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ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Inyección ASP en el Campo San Francisco

Danuil Elias Dueñas Criado

Ecopetrol S.A. - Colombia

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”

6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

CONTENIDO

� GENERALIDADES

� ANTECEDENTES• Evaluación experimental

• Selección del área piloto

• Inyección de trazadores inter-well.

• Simulación numérica

� ANÁLISIS DE RESULTADOS

� PROBLEMAS OPERACIONALES

� CONCLUSIONES

2

Tomada de http://www.letshalloo.com/blog-2/page/2

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GENERALIDADES

3

Datos Técnicos del Campo San Francisco

Descripción Geológica

Anticlinal Asimétrico, con buzamientos de 12°,

compuesto principalmente de Cuarzoarenitas con

intercalaciones de Shale, de edad cretácica.

Profundidad Promedio (pies), TVD 2600 - 3300

Espesor total/neto (prom pies TVT) 480/100

Saturación de Aceite Residual (%) 30-40

Temperatura del Yacimiento (F) 123.25

Mecanismo primario de producción Gas en solución

Pozos Perforados/Productores/Inyectores 194/98/74

FR actual/ FR Secundario % 31.32 / 7.2

Corte de Agua promedio % 97.5

Propiedades de Roca y Fluidos

Porosidad promedio % 14

Permeabilidad Promedio (mD) 665

Gravedad API del Aceite 26.7

Viscosidad Aceite/gas (cp) @ 125 °F 10-12

Salinidad del agua de formación (ppm Cl) 5000


ANTECEDENTES

4

SF-04

SF-93

SF-204 SF-24

SF-139

SF-27

SF-185

SF-85

SF-188SF-13

SF-171

1. Screening y selección de método de recobro mejorado

2. Evaluación experimental- Evaluación fluido – fluido.- Desplazamientos lineales y radiales- Optimización de la formulación ASP

20

07

…2

01

02

01

12

01

2

5. Repatronamiento del Piloto – Perforación SF-188 – Conversión SF-85

6. Adquisición de Trazadores “Inter-Well” y registros de Inyección en los pozos del piloto

4. Simulación Numérica STARS- Modelamiento Coreflooding- Modelamiento del Sub-Sector- Modelamiento del Sector

3. Selección del Área Piloto

7. Corrección de perfiles de inyección – Conformance

20

13

8. Acondicionamiento de pozos inyectores del sector –Estimulaciones/Fracturamiento

9. Montaje y Startup de planta e inicio de inyección ASPDic/2013

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ANTECEDENTES – EVALUACIÓN EXPERIMENTAL

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� Se realizaron tres etapas de laboratorio� Selección de método de recuperación.� Sensibilidades al medio de dilución (Agua de inyección vs. Agua Suavizada).� Optimización de la formulación (Consumo, Eficiencia, Estabilidad).

� Se corrieron 4 desplazamientos lineales y 32 desplazamientos radiales en corazonesdel campo (SF-205 y SF-188).

Resultados:

� Selección de ASP como método de recuperación, evidenciando un Factor de recobroadicional mediante inyección ASP: 19 - 27%.

� Selección de Carbonato de sodio como agente alcalino, por consumo y estabilidad.

� La solución química recomendada es:

1.75 wt% Na2CO3 + 0.2 wt% Surfactante (IOS)+ 1500 ppm Polímero (HPAM) disuelto en agua fresca suavizada.

Seguida por un bache de polímero con la siguiente composición:

750 ppm Polímero (HPAM) disuelto en agua fresca suavizada.

� Volumen de cada bache entre el 35 y 40% del volumen poroso.

II

II

II II

II

II

II-

II-

II-

III

III

III

III

III

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

0.0 1.0 2.0

Tens

ión

Inte

rfac

ial (

din

a/cm

)

Concentración de Álcali (% peso)

Agua de Inyección suavizada0.18 wt% ORS-43HF + 0.02 wt% Petrostep C3

NaOH

Na2CO3


ANTECEDENTES - SELECCIÓN DEL ÁREA PILOTO

Criterios:

- Parámetros de Yacimiento.

- Historia de Inyección.- Espaciamiento.- Conectividad.- Posición estructural.

Análisis de FluidosSF-04

SF-93

SF-204 SF-24

SF-139

SF-27

SF-185

SF-85

SF-188

SF-13SF-171

Espaciamiento

Correlación Geológica

M edia Mediana

0.0 0

0.15

0.3 0

0.4 5

0.6 0

0.75

0.9 0

1.0 5A cumulad a

0.00

0.03

0.06

0.09

0 .12

0 .15

0 .18Probabilid ad

7.2 8.4 9.6 10 .8 12 .0 13 .2 14 .4 15.6

Media M ediana

0.0 0

0.15

0.3 0

0.4 5

0.6 0

0.75

0.9 0

1.05A cumulada

0 .00

0 .05

0 .10

0 .15

0 .20

0 .25

0 .30Pro bab ilid ad

800 12 00 16 00 200 0 240 0 280 0 32 00

Porosidad

Permeabilidad

Parámetros de Yacimiento

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ANTECEDENTES – INYECCIÓN DE TRAZADORES

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Área Piloto

� Zonas confinadas hidráulica oestructuralmente.

� Posición estructural máselevada de la formación.

� 3 pozos inyectores / 6(7) pozosproductores.

� Aceite Original del sector, OOIP= 9.6 MBls.

Mediante inyección de trazadores se identificaron canalizaciones importantes que debieron ser corregidas mediante conformancequimico.

SF-004 SF-011

SF-013SF-014

SF-024SF-027

SF-085

SF-086

SF-090

SF-093

SF-094

SF-101

SF-123

SF-124

SF-139

SF-147

SF-167

SF-171

SF-180

SF-185

SF-186SF-204

SF-188

Productor cerradoInyector cerrado

Alta ConectividadConectividad ModeradaBaja Conectividad – Trazas < 80 ppt


ANTECEDENTES – SIMULACIÓN NUMÉRICA

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Escenario de Inyección ASP

0.35 VP ASP + 0.35 VP Polymer Drive

Formulación diseñada:

ASP: 1,75 wt% Na2CO3 + 0,2 wt% Surfactante (IOS) + 1500 mg/L Polímero (HPAM)

Polymer Drive: 750 mg/L Polímero (HPAM)

Restricciones:

Tasa de Inyección Max. 9500 BPD

Caso FRI Observaciones

Caso Base ASP 7.8% Escenario Iny. ASP

Caso base WFCaso base ASP

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RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE INYECCIÓN

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La inyección de ASP se inició el día 13 de diciembre de 2013.

A la fecha se ha inyectado el 52% del bache de ASP correspondiente a 0.18 VP.

1

1 Pérdida de Inyectividad por paradas de bomba

2

2 Recuperación de inyectividad

Tasa

de

Inye

cció

n

Po

rcentaje d

e Bach

e, %

Producto Consumo Diario Prom, Kg

Álcali (Carbonato de Sodio) 20000

Polímero (HPAM) 1600

Surfactante (IOS) 2900

Inyección ASP


RESULTADOS – COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN

10

Patrón SF-204 – Pozo SF-93

SF-004 SF-011

SF-024SF-027

SF-040

SF-085SF-086

SF-090SF-093

SF-101

SF-124

SF-139

SF-167

SF-170

SF-185

SF-186SF-204

SF-188

Productor cerrado

Productor abierto

Inyector cerrado

Inyector abierto

7 días

Resultados Trazadores Interwell (pre-conformance)

Pro

du

cció

n d

e A

ceit

e, B

OP

D

Pro

du

cción

de Liq

, BP

D

Qo, Pruebas

Qo, Prom

Qw, Pruebas

Qw, Prom

Ql, Pruebas

Co

rte

de

Agu

a, %

WC, QAQC

WC, Formas 9

WC, Pruebas

pH

/ C

on

du

ctiv

idad

Iones Ca+2

pH

Conductividad

Co

nc.

Su

rfc

en a

gua/

po

l, p

pm

Co

nc. Su

rf. en aceite, p

pm

Surf. en agua

Surf. en crudo

Polímero

- Disminución en el corte de agua hasta por un máximo de 4 puntos.

- Disminución drástica de iones calcio.

- Daño en sistema de levantamiento por precipitación inorgánica.

- Cierre del pozo por irrupción de la formulación.

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SF-004 SF-011

SF-024SF-027

SF-040

SF-085SF-086

SF-090SF-093

SF-101

SF-124

SF-139

SF-167

SF-170

SF-185

SF-186SF-204

SF-188

Productor cerrado

Productor abierto

Inyector cerrado

Inyector abierto


Pro

du

cció

n d

e A

ceit

e, B

OP

D

Pro

du

cción

de Liq

, BP

D

Qo, Pruebas

Qo, Prom

Qw, Pruebas

Qw, Prom

Ql, Pruebas

Co

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de

Agu

a, %

WC, QAQC

WC, Formas 9

WC, Pruebas

pH

/ C

on

du

ctiv

idad

Iones Ca+2

pH

Conductividad

Co

nc.

Su

rfc

en a

gua/

po

l, p

pm

Co

nc. Su

rf. en aceite, p

pm

Surf. en agua

Surf. en crudo

Polímero

- Respuesta importante al cierre del SF-93.

- Disminución en el corte de agua hasta por más de 30 puntos.

- Disminución suave de iones calcio- Elución de polímero y surfactante

en crudo.



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Pro

du

cció

n d

e A

ceit

e, B

OP

D

Pro

du

cción

de Liq

, BP

D

Qo, Pruebas

Qo, Prom

Qw, Pruebas

Qw, Prom

Ql, Pruebas

Co

rte

de

Agu

a, %

WC, QAQC

WC, Formas 9

WC, Pruebas

pH

/ C

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du

ctiv

idad

Iones Ca+2

pH

Conductividad

Co

nc.

Su

rfc

en a

gua/

po

l, p

pm

Co

nc. Su

rf. en aceite, p

pm

Surf. en agua

Surf. en crudo

Polímero



SF-013

SF-024

SF-085

SF-086

SF-090SF-093

SF-094SF-147

SF-185

SF-204

SF-188

Productor cerradoProductor abiertoInyector cerradoInyector abierto

SF-013

SF-085

SF-086

SF-094

SF-123

SF-171

SF-180

SF-185 SF-188




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Pro

du

cció

n d

e A

ceit

e, B

OP

D

Pro

du

cción

de Liq

, BP

D

Qo, Pruebas

Qo, Prom

Qw, Pruebas

Qw, Prom

Ql, Pruebas

Co

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de

Agu

a, %

WC, QAQC

WC, Formas 9

WC, Pruebas

pH

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Iones Ca+2

pH

Conductividad

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gua/

po

l, p

pm

Co

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rf. en aceite, p

pm

Surf. en agua

Surf. en crudo

Polímero



SF-013

SF-024

SF-085

SF-086

SF-090SF-093

SF-094SF-147

SF-185

SF-204

SF-188


SF-013

SF-085

SF-086

SF-094

SF-123

SF-171

SF-180

SF-185 SF-188




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Corte de Agua

Piloto ASP

- Disminución importante en el volumen deagua producida, reflejada en unadisminución del corte de agua en el sector.

- Tras el cierre del pozo donde laformulación irrumpió, se observa unarecuperación rápida soportada por lospozos vecinos.

- Los resultados en producción guardanconsistencia con el escenario desimulación.

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PROBLEMAS OPERACIONALES

� Precipitación de Inorgánicos

Falla del sistema de levantamientoBES en el pozo SF-93:Causas:- Irrupción de la formulación en el pozo.- Presencia del ion calcio.- Cambios drásticos de presión y temperatura en la entrada de la bomba.- Formación de Carbonato de Calcio en la etapas del sistema.

La precipitación de carbonatos representa un desafío para los proyectos ASP, y su manejo se hacentralizado en el diseño de material para sistemas de levantamiento y el uso de inhibidoresquímicos.

Referencias en la literatura:

SPE87469, SPE144893, SPE144826, SPE141410, SPE165815, SPE141551, SPE164058


� Pérdida de Inyectividad

Pozo Inyector – SF-85Se evidencia una pérdida gradual de la inyectividad, mediante el análisis de Hall se observa ladisminución progresiva de la admisibilidad del pozo.

Debido al pH de la formulación, de alrededor de 11, un tratamiento de estimulación se vuelve un procedimiento desafiante técnicamente.

PROBLEMAS OPERACIONALES

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� Diseño de sistemas de levantamiento eficientes para el manejo de fluidos altamente alcalinos y en ambientes propicios para la precipitación de inorgánicos.

� Diseño de estimulaciones en ambientes altamente alcalinos.

� Logística y manejo de altos volúmenes de química en superficie.

� Tratamiento de fluidos de producción.

DESAFÍOS OPERACIONALES


CONCLUSIONES

� El aseguramiento técnico previo, mediante evaluación experimental,trazadores entre pozos y optimización de la inyección de agua, esfundamental para el éxito de la tecnología ASP.

� La formulación ASP inyectada en el campo muestra un desempeño favorable,sin embargo se requiere de mayor evaluación para determinar su factibilidadtécnico- económica.

� El manejo de los pozos productores, en términos de sistemas delevantamiento, precipitación de inorgánicos y tratamiento de fluidos deproducción representa el mayor desafío operacional del proyecto.

� Es importante llevar a cabo un estricto programa de monitoreo y seguimientopara garantizar la correcta evaluación del proceso.

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