desplazamiento

NVC = /w

ow

w = vicosidad del agua

ow = Tensión Interfacial entre

el fluido desplazante y el desplazado

= velocidad interticial

Tensiones super bajas Iny Agua Típico

La mayoría de los proyectos de

inyección de agua se realizan a bajos

de NVC, donde SOR es independiente de

este parámetro.

Aumentar NVC 2-4 ordenes de magnitud solo se puede lograr disminuyendo la tensión interfacial.

SOR disminuye al aumentar NVC

Principios Básicos


Miscibilidad: Condición física entre dos fluidos que les permite mezclarse en

todas las proporciones sin la existencia de interfase

Instantánea

Contactos Múltiples

Parámetros Clave : Presión Mínima de Miscibilidad

Enrriquecimiento Mínimo

Métodos de Medida: Pruebas en Tubos Delgados

Burbuja ascendente

Métodos de Estimación : Correlaciones P,T:

Cronquist,

Metcalfe, EOS30

40

50

60

70

80

90

1000 1500 2000 2500 3000

PRESION (LPC)

EF

ICIE

NC

IA D

E

DE

SPL

AZ

AM

IEN

TO

(%

)

Determinación de PMM

Tubos Delgados

PMM = 1900 lpc

@ 1.2 volúmenes Porosos

Recobro > 80 % Holm- Josendal

Recobro > 90 % Chevron

Principios Básicos


Miscibilidad al Primer Contacto

%C1

%C7+ %C2-C6

Línea conodal crítica

Petróleo

Gas

Principios Básicos


Vaporización

Miscibilidad por Contactos Múltiples

%C7+ %C2-C6

%C1


Principios Básicos

Petróleo

Miscibilidad al primer

contacto

GGMM

Gas de inyección


%C1

%C7+ %C2-C6

Condensación

Miscibilidad por Contactos Múltiples

Gas de inyección

Principios Básicos

Miscibilidad al primer contacto


Petróleo


Factores que Afectan la Recuperación de PetróleoFactores que Afectan la Recuperación de Petróleo

Producción/inyección

Razón de movilidad

Gravedad

Fuerzas Capilares

Fuerzas Interfaciales

Heterogeneidad

Permeabilidad Relativa

Patrón de Pozos

Espaciamiento

Areal

Fuerte

Fuerte

Poca

Poca

Poca

Moderada

Poca

Moderada

Moderada

Vertical

Moderada

Fuerte

Fuerte

Moderada

Poca

Fuerte

Poca

Poca

Moderada

Desplazamiento

Moderada

Poca

Moderada

Fuerte

Fuerte

Moderada

Fuerte

Poca

Poca

Sor

Poca

Poca

Poca

Fuerte

Fuerte

Moderada

Fuerte

Poca

Poca

Eficiencia

Principios Básicos



Recuperación Mejorada en PDVSA


Procesos de Recuperación no ConvencionalProcesos de Recuperación no Convencional




Recuperaciónno

convencional

Métodosquímicos

• Alcali (A)

• Polímero (P)

• Surfactantes (S)

• Combinados:

(AP, AS, SP y ASP)

• Espumas, Geles,

Emulsiones

Gases(Misc. / Inmisc.)

• CO2

• Nitrógeno

• De combustión

• WAG o AGA

• Aire

Otros

• Micro-organismos

• Vibrosísmica

• Electromagnéticos

• Térmicos

Iny. de aguaRecuperación convencional

Iny. de gas

hidrocarburo

• Inmiscible

• Miscible




Clasificación general de procesos de RMClasificación general de procesos de RM

Procesos asociados al barrido volumétrico de petróleo en fracciones mayores del POES a partir de:

Mejora de la relación de movilidad del fluido desplazante con el desplazado.

Disminución de la tensión interfacial y mejora de la eficiencia de barrido.

Tratamientos con Tratamientos con bajos bajos volúmenes de fluidosvolúmenes de fluidos

Tratamientos con Tratamientos con altos altos volúmenes de fluidosvolúmenes de fluidos

Procesos asociados a la modificación del comportamiento de pozos (“Well conformance”):

Control de agua o gas de producción.

Modificación de perfiles de fluidos (agua/gas) de inyección.

Procesos de estimulación de pozos.



RM asociados a la modificación delRM asociados a la modificación delcomportamiento de pozos comportamiento de pozos

Control de agua o gas en pozos productores a través de la inyección de geles, geles espumados y espumas.

Modificación de los perfiles de inyección de gas o agua a través de la inyección de geles, emulsiones y espumas.

Control de agua por la inyección cíclica de gas.

Estimulación de pozos por aumento de la permeabilidad debido a la acidificación de pozos (HCl, HCl/HF, etc.), fracturamiento hidráulico e inyección de bacterias o microorganismos.

Entre los métodos comunmente empleados en la industria petrolera para el tratamiento de pozos, se destacan:


II.- Control frente de inyección

ANTES

DESPUES

I.- Control excesiva producción agua

ZONA PRODUCTORA

ZONA PRODUCTORA

FLUIDO PROTECTORGEL

Mejora la eficiencia volumétrica de barrido, Ev. Ahorros en manejo y tratamiento del agua producida. Optimización de costos de levantamiento. Incremento del recobro y extensión de vida de pozos/proyectos.

EMPAQUE DE ARENA

BENEFICIOS

Sistemas GelificantesSistemas Gelificantes




PRE-TRATAMIENTO

BBPD = 3500 BPPD = 125 AyS = 95 %

SISTEMA APLICADO : MULTIGELTM UHT-S (2000 bbls), DISEÑADO PARA LAS CONDICIONES SEVERAS DEL CAMPO FURRIAL.

TÉCNICA : INYECCIÓN POR CABEZAL, EN 4 BACHES (09/07/99 AL 25/08/99).

CARACTERISTICAS : YACIMIENTO PROFUNDO (15170’- 346’ sel.), ALTA PRESIÓN / TEMPERATURA (7240 lpc / 295 °F).

POST-TRATAMIENTO (12/01/2000)

BBPD = 1325 BPPD = 1206 AyS = 9,0 %

DATOS DE PRODUCCIÓN

• AUMENTO DE PRODUCCIÓN DE 1081 BARRILES / DÍA (9 VECES MÁS) Y REDUCCIÓN DEL CORTE DE AGUA EN UN 85%.

• PRIMERA TECNOLOGIA PARA CONTROL DE AGUACONTROL DE AGUA QUE ES EVALUADA CON ÉXITO A LAS CONDICIONES SEVERAS DEL CAMPO FURRIAL.

• APLICACIONES EN YACIMIENTOS DE ALTA PRESIÓN / TEMPERATURA, CON UN POTENCIAL ESTIMADO DE 18 POZOS EN EL NORTE DE MONAGAS Y OPORTUNIDADES FUTURAS PARA CONTROL DE GAS.

°API = 23,4 Reductor = 3/8’’

APLICACIÓN PILOTO MULTIGEL UHTAPLICACIÓN PILOTO MULTIGEL UHTPozo productor FUC-28 (Fm. Naricual) / Campo FurrialPozo productor FUC-28 (Fm. Naricual) / Campo Furrial


• Emulsión de Crudo en Agua• Crudo Pesado 15° API• Particulas < 3 micrones• Emulsión de Bajo Costo

Que es una Emulsión?

r2 r1

PetroleoAgua

Flujo deAgua

• Taponamiento de la formación

Sellantes = Kabs

0.001

0.01

0.1

1

10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Volumen de Fluido Inyectado (VP)

Iny.Agua

Emulsión

Indice de Inyecitividad Relativa, Ir

Mecanismo


EmulsionesEmulsiones



Non perforated

0

0

21

5722

0 10 20 30 40 50 60 70

FLUIDO %

"D" Inf.

"D" Sup.

"C" Inf.

"C" Sup.

"B" Inf.

"B" Sup.

AR

EN

AS

Q= 4734 bwpd

0

0

7,523,5

68,7

0,3

0 10 20 30 40 50 60 70 80

FLUIDO %

"D" Inf.

"D" Sup.

"C" Inf.

"C" Sup.

"B" Inf.

"B" Sup.

AR

EN

AS

Q= 638 bwpd

Modificación del perfil de inyección de agua a partir de Modificación del perfil de inyección de agua a partir de la inyección de emulsiones O/W en el pozo LL-1901la inyección de emulsiones O/W en el pozo LL-1901

Inyección de 1000 bbl de emulsión O/W en la arena B a una tasa promedio de inyección de 1,6 bbl/min y presión de 780 lpc (Dic. 96).

La arena “D” (6070’-6080’) fue cañoneada el 06/01/97.

Distribución de fluidos antes y después de la inyección de emulsiones en el pozo LL-1901:



Ejemplo de modificación de perfiles de inyección de gas

GAS

GAS

FOAMPIN

GAS

La espuma no es estable en zonas de baja permeabilidad

EspumasEspumas



Bacterias / Microorganismos (MEOR)Bacterias / Microorganismos (MEOR)

EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS

EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA

ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:

EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS

EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA

ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:

• PRODUCCION DE COMPUESTOS CON PRODUCCION DE COMPUESTOS CON

ACTIVIDAD INTERFACIAL ACTIVIDAD INTERFACIAL

(SURFACTANTES Y ALCOHOLES) (SURFACTANTES Y ALCOHOLES)

CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA

CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO

DE CULTIVO.DE CULTIVO.

• PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS


CON EL PETROLEO EN EL CON EL PETROLEO EN EL

YACIMIENTO.YACIMIENTO.

• PRODUCCION DE COMPUESTOS CON PRODUCCION DE COMPUESTOS CON

ACTIVIDAD INTERFACIAL ACTIVIDAD INTERFACIAL

(SURFACTANTES Y ALCOHOLES) (SURFACTANTES Y ALCOHOLES)


CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO

DE CULTIVO.DE CULTIVO.

• PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS


CON EL PETROLEO EN EL CON EL PETROLEO EN EL

YACIMIENTO.YACIMIENTO.



Yacimientos que han sido sometidos a inyección de Yacimientos que han sido sometidos a inyección de

bacterias en el Occidente del paísbacterias en el Occidente del paísYacimientos que han sido sometidos a inyección de Yacimientos que han sido sometidos a inyección de

bacterias en el Occidente del paísbacterias en el Occidente del país

LAGNA-23LAGNA-23LGINF-03LGINF-03LGINF-05LGINF-05B-3-X.02B-3-X.02B-3-X.07B-3-X.07B-3-X.40B-3-X.40B-3-X.43B-3-X.43

LAGNA-23LAGNA-23LGINF-03LGINF-03LGINF-05LGINF-05B-3-X.02B-3-X.02B-3-X.07B-3-X.07B-3-X.40B-3-X.40B-3-X.43B-3-X.43

B-5-X.01B-5-X.01B-5-X.06B-5-X.06B-5-X.07B-5-X.07B-5-X.52B-5-X.52B-6-X.03B-6-X.03B-6-X.10B-6-X.10B-6-X.14B-6-X.14B-7-X.07B-7-X.07B-7-X.10B-7-X.10

B-5-X.01B-5-X.01B-5-X.06B-5-X.06B-5-X.07B-5-X.07B-5-X.52B-5-X.52B-6-X.03B-6-X.03B-6-X.10B-6-X.10B-6-X.14B-6-X.14B-7-X.07B-7-X.07B-7-X.10B-7-X.10

YACIMIENTOSYACIMIENTOSYACIMIENTOSYACIMIENTOS



• NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS:NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS: 237237

• POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD: 129129

• POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD: 101101

• PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) :PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) : 5.15.1

• INVERSION APROXIMADA (MMMBS):INVERSION APROXIMADA (MMMBS): 3.53.5

• NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS:NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS: 237237

• POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD: 129129

• POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD: 101101

• PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) :PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) : 5.15.1

• INVERSION APROXIMADA (MMMBS):INVERSION APROXIMADA (MMMBS): 3.53.5

Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998


• Alcali (A)

• Surfactantes (S)

• Combinados:

(AP, AS, SP y ASP)

• CO2

• Nitrógeno

• Gases de combustión

• WAG o AGA

• Térmicos

Ev - Ed

• Polímero (P)

• Espumas

• Geles

• Emulsiones

• Microorganismos

• Térmicos

Ev

Eficiencias de procesos de RM no ConvencionalEficiencias de procesos de RM no Convencional



Inyector

Instalacionesde superficie

Productor

Bomba deinyección

Agua Zona deagua / petróleo

Banco de solución

polimérica

La inyección de polímeros provee un mejor desplazamiento mejorando la eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado el recobro por el aumento de la viscosidad de agua, disminución de la movilidad de agua y contacto de un mayor volumen del yacimiento.

Inyección de polímerosInyección de polímeros

Procesos de RM no Convencional


Crudo:

Gravedad API > 25°

Viscosidad < 150 cp a C.Y.

Yacimiento:

So (% VP) > 50

Litología Areniscas preferiblemente

K (mD) > 100

Temp. (°F) < 200 (evitar degradación)

Rel. Movilidad 2 a 40

Salinidades Bajas (< 20g/l)

Condiciones favorables:

Yacimientos costa adentro

Bajo buzamiento estructural

Inyección de agua eficiente

Heterogeneidades moderadas

Cond. desfavorables:

Fracturamiento extensivo

Acuiferos activos

Presencia de capas de gas

Altos contrastes de permeab.

Problemas de inyectividad

Alto contenido de arcillas

Alta dureza del agua


Criterios básicos para laCriterios básicos para lainyección de polímerosinyección de polímeros


Mecanismos

Reducción de la tensión interfacial Cambios en mojabilidad Disminución de la razón de movilidad agua/petróleo

Inyector Productor

AGUA

BANCO

DE

PETRÓLEO

ASP

Solución Diluída de Polímero

Resultados Pruebas de Campo

Formulación ($/bl ASP) 0,7 1,38 1,93 0,99

0,41 0,42 0,39 0,32

0,2 0,16 0,2 0,15

20 26 22 15

1,76 2,35 5,21 2,87

West Kiehl Cambridge Daqing VLA-6/9/21 (*)

Srow

SroASP

Recobro (% POES)

$/bl Incremental

(*) simulación

Inyección sistemas ASP (Alcali-Surfactante-Polímero)Inyección sistemas ASP (Alcali-Surfactante-Polímero)



Crudo:

Gravedad API > 20°

Viscosidad < 35 cp a C.Y.

Yacimiento:

So (% VP) > 30

Litología Areniscas preferiblemente

K (mD) > 100

Temp. (°F) < 200

Rel. Movilidad 2 a 40

Salinidades < 20000 ppm

Dureza (Ca2+/Mg2+ ) < 500 ppm


Yacimientos homogéneos

Barrido por agua > 50%

Alta relación / h



Acuiferos activos



Problemas de inyectividad

Alto contenido de arcillas

Adsorción de aditivos (S y P)


Criterios básicos para laCriterios básicos para lainyección de sistemas ASPinyección de sistemas ASP


Inyección de mezclas ASP en el LIC LagomarInyección de mezclas ASP en el LIC Lagomar


0

20

40

60

80

100

1 2 3 4 5 6

Pruebas

% R

eco

bro

Recobro incremental (ASP + P)

ASP

Iny. de agua

En vista de los excelentes recobros obtenidos (núcleos sencillos y radiales) con la nueva formulación ASP desarrollada para el LIC Lagomar, se planificó llevar a cabo la prueba piloto “single well” en el pozo VLA-1325 durante el primer semestre del año 2000.


Inyector

Instalacionesde superficie

Productor

Bomba deinyección

Zona deagua / petróleoCO2

Frentemiscible

La inyección de CO2 es un método de recuperación mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y condiciones de P y T del yacimiento. Los aumentos de recobro por este método pueden atribuirse a fenómenos de hinchamiento, miscibilidad, disminución de viscosidad del crudo y de la tensión interfacial crudo-CO2 en regiones cernanas a la miscibilidad.

Inyección de dióxido de carbonoInyección de dióxido de carbono



Crudo:

Gravedad API > 25° (pref. > 30°)

Viscosidad < 15 (pref. < 10)

Composición Alto % C5-C20 (pref. C5-C12)

Yacimiento:

So (% VP) > 25

Litología No crítico (N.C.)

K (mD) N.C.

Temp. (°F) Piny. aumentan con T (N.C.)

Aguas N.C.


Disponibilidad de CO2

Alto buzamiento o bajo espesor

Baja permeabilidad vertical

Formaciones homogéneas



Acuiferos activos



Transporte y manejo de CO2

Crudos asfalténicos

Corrosión de productores


Criterios básicos para laCriterios básicos para lainyección de COinyección de CO22



Inyección de NitrógenoInyección de Nitrógeno

Zona depetróleoN2

Frentemiscible /inmiscible

Inyector

Unidad de Generación

de N2

ProductorCompresores

Unidad de Separación

de N2

La inyección de N2 es un método de recuperación mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y condiciones de P y T del yacimiento.



Ventajas de la utilización de Nitrógeno en RMVentajas de la utilización de Nitrógeno en RM

Separación criogénica Separación criogénica del airedel aire

Propiedades físicas favorables - densidad, Propiedades físicas favorables - densidad, viscosidad y factores volumétricosviscosidad y factores volumétricos

Compuesto inerte que no presenta efectos Compuesto inerte que no presenta efectos adversos de comportamiento de fases.adversos de comportamiento de fases.

No es corrosivo y no se requieren de grandes No es corrosivo y no se requieren de grandes modificaciones de las instalaciones.modificaciones de las instalaciones.

Fuente practicamente infinitaFuente practicamente infinita

Costos de generación más económicos que el Costos de generación más económicos que el gas natural (GN) y el COgas natural (GN) y el CO22..

Fácil separación de NFácil separación de N22 del GN en las corrientes del GN en las corrientes de producción.de producción.

Sustitución del GN incrementa oferta de gas y Sustitución del GN incrementa oferta de gas y flujos de caja.flujos de caja.

Compuesto no tóxico y ambientalmente Compuesto no tóxico y ambientalmente aceptable.aceptable.



0.1000

0.1100

0.1200

0.1300

0.1400

0.1500

0.1600

0.1700

0.1800

0.1900

0 200 400 600 800 1000 1200200 400 600 800 1000 12000.10

0.12

0.14

0.16

0.18COSTO DE SEPARACIÓN

DE N2 EN $/MPC

0.3000

0.4000

0.5000

0.6000

0.7000

0.8000

0.9000

1.0000

0 200 400 600 800 1000 1200Mmscfd N2

$/k

scf

of

N2

2100 psig

7100 psig

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

200 400 600 800 1000 1200

COSTO DE GENERACIÓN DE N2 EN $/MPC

Energía eléctricaEnergía eléctrica0,37 US$ MPC0,37 US$ MPC

Suministro de NSuministro de N22 a 80 lpc a 80 lpc

0,35 US$ MPC0,35 US$ MPC

Recomp. (80 a 1100 lpc)Recomp. (80 a 1100 lpc)0,18 US$ MPC0,18 US$ MPC

Costos de NCostos de N2 2 en el Campo Fordocheen el Campo Fordoche

( 80 MMPCD)( 80 MMPCD)

80 MMPCD

Costos de Generación de NitrógenoCostos de Generación de Nitrógeno



Factibillidad Técnica de Inyección de N2 Factibillidad Técnica de Inyección de N2

Estudios de simulación analíticaEstudios de simulación analítica

Occidente:

C-2-X, C-3-X, C-4-X, VLE-305,C-2-X, C-3-X, C-4-X, VLE-305,B-6-X.10, B-7-X.10, B-6-X.02,B-6-X.10, B-7-X.10, B-6-X.02,VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur.VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur.

Oriente:

El Furrial, Carito Central, CaritoEl Furrial, Carito Central, CaritoNorte y Carito Oeste.Norte y Carito Oeste.

Método actual

Iny. de N2

Inyección de 50 % VPHC se obtieneun incremento del recobro de 14%

durante el primer año de producción

Ceuta Area 2 Sur

Pruebas experimentales en desarrolloPruebas experimentales en desarrollo

Occidente:

VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur .VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur .

Oriente:

El Furrial y Carito CentralEl Furrial y Carito Central.



PRUEBA SLIM TUBE CRUDO ARENA C3 (319°F y 6000 lpc)PRUEBA SLIM TUBE CRUDO ARENA C3 (319°F y 6000 lpc)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 20 40 60 80 100 120 140

Vi/Vp

% R

ecu

pera

ció

n d

el

PO

ES

87% POES

69% POES

GN

N2

Gas Natural WILPROMetano 79,1 %Etano 10,9 %Propano 2,6 %CO2 5,4 %Otros 2,0 %

Se obtiene proceso miscible con GN (seco) e inmiscible con N2 a lascondiciones evaluadas, estimándose que la PMM con N2 es de 7000 a 7500 lpc.



Slim Tube Wilpro/FUL-74, Nitrógeno/FUL-74 Slim Tube Wilpro/FUL-74, Nitrógeno/FUL-74 @ 7000 lpcm y 300 °F@ 7000 lpcm y 300 °F

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150Vi/Vp

Re

cup

era

ció

n (

%)

Wilpro

Nitrógeno

Furrial: Formación CretáceoFurrial: Formación Cretáceo



Comparación pruebas Slim Tube de sistemas Wilpro/NComparación pruebas Slim Tube de sistemas Wilpro/N22 y mezcla y mezcla

(60% Wilpro y 40% N(60% Wilpro y 40% N22) en muestra de crudo del FUL-8) en muestra de crudo del FUL-8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

Vi/Vp

Rec

uper

ació

n (%

PO

ES

)

Nitrógeno

mezcla (60% Wilpro-40% Nitrógeno)

wilpro

Furrial: Formación NaricualFurrial: Formación Naricual


Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA o WAG)Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA o WAG)

ESQUEMA DEL PROCESO WAG

BANCO DE BANCO DE PETROLEOPETROLEO

( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )

CICLOWAG

AGUA

INYECTOR PRODUCTOR

• Aumentar la eficiencia de barrido.

• Disminución de cortes de agua.

• Optimización del uso de gas.

• Mejorar economía de proyectos deinyección de gas.

• Incrementar recobro de petróleo.

• Satisfacer demandas de mercado degas.

Porque WAG o AGA?Porque WAG o AGA?

Inyección continua de gasInyector Productor


Que es WAG o AGA?Que es WAG o AGA?

Es un proceso empleado con frecuencia en proyectos de inyección de gases (CO2, GH ó N2) para disminuir la canalización de gas e incrementar la estabilidad del frente desplazante.


MecanismosMecanismos

Control de movilidad del gas Control de movilidad del agua Disminución de las razones de movilidad agua/petróleo

y gas/petróleo Reduccón de la Sor (gas atrapado, miscibilidad) Segregación gravitacional

Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA)Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA)

PETRÓLEO

PE

TR

ÓL

EO

SLUG

SLUG

SLUG

ESTABLE

PETRÓLEO

INESTABLE



C-2-X, C-3-X y C-4-X

VLE-305

B-6-X.10 y B-6-X.02

B-7-X.10

Simulación analítica(PRIze™)

WAG presenta F.U.N. de 2 a 3 veces mejores que los

procesos de inyección continua

VLE-305

B-6-X.02*; 10 y 22

VLC-363

Simulación numérica(ECLIPSE 100 y 300*)

Incrementos de F.R. > 8%con F.U.N. atractivos

respecto a la inyeccióncontinua de gas

U.E. La Salina

U.E. Centro/Sur Lago

U.E. Tía Juana

Intslaciones de superficie(Agua y Gas)

Factibilidad de implementaciónde proyectos WAG, basados

en infaestructura y capacidadesde compresión disponibles

Centro Lago

Tía Juana

La Salina

Sur Lago

Bloque III

Bloque IV

Bloque V Lamar

C-3-X y C-4-X

B-6-X.10 (LL-370)

B-6-X.14, 15, 18; B-7-X.10, 11, 13 (LL-453)

B-6-X.22

SLE-OLIG.1 + Cret.

Eoceno C (VLC-363)

Lagunillas Inferior

C2 VLE-305 (LIC Lagocinco)

Jerarquización de candidatos al proceso WAG en OccidenteJerarquización de candidatos al proceso WAG en Occidente




AREA DEL PILOTO

st

st

P1

O1

O2 I(1,2)

P2

ComplejoLamargas

P3

0 340mtsESCALA GRAFICA

12183´

12134´

12158´

12312´

12240´

12218´

12341´

200 mts

200

mts

340 mts

1453

926

935

1122

1133

1247

092 099

101

103

105

107

212

305

339

346

357

369

370

378

437

489 514

558

575

611

616

621

653

656

664

665

666

676

687

689

690A

691

692

708

713

720 743

746

768

773

998 1020 1067

1093

1113

1138

104

575A

690

1069

1001

1168

1150 1254

1220

1206

1211 1255 1243 1123

1302

1451

1249

1460 1407 1404

1452 1464

1458

1459 1414

1448A1403

1412 1415

1605 1645

1657

1639

1825 1819

-12700'

-12600'

-12200'

01018

1609

1118

1256

1243 (ST)1229

334

1109

1463

1437

1410

1461

1413

1640

1638

343

346st

370st 1161

472

357st

424

733

373

106

878

102

1200

• 1 Arreglo hexagonal de 7 pozos invertidos.

• Caracterización detallada del área piloto UC23.

• Perforación de 1 pozo inyector múltiple agua / gas.

• Perforación de 2 pozos observadores (O1 con núcleo) y 3 pozos productores nuevos.

• Mediciones de saturaciones, resistividades de alta resolución, RMN y CWD, entre otros.

• Inicio de inyección AGA en Jun. 99 (combinada / variable).

• Monitoreo del proceso por inyección de trazadores, sensores de fondo y registros C/O.

Breve descripción: (Inicio 03/2000)Breve descripción: (Inicio 03/2000)

AGUA

GAS

WAG inmiscible: LIC Lagocinco (VLE-305)WAG inmiscible: LIC Lagocinco (VLE-305)



Inyección continua de vapor en CLMInyección continua de vapor en CLM

Aumento en el porcentaje de recobro

debido a destilación por arrastre de

vapor, desplazamiento del gas en

solución y calentamiento de zonas no

drenadas.

Mayores tasas de inyección de vapor y

respuesta mas rápida de los pozos

productores debido a la mayor

movilidad del crudo en el yacimiento.

Aprovechamiento de la infraestructura existente en el país para la generación de vapor y del relativo bajo costo de la energía.

Disminución de la viscosidad y posible

aumento en la gravedad API para

crudos de 20-30°API.



(N2)

Inyección continua de vapor en el Campo Yates (33° API)Inyección continua de vapor en el Campo Yates (33° API)

Yacimiento sometido a inyección de N2 en la capa de gas, ICV en el contacto gas-petróleo e inyección de surfactante en el contacto agua-petróleo



Campo Yates (Marathon Oil - Chevron)Campo Yates (Marathon Oil - Chevron)

Inyección de Nitrógeno inció a principios de los años 90.

Inyección continua de vapor se comenzo a principios del año 99.

Se espera iniciar la inyección de surfactantes a finales del año 2000.


Situación Actual Procesos no ConvencionalesSituación Actual Procesos no Convencionales

RM en PDVSA

OCCIDENTE ORIENTE

> 500 POZOS PRODUCTORES SELECCIÓN CANDIDATOSMICROORG.

PRUEBA PILOTO (1) PRUEBA PILOTO (1)EMULSIONES

PRUEBAS PILOTO (2)ESTUDIOS FACTIBILIDAD (5)

PRUEBA PILOTO (1)ESTUDIO FACTIBILIDAD (1)

AGA

DISEÑO DE PILOTOS (2) JERARQUIZACIÓN YAC.ASP

ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD

EVALUACIÓN DE FUENTES DE CO2

CO2

> 100 POZOS PRODUCTORES > 10 POZOS PRODUCTORESGELES

ESTUDIOS FACTIBILIDAD (3)ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD (4) N2






Diseño de Proyectos de RM.Diseño de Proyectos de RM.



Diseño de proyectos de RMDiseño de proyectos de RM


Análisiseconómico y leccionesaprendidas

Diseño,implantacióny monitoreode prueba

piloto

Criteriosbásicos

de selección

Análisiseconómico preliminar

TécnicosEconómicosGeográficos

Modelos analíticosSimulación conceptualComparación de métodosAnálisis de riesgo

Estudios desimulación numérica

Evaluación aescala

de laboratorio

Mejores prácticas implantadas

por otrascomunidades

ConceptualizaciónConceptualizaciónVisiónVisión

OperaciónOperación

Definición / EjecuciónDefinición / Ejecución

Nuevaestrategia deexplotación

Masificación

NO

SI



Criterios básicos de selección Criterios básicos de selección Comparación de propiedades básicas de yacimientos donde se han llevado a cabo los proyectos de RM a nivel internacional, permitiendo comparar sus características y propiedades de yacimientos con los potenciales candidatos del país. Tal es el caso para la evaluación de la factibilidad técnica de inyección de nitrógeno en el yacimiento VLC-363 de Lagotreco:

# ref inicio yacimiento Éxito (S/N) permeabilidad Gravedad presion yac. (psi) temperatura (°F) visc. Oil (cp)(mD) (°API) original /actual (inicial/enfriado)

1 1966 Block 31 Devonian 5.4 46 4250 act. 130 0.252 1974 Calliou Island 1000 33 4000e3 1977 Wilcox-8 8.6 44 10598 267 0.1264 1977 Wilcox-12 4.6 45 10800 274 0.1265 1977 Binger S 0.2 42 4500 190 0.36 1977 Bay St. Elaine 1480 36 4000e 164 0.6677 1977 Iberia 1600 31 4000e8 1978 Lake Barre S 95 36 4200 2789 1978 Venice 700 3110 1979 Leeville 1100 33 4000e11 1979 West Hackberry 1000 27 4000e12 1979 Lake Pelto 1600 32 4000e13 1979 East Hackberry 300 30 4000e14 1979 Levelland piloto 2.1 30 3000/1860 105 1.9315 1980 Painter S 4 46 4800 174 0.216 1981 Willesden Green (WAG) 5 39 4800/4300 16117 1981 Ryckman Creek 90.2 47 3000 14018 1981 Stone Bluff 300 39 100 8019 1981 Two Freds 33.4 36.2 1900 104 1.46720 1981 Paradis 700 36 4000 19821 1981 East Veelmoor 38 43 3500 15522 1982 Smackover/Jay/LEC (WAG) S 35.4 51 7850/6085 (1980/10) 285 0.1823 1982 Chunchula Field Wide S 10 54 9255/5000 325 0.0724 1982 Chunchula Field Wide S 10 54 5000 325 0.0725 1982 Anschutz Ranch East. 3 49 6200 21026 1982 Andector-Ellenberger s 2000 44 2000 13227 1982 Lisbon 0.555 52 3000 14028 1982 Blackjack Creek 112 48 7600 285 0.2729 1982 Wilmington 550 14 1000 13030 1982 North Headlee 0.5 48 5000 28631 1983 East Painter S 3 46 5000 185 0.232 1985 Yates 175 30 700 82 5.533 1985 Fanny Church 400034 1987 Hawkins(Woodbine-east) 2800 24 1700 act. 168 3.735 1994 St Ulrich-Hauskirchen s 32 1540/420-720 120 1.536 1994 Hawkins(Woodbine-west) 2800 24 168 3.737 2000 Akal/ Cantarell 12500 22 3840/1607 212 6.45238 Ekofisk 5.5 36 7135 26839 Brent 0.2740 Statfjord 0.175

0

10

20

30

40

50

60

0 5000 10000 15000 20000

Profundidad (pies)

°AP

I0

5

10

15

20

25

30

35

0 5000 10000 15000 20000

Profundidad (pies)

Po

ros

ida

d (

%)



PRIzeTM

Método actual

Iny. de N2Iny. de N2

SWORD

Simulaciones analíticas Simulaciones analíticas

Jerarquización de procesos de RM.

Estimación de los volúmenes requeridos de fluidos de inyección e incrementos de los factores de recobro de un proceso de RM determinado.

Identificación de potenciales variables críticas de los procesos evaluados.


Métodos de Predicción

Info

rmació

n, C

osto

, Co

mp

lejidad

Incertid

um

bre, R

iesgo

Método Aplicación

• Diseño pruebas piloto• Diseño de nuevos Proyectos• Reingeniería de Proyecto• Control y Seguimiento

Simulación

• Prospectos RM

• Jerarquización por FR

• Potencialidad

Volumetrico

N, Np, Er

• Duración y perfiles• Jerarquización económica• Potencialidad,VPN• Consistencia Infor.

EmpíricoArps,Bush& Halander,

Guerrero

• Evaluación periódica• Cambios menores en

esquemas del proyecto

DeclinaciónLog qo Vs t, Log AYS Vs Qo

R Vs X

• Diseño de proyectos pequeños• Evaluación de Pilotos y patrones individuales

AnalíticoDysktra-Parson, Stiles, Prats,

Buckley-Levert, Craig


SEGUIMIENTO Y CONTROL

1

MEJORAMIENTOCONTINUO

2

SI

NO

NO

SELECCIÓN/JERARQUIZACION YACIMIENTOS CANDIDATOS

PLANIFICACIÓN DEL PROYECTO

IMPLANTACIÓN ARRANQUE

NO

SI1

REALIZARPRUEBA PILOTO

SI PILOTOEXITOSO

NUEVOPROCESO

PROY. EN LINEACON PLAN

ESTA SIENDORENTABLE

SI

REQ. CAMBIOSAJUSTES MAY

NO1

SI

2AJUSTES MENORES

NO

2

Proceso de RMProceso de RM

FINALIZAR PROYECTO(POST-MORTEM)

NONO FACTIBLEREINGENIERIA

1

SI

INCORPORAR MEJORASSI

2

Diseño de Proyectos de RM



Base de Recursos

Selección de tecnologías aplicables

JerarquizarYacimientos / Tecnologías

Realizar diseño conceptual

Pruebas laboratorio / Simulación

Abandonartecnología

Finalizar proyecto/Post Mortem

Rentabilidad

Tecnologíaprobada

Diseño prueba piloto

Implantación

Rentabilidad

Bajo Riesgo

Diseño agran escala

Bajo Riesgo

NO

NO

NO NOSI

SI

SI

Masificaciónpor etapas

NO

Evalu

ar

otr

a

tecn

olo

gía

SI

SI

Proceso de RMProceso de RM

Diagrama básico para considerar la evaluación de procesos de RM no convencionales en la corporación.


Elaboración de Post MortemElaboración de Post Mortem

LECCIONES APRENDIDASLECCIONES

APRENDIDAS

REAL Vs PLAN

• CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS.• COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN /

INYECCIÓN• TECNOLOGÍAS APLICADAS• INFRAESTRUCTURA / FACILIDADES• CONTROL Y SEGUIMIENTO

TÉCNICAS

• INVERSIONES• GASTOS• INGRESOS• INDICADORES

» VALOR PRESENTE NETO (VPN)» TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)» TIEMPO DE PAGO» EFICIENCIA INVERSIÓN

ECONÓMICAS / FINANCIERAS

DESVIACIONES



Máximo Recobro Por encima de la presión de

saturación en procesos inmiscible

Viscosidad del crudo mínima

Factor Volumétrico máximo

Mínimo gas libre Por encima de la presión mínima

de miscibilidad

Recobro > 80%

Por encima del umbral de

floculación

Evitar precipitación de

asfaltenos

So máximo

Inicio Temprano implica mayor incertidumbre, inversiones tempranas

Aplicación en etapa madura menor incertidumbre, pero menor recobro

¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?



Criterios Económicos

Maximizar VPN

Maximizar Valor Económico Agregado

Maximizar Eficiencia de la Inversión

Maximizar TIR

Minimizar Tiempo de Pago

¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?



Buena descripcion del yacimiento

Prediciones del comportamiento de producción

Métodos para estimar eficiencias de barrido y recobro de crudo a

varias etapas del proceso de agotamiento

Pozos inyectores y productores, sus tasas, presiones y perfiles de

fluidos

Calidad del agua y su tratamiento

Compatibilidad agua-yacimiento

Mantenimiento y performance de las facilidades

Programa de Monitoreo y ControlPrograma de Monitoreo y Control

Gerencia de Proyectos de RM


Programa de Monitoreo y ControlPrograma de Monitoreo y Control

Comparación mensual del comportamiento teórico vs real

Sistemas de manejo de información para monitoreo y control

Datos precisos de comportamiento por pozo, proyecto

Métodos de diagnóstico de problemas existentes/ Potenciales

y su solución

Revisión de la economía del proyecto

Trabajo en equipo



Casos Históricos ExitososCasos Históricos Exitosos

Jay-/litle Escambiam Creek Field, USA

Hewit Unit,USA

Gullfasks, Noruega

LL-3, Venezuela

Laguna, Venezuela

Inyección de agua

Inyección de gas

Safah Field, Oman

Prudhoe Bay, Alaska

Lagunillas Inferior, Venezuela

Oseberg, Noruega


UNIDAD IV Recuperacion Mejorada

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