Tecnología y Productos
Elegir la tecnología y el producto correcto para reservorios individuales, y aplicarlo en el tiempo correcto, es extremadamente importante a la hora de maximizar la recuperación de petróleo.
Los Ingenieros y personal técnico de Tiorco, así como los técnicos de campo, agregan a los proyectos de IOR su extensa experiencia en tecnologías de recuperación mejorada de petróleo, obtenida con los trabajos en distintos reservorios del mundo. Esta importante experiencia se apoya con el uso de software, y el servicio de laboratorios in-situ.
Mejora
del barrido volumétrico a partir del uso
de Geles CDG- Tecnología UNIPERM®
La producción de petróleo en reservorios contemplados para la recuperación secundaria, deben ser estudiados previamente a la inyección de agua (waterflooding) para caracterizar las propiedades de las rocas y determinar con que eficiencia se barrerá.
Muchos exhiben un contraste de permiabilidad no-uniforme que resulta en una rápida canalización de agua hacia los productores más próximos, lo que conlleva a una ineficiente recuperación de petróleo.
Si un reservorio presenta un factor de Dykstra-Parsons mayor a 0.55, tienes una fuente de suministro de agua de inyección (<20,000 ppm TDS ), y es relativamente profundo, entonces una aplicación de inyección a largo plazo de un gel polimerico de dispersión coloidal debería ser considerado en una fase temprana en la vida del proyecto de inyección de agua.
El gel de dispersión coloidal (CDG) TIORCO UNIPERM® es un gel de polyacrilamida que se forma después de que entra al reservorio. Estos geles son formados por polímeros de baja concentración, capaces de entrar a la matrix de la roca y fluir en profundidad, mientras son absorbidos por la superficie de la roca. Así se alteran físicamente los caminos preferenciales del flujo, reduciendo la permeabilidad. Luego del tratamiento el reservorio se vuelve mas uniforme al paso del fluido, y rocas productivas de baja permeabilidad son contactadas.
Datos de un caso histórico indica que uno puede esperar Datos de casos históricos, indican mejoras por encima del 10% del POES con menos agua inyectada en un período más corto de inundación. (Figure 1).
Figura 1. Impacto sobre WOR en proyectos CDG resultando en un incremento de petróleo.
Literatura técnica adicional que describe esta tecnología para mejorar el barrido volumétrico se encuentra en:
• SPE 62610 - Laboratory Studies of In-Depth Colloidal Dispersion
Gel Technology for Daqing Oil Field
• SPE 89460 - Successful Field Pilot of In-Depth Colloidal
Dispersion Gel (CDG) Technology in Daqing Oil
Field
• SPE 27780 - In-Depth Colloidal Dispersión Gels Improve
Oil Recovery Efficiency
• SPE 55632 - Economics of In-Depth Polymer
Gel Processes
Mejora en el “Conformance” y “Water Shut-off” Technologias - WATER-CUT ®
TIORCO Water-Cut® representa la próxima generación en tecnología de geles poliméricos desarrollados específicamente para “water shut-off” en pozos productores y redireccionar el agua en los pozos inyectores.
La formulación del gel ofrece significantes mejoras sobre las primeras tecnologías. Primero, el entrecruzador “crosslinker” no es peligroso para el personal del campo; segundo, los geles son muy robustos, capaces de formarse en condiciones de reservorios muy extremas, tales como altas concentraciones de SH2, CO2, sólidos disueltos, y altas temperaturas (> 130ºC). y tercero, la mezcla y aplicación de estos productos (polímero & entrecruzador) en el campo, es directa y no requiere la tediosa y complicada labor que antes se requería.
Si los proyectos de inyección de agua maduros, muestran eficiencias de recuperación menores a 35% del petróleo original en sitio (POES ), existe canalización de los fluidos, alto caudal y baja presión en inyectores, o alto corte de agua en los pozos productores, la tecnología TIORCO Water-Cut ® puede ser la mejor opción para la corrección de estos problemas (Figura 2). En el caso de pozos productores con empuje natural de agua, responden particularmente bien a las tecnologías de “water shut-off”, reduciendo el corte de agua y bajando los niveles de fluido, permitiendo una mejora en la producción de petróleo.
Para una descripción técnica más completa de esta tecnología, por favor refiérase a los siguientes trabajos:
• SPE/DOE
27779 - Applications and Results of Acrylamide-Polymer/Chromium
(III) Carboxylate Gels
• SPE
29475 - Water Shutoff Through Fullbore
Placement of Polymer Gel in Faulted and in Hydraulically
Fractured Producers of the Prudhoe Bay Field
• SPE
99379 - Improving Volumetric Sweep Efficiency
with Ploymer Gels in the Cuyo Basin of Argentina
• SPE
94096 - The Kansas Arbuckle Formation:
Performance Evaluation and Lessons Learned from
More
Than 200 Polymer-Gel Water-Shutoff Treatments
• SPE 75161 - Conformance Improvement with
Low Concentration Polymer Gels in a Heterogeneous
Multi-Layer Reservoir
• SPE 80201 - Non-Selective Placement of
a Polymer Gel Treatment to Improve Water Injection
Profile and Sweep Efficiency in the Lagomar Field,
Venezuela
• SPE 101718 - A Review of Over 100 Polymer
Gel Injection Well Conformance Treatments in Argentina
and Venezuela: Design, Field Implementation and
Evaluation
Figura 2 - Efecto sobre WOR , en pozos inyectores sometidos a la inyeccion de geles ( WATER-CUT ® ) .
Estabilizción permanente de arcillas en pozos inyectores- TIOR-KOH ®
Muchos reservorios de baja permeabilidad contienen arcillas que se hinchan y migran al ser inundados con agua. Cuando esto ocurre, la inyección del fluido es restringida y daños en las cercanías del pozo ocurren. Así, la eficiencia de la inyección es altamente reducida y el costo incremental de recuperación de petróleo aumenta debido a que esta es directamente proporcional al caudal de inyección de agua. La fabricación de una salmuera sintética para una inyección a largo plazo es demasiado costosa, y los tratamientos catiónicos para la estabilización de arcillas son satisfactorios en un corto período de tiempo antes de que el daño empiece a ocurrir.
El proceso TIOR-KOH ® , hace reaccionar el hidróxido de potasio líquido con la roca cercana al pozo inyector estabilizando en forma permanente las arcillas, inmovilizándolas y evitando su hinchamiento.
En efecto, el tratamiento alcalino ha incrementado el radio de inyección, permitiendo que el agua de inyección penetre más profundamente en el reservorio donde la velocidad reducida de flujo, no causa daño a la arcilla.
Adicionalmente, el agregado continuo de químicos de imbición en el agua de inyección trabaja sinergicamente mejorando la penetración de agua dentro de la roca productora. TIORCO ® 535 reduce el Ángulo de contacto entre el agua de inyección y la roca reservorio, permitiendo así al agua entrar en las gargantas porales que normalmente restringen la entrada del agua. Así, más petróleo de la roca reservorio es barrido mejorando la recuperación de petróleo incremental.
Datos de casos históricos de pozos inyectores pertenecientes al mismo yacimiento, tratados y no tratados, dan cuenta del incremento del agua de inyección producidas por el proceso TIOR-KOH®, un rápido llenado del reservorio, un reestablecimiento de la presión de reservorio y un incremento en la producción de fluido (Figura 3). El paper que a continuación se menciona describe la tecnología de TIOR-KOH® y el proceso.
• SPE 60307 - Experience Gained From 318 Injection
Well KOH Clay Stabilization Treatments
Control de la movilidad - HI- VIS ®
Mientras que se espera que la inyección de agua en un reservorio homogéneo, barra el petróleo en forma uniforme hacia los productores, una relación de movilidad adversa generaría adeudamiento y en consecuencia una pobre eficiencia areal de barrido asociado a una prematura aparición del frente de agua en los productores. Si el petróleo presenta una relación de movilidad mayor a 2, la viscosidad del agua de inyección y las características del flujo deberían ser modificadas para que se parezcan mas a la del petróleo.
La tecnología TIORCO HI-VIS ® utiliza poliacrilamida de alta calidad a bajas concentraciones bajo inyección continua para producir un banco de fluido de inyección que permanecerá detrás del aceite. El volumen de HI-VIS® es diseñado para producir una zona frontal de desplazamiento para maximizar la eficiencia de recuperación.
Para determinar la aplicabilidad de la tecnología HI- VIS ®, los ingenieros de Tiorco estudian los datos de reservorio provistos por el cliente y realizan un análisis de laboratorio del petróleo. Después, distintas corridas con simuladores propios y comerciales son necesarias para determinar una proyección de la recuperación del petróleo y su viabilidad económica.
Recuperación de petróleo residual–Polimeros Alkalinos y Surfactantes (ASP)-Tecnología- TIOR-CO3 ®
La implementación apropiada en conjunto con el seguimiento adecuado, el proceso de recuperación secundaria mejorara significativamente la eficiencia de recuperación de petróleo, reduciendo así el costo global de reservas producidas.
Sin embargo, en algunos reservorios, ni siquiera un método de recuperación de petróleo bien diseñado movilizará todo el petróleo recuperable que es contactado por el fluido inyectado. El producto TIOR-CO3® permite que el petróleo residual saturado en el reservorio se mueva y por ende ser producido.
Muchos petróleos crudos son reactivos a agentes alcalinos y agentes surfactantes; es decir, que el uso de fluidos de inyección con estos agentes lograran desprender el petróleo residual de las rocas reservorio.
Si el análisis del petróleo indica que la tensión interfacial entre el petróleo y la roca reservorio puede reducirse por lo menos 100 veces con un fluido alcalino y/o surfactante de manera económica, entonces se puede esperar aumentar la recuperación entre un 3 - 15 %.
Las pruebas de laboratorio, representan el primer paso para determinar la factibilidad de la inundación con polímeros alcalinos / surfactantes. Si el crudo es reactivo, entonces el operador puede continuar el estudio con el laboratorio para cuantificar la cantidad de petróleo residual a liberar de la roca.
Papers de referenciar.
• SPE
17801 - Performance Data Through 1987 of the
Isenhour Unit, Sublette County , Wyoming , Polymer-Augmented
Alkaline Flood
1.
JPT, Febrero 2006, paginas 84-89 Advances in Polymer
Flooding and ASP Processes in the People's Republic
of China
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