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

INTRODUCCION

Emplazamiento Geográfico

• Pozos Productores: 3048

• Pozos Inyectores: 584

• Prod Neta: 14.6 Mm3pd

• Inyección Agua: 165 Mm3pd

• Proyectos WF : 64

• Prod Gas: 8 MMm3pd

• Prod Bruta: 180 Mm3pd

INTRODUCCION

Información Producción

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

• 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.

Objetivo

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

Situación Inicial

6

Pobre eficiencia de barrido

Inyección convencional

Bajo factor de recuperación

Zonas con alta So sin barrer

Canalización

Canalización

Metodología Utilizada

7 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.

8

Metodología Utilizada

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

Beneficios potenciales

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.

¿Es insuficiente la inyección convencional?

gow - tensión interfacial petróleo/agua

Dp - diferencial de presión entre la

interface de petróleo/agua en

condiciones de flujo estático

(Darcy).

Agua

p+Dp

r

Grano

Dp ~ gow/2r (Ecuación Laplace)

Presión del

Petroleo= p

Grano

Petroleo

Direccion normal del flujo

l

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.

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Dinamismo pulsante

grain

Petroleo

Agua

Agua

a

a

a

a

A

d

Paso

libre

Spl

pd D

Fuerza Estática Fuerza Dinámica

p A

a m

A

F

D D

A = zona de paso

F = nueva fuerza

m = masa del

fluido

a = aceleración

DpS +DpD > g/2r

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.

Selección del Proyecto

11

CAPA E-1

Ubicación y selección del Proyecto

Las Flores Norte

11/2012 03/2013

5. Ampliación del

proyecto

4. Resultado final

del piloto

Plan de Trabajo

2. Instalación de herramientas

1. Definición de Curvas Base

3. Seguimiento de

producción

08/2012 06/2013 12/2013 09/2014

Presentación de la Tecnología y estudio

de Factibilidad

02/2012

6. Conclusiones

Finales

12

• 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 (200 – 260 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.

Selección del Proyecto

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Características del Bloque

Inicio WF Feb-92

Inyectores LF-A, LF-B y LF-C

Productores asociados LF-1, LF-2, LF-3, LF-4, LF-5 y LF-6

Producción de líquido 665 m3/d

Producción de petróleo 24 m3/d

Caudal de inyección 440 m3/d

Presión media original 63 kg/cm2

Permeabilidad media 200 a 260 md

Presión de inyección 15 kg/cm2 (213 Psi)

Densidad petróleo muerto

0.924 g/cm3 (21.6 °API)

Soa 57%

Fr prim actual 4%

FR sec actual 3.5%

(Frp + Frs) 2047 17%

VP 1128 Mm3

Porosidad media 24%

Distanciamiento promedio 460m

VP inyectados 42%

Viscosidad 12 cp a temp reserv (38°C)

Espesor promedio 6 m

Balance Qwiny/Qliq 1.1

14

Zona Centro

Zona Norte

Bloque y patterns de implementación tecnología

15

Bloque y patterns de implementación

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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.

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• 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.

Herramienta Mecánica:

18

LF-A LF-B LF-C

Esquema Inyectores

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Corte Zona de implementación – Capa E1

E1

E1 E1

E1 E1

E1

E1

E1

20

Situación Mejorada

Producción Bloque

1.0

10.0

100.0

01/0

1/0

8

01/0

1/0

9

01/0

1/1

0

01/0

1/1

1

01/0

1/1

2

01/0

1/1

3

01/0

1/1

4

01/0

1/1

5

01/0

1/1

6

01/0

1/1

7

01/0

1/1

8

01/0

1/1

9

01/0

1/2

0

01/0

1/2

1

01/0

1/2

2

01/0

1/2

3

01/0

1/2

4

01/0

1/2

5

01/0

1/2

6

01/0

1/2

7

01/0

1/2

8

01/0

1/2

9

01/0

1/3

0

TOTAL qo[m³/DC] qo[m³/DC]

Comparación Acumuladas

70000

80000

90000

100000

110000

120000

130000

140000

150000

160000

170000

180000

01/0

1/1

1

01/0

1/1

2

01/0

1/1

3

01/0

1/1

4

01/0

1/1

5

01/0

1/1

6

01/0

1/1

7

01/0

1/1

8

01/0

1/1

9

01/0

1/2

0

01/0

1/2

1

01/0

1/2

2

01/0

1/2

3

01/0

1/2

4

01/0

1/2

5

01/0

1/2

6

01/0

1/2

7

01/0

1/2

8

01/0

1/2

9

01/0

1/3

0

Acum Oil Inc [m3] Acum Oil Bas [m3]

Pronósticos de Producción Total y Acumulada

Indicadores Económicos

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.

Resultados

21

Resultados

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23

Resultados

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Resultados

25

Resultados

26

Ampliación del proyecto

11 Productores asociados

CH-11

CH-30

CH-63

LF-24

PLF-8

PLF-17

PLF-18

PLF-19

PLF-21

PLF-206

PLF-211

PLF-220

PLF-221

PLF-842PLF-847

ULF-1

ULF-2

ULF-3

ULF-4

ULF-5

ULF-6

ULF-7ULF-8

ULF-9

ULF-10

ULF-11

ULF-12

ULF-13

ULF-14

ULF-15

ULF-17

ULF-18

ULF-19

ULF-20

ULF-21

ULF-22

PLF-223

PLF-227

PLF-867

PLF-875

PLF-883

PLF-879

PLF-883b

PLF-884

PLF-893(d)

PLF-894

PLF-898

PLF-909

PLF-898(I)

PLF-910

PLF-939   

OIL

INJECTOR

LOCATION

SHUT-IN-OIL

ABANDONED-OIL

ABANDONED-GAS

ABANDONED-WATER

DRY

Bajo tapón

Abierta

Cementada

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

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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”

28

Muchas gracias por su atención

Pan American Energy – UG Golfo San Jorge