Presentaciуn de Tecnologнa BrightWater

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Presentación de Tecnología BrightWater
Por Staff Técnico de Nalco
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Agenda

• Historia.
• Qué es BrightWater?
• Qué no es?
• Para qué sirve BrightWater?
• Cómo trabaja BrightWater?
• Qué pasa en el reservorio y a nivel de poros?
• Cómo se inyecta BrightWater?
• Aplicaciones en campo Ejemplos.
• Características selección buenos pozos
  candidatos.
• Información necesaria para elaborar una
  propuesta.
• Cómo se diseña un tratamiento con BrightWater?
• Test / Estudios a realizar para definir un
  tratamiento.
• Cómo se diseña la operación?
• Controles.
• Herrameintas para Optimización / Estimación.
• Etapas del Ensayo / Cronograma Tiempos Ensayo.
• Consideraciones recuperación petróleo.
• Soporte disponible de NALCO.

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BrightWater Historia

• Historia de la molecula
• BrightWater, comenzó como un proyecto de BP en
  1997.
• Fué considerado un proyecto de alto potencial y
  con una necesidad de inversión en RD elevada,
  por lo que fué elevado a un consorcio de
  productoras conocido como MoBPTeCh para su
  desarrollo.
• Nalco fué seleccionado como el socio químico de
  el consorcio como la Compañía capaz de
  desarrollar y fabricar la molecula,
  incluyendoselo en el consorcio como un socio
  igualitario.
• BP
• 1998 Mobil, BP, Texaco, Chevron Nalco
• Hoy BP, Chevron, Nalco

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Qué es BrightWater?

• BrightWater es una tecnología que mejora la
  eficiencia de barrido, la particula bloquea la
  zona ladrona dentro del reservorio forzando al
  agua de inyección a recorrer zonas que aún no han
  sido barridas mejorando de este modo el factor de
  recuperación de petróleo.

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Qué es BrightWater?

• BrightWater como producto es un sólido en
  suspensión disperso en un solvente orgánico.
• La media del tamaño de partícula varía entre
  0,3-0,5 micrones.
• El activo de la dispersión es el orden de 30.

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Qué es BrightWater?

• La partícula antes de activarse es inerte.
• No incrementa la viscosidad del agua ni se
  adsorbe en la formación.
• Son mas pequeñas que los poros de la formación en
  la que se inyecta.
• Las partículas activadas son taponantes.
• Incrementan la viscosidad de la solución, lo que
  muestra que las partículas ahora interactúan
  entre sí.
• Esta interacción entre las partículas, junto con
  la adsorción en la roca se conjugan para
  restringir el flujo de agua en el reservorio.
• La restricción puede ser permanente.

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Inerte BrightWater (antes de la inyección)
Activado
Tiempo y temperatura
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BrightWater Qué no es?

• BrightWater no viscosifica el agua, no es el
  clásico polímero viscoso.
• La viscosidad del producto durante la inyección
  es muy similar a la del agua de mar.
• No lo daña el esfuerzo cortante durante la
  inyección.
• Se activa luego de un tiempo sometido a una
  temperatura determinada, este tiempo puede
  seleccionarse y por ende seleccionar su posición
  en el reservorio. TIEMPO y TEMPERATURA son
  entonces las variables fundamentales para el
  diseño del tratamiento y selección del producto.
• No requiere equipo de dosificación especial,
  salvo para atender las condiciones de caudal y
  presión necesarias.

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Para qué sirve BrightWater?

• Objetivos típicos del tratamiento
• Mejorar la conformación vertical desviando el
  agua de una capa ladrona.
• Mejorar el barrido vertical y horizontal
  desviando el agua de un canal.
• Disminuir la recirculación del agua

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Con la aplicación de la tecnología BrightWater
partículas de nivel sub-micronicas son inyectadas
profundamente dentro del reservorio, donde se
activan y taponan la formación. Estos bloqueos
ocurren preferentemente en las capas de mas alta
permeabilidad (ladronas) y mas barridas, la
ocurrencia del bloqueo fuerza al agua a recorrer
caminos alternativos y de esta forma barrer zonas
que aún no han sido barridas, incrementando de
esta forma la producción.
Cómo trabaja BrightWater?
BrightWater antes de su activación
BrightWater luego de su activación
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Cómo trabaja BrightWater?
Water Injector
Oil Producer
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Cómo trabaja BrightWater?
Water Injector
Oil Producer
Irrupción de agua de inyección en una zona
verticalmente aislada.
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Cómo trabaja BrightWater?
Water Injector
Oil Producer
Las zonas verticalmente aisladas pueden ser
bloqueadas en el wellbore para prevenir/disminuir
la producción de agua.
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Cómo trabaja BrightWater?
Water Injector
Oil Producer
Patch, plug or gel
Si las barreras para el flujo vertical estan
ausentes, el agua hace un bypass al bloqueo.
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Cómo trabaja BrightWater?
Water Injector
Oil Producer
El BrightWater puede ser inyectado profundo en el
reservorio.
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Cómo trabaja BrightWater?
Water Injector
Oil Producer
Si no existen barreras para el flujo vertical y
se realizan modificaciones al perfil del flujo
profundo en el reservorio, el agua es desviada a
zonas que aún no han sido barridas.
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Qué pasa en el reservorio?

• El material de BrightWater es hidrofílico y
  quiere adsorber agua.
• Esto no puede ocurrir cuando el material esta en
  su estado inactivo y sus enlaces internos aún son
  fuertes.
• Con el tiempo y la temperatura los enlaces
  comienzan a romperse.
• Cuando la cantidad de enlaces es baja, el proceso
  se acelera (no hay suficiente cantidad de enlaces
  para ofrecer resistencia).
• Cada partícula entonces se expende muy
  rapidamente y adsorbe agua.

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Qué pasa en el reservorio?

• Las propiedades cambian completamente la
  partícula comienza a ocupar mucho espacio e
  incrementa la viscosidad del agua.
• Las partículas pueden ahora interactuar entre
  ellas y con la roca del reservorio, taponando las
  gargantas porales y restringiendo el flujo, de
  este modo obliga al agua a tomar otro camino.
• En el laboratorio se ha observado que si se
  aplica un gradiente de presión suficientemente
  grande, el bloque de BW activado se puede mover
  en un ensayo corona.
• Sin embargo, es muy poco probable que en el
  reservorio se den gradientes tan elevados.
• Por lo que el bloque es muy difícil de mover y es
  permanente.

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Qué pasa en el reservorio?

• La partícula puede ser diseñada para que se
  hidrolize lentamente si el pozo candidato
  requiere que se expanda profundamente dentro del
  reservorio y la temperatura del mismo es elevada.
  
• Si se necesita tratar un reservorio mas frío o
  con tiempo de tránsito mas corto, se puede
  seleccionar un producto con velocidad de
  activación mayor.

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Mecanismo a nivel de poro
Diámetro 0.1 a 1 micrón
Reversibles crosslinks
Permanentes crosslinks
La partícula se expande a medida que los
crosslinks reversibles se revierten, la presencia
de crosslinks irreversibles previene la
descomposición de la misma.
Representación de una partícula de 5 micrones en
una garganta poral.
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Cómo se inyecta BrightWater? Esquema de
inyección
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Qué pasa en el reservorio?

• El tamaño de partícula de el producto no
  activado es en promedio de 0,2 micrones de
  diámetro.
• El tamaño de garganta poral es mayor que este
  diámetro. (alrededor de 10 micrones para una
  arenisca de 500 mD).
• La densidad del producto BrightWater (partículas
  y solvente) es cercana al agua de mar.
• Las partículas del producto activado son mas
  densas que el agua de mar.
• Durante la inyección, el dispersante remueve la
  fase hidrocarburos y asegura que las partículas
  permanezcan separadas.
• Las partículas son tan pequeñas que el
  movimiento Browniano asegura que las mismas no
  precipiten.

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Aplicaciones de campo - Ejemplos
Chevron Minas Indonesia 2001 (1 pozo) Ensayo
técnico exitoso(SPE Paper 84897) BP Arbroath
North Sea 2002 (1 pozo) Aplicado exitosamente-
El Yacimiento fué vendido a Talisman BP Mine
Point Alaska 2004 (1 pozo) Resultados positivos
(79,000 bbls petróleo incremental Mayo 07) BP
Prudhoe Bay Alaska 2005 ( 3 pozos) Resultados
positivos (410,000 bbls petróleo incremental Mayo
07) Chevron Strathspey North Sea 2006 (1
pozo) Resultados positivos Pan American Energy
Argentina 2006 (6 pozos) Resultados positivos
(reducción de la producción de agua en
1200bpd) (SPE Paper 107923) BP Tangri
Pakistan 2006/2007 (3 pozos) Sin datos a la
fecha.
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Aplicación en Indonesia
25
Aplicación en Sud América
26
Aplicación en Sud América
Historia de producción Well-1
Historia de producción Well 2
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Aplicación en Alaska

• Pozos productores muestran corte de agua
  relativamente a bajos-medios caudales inyectados.
• Se determinó un patrón de conectividad.
• 3 pozos tratados.
• Respuesta de petróleo predicha para fines de 2005
  y observada.
• Otros tratamientos planificados para 2007 2008
• Temperatura de agua de inyección entre 50C-65C.

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Aplicación en Alaska
29
Aplicación en Alaska

• Se trató primero un par inyector-productor. Luego
  3 pozos más.
• 10 ft espesor, 800 mD, 23 porosidad causaron
  irrupción de agua en 170 días.
• Propiedades de reservorio promedio100 mD, 18 -
  23 porosidad
• Temperatura de reservorio 175F, agua de
  inyección a 120 F
• Se utilizó EC9368A Bright Water (activación 167
  175 F) y EC9360A como dispersante

• 60.8 tons Bright WaterTM con 30.4 tons de
  dispersante fueron utilizados sin cambio en la
  inyectividad.

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Aplicación en Alaska
Total oil rate (bopd) from Well with Bright Water
trial.
Oil rate (bopd)
2
3
/
0
4
/
2
0
0
4
2
3
/
0
4
/
2
0
0
5
2
3
/
0
4
/
2
0
0
6
Date
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Aplicación en el Mar del Norte

• Producción de petróleo y gas del grupo Brent.
• Profundidad promedio 9250 ft TVD SS
• Espesor promedio 78 ft
• Porosidad promedio 22
• Permeabilidad promedio 500 to 3500 mD
• Gravedad del crudo API 39.0
• Temperatura de reservorio 212 F
• Se bombearon 1000 bbls de polímero mas
  dispersante en una línea de 20 kms bajo el mar.
• En los primeros 12 meses se recuperaron 127,000
  bbls extras de crudo.

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BrightWater (North Sea September 2006)
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Características para la selección de buenos pozos
candidatos

• Reservorios areniscas.
• Composición geológica tal como canales fluviales
  o multicapas con contrastes de permeabilidades.
• Mallas o zonas con alto corte de agua con bajos
  volumenes porales inyectados (irrupción de agua
  de inyección)
• Mallas con petróleo remanente y sin barrer
  (bypass) debido a variaciones en la
  permeabilidad.
• Petróleo remanente OOIP por lo menos10 para el
  repago del proyecto.
• Tiempos de tránsito entre los inyectores y
  productores de al menos 30 días o superiores.
• Gradiente de permeabilidad entre el agua de
  inyección y la temperatura de reservorio es
  deseable. (10C sería un muy buen valor)
• Permeabilidad de la capa ladrona entre 100mD a
  500 mD (se ha trabajado hasta 2 D).

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Información necesaria

• Primera etapa Selección pozos candidatos
• Mapa del sector, mostrando todos los productores
  e inyectores de la malla.
• Historia de inyección y producción (agua y
  petróleo). Presiones de inyección y producción
  (fondo de pozo si fuese posible)
• Perfiles de inyección e información de
  trazadores.
• Indicación del problema sospechado Capa ladrona
  o canalización.
• Factor de recuperación actual.
• Presión de reservorio actual.

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Información necesaria

• Reservorio
• Ubicación y conectivades de los pozos de la
  malla.
• Posición /Existencia de fronteras para el flujo.
  Fallas, fallas conductivas, etc.
• Soporte de acuifero si existe. Ubicación del
  mismo.
• Mapas de permeabilidad vs. profundidad si
  existen.
• Capas del reservorio productivas.
• Espesores de capas.
• Mapa de porosidad.
• Relación de permeabilidades horizontal/vertical
  para cada capa.
•  
• Pozos 
• Información de completación del pozo.
• Información de capas presentes en cada pozo.
• Diámetro interno de pozos en zonas completadas.
• Existencia de fracturas, pérdida de lodos al
  perforar, produccón de arena o daño de la
  formación.

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Información necesaria

• Propiedades Iniciales
• Presión inicial a una profundidad determinada.
• Temperatura inicial.
• Sauración de petróleo inicial en cada capa.
• Presencia y ubicación de gas en cada capa.
• Fluidos
• Viscosidad del petróleo a la temperatura del
  reservorio
• Densidad del petróleo a la temperatura del
  reservorio.
• Compresibilidad del petróleo- Capacidad
  calorífica y conductividad si se dispone.
• Salinidad del agua de formación.
• Salinidad del agua de inyección (actual y pasada
  si fue variando)
• Curvas de permeabilidad relativa.
• Presión capilar si se dispone.
• Temperatura del agua de inyección (actual y
  pasada si fue variando)
• Límites de operación
• Presión máxima de inyección en boca de pozo
• Presión mínima de flujo de fondo de pozo.
•  

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Cómo se diseña un tratamiento con BrightWater?

• El tiempo antes de la activación puede ser
  seleccionado.
• La fuerza del bloqueo puede ser seleccionado.
• Un bloqueo completo de la capa ladrona no siempre
  es necesario.

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Cómo se diseña un tratamiento con BrightWater?

• Qué usar?
• Depende del tiempo y la temperatura.
• Las caracteristicas del agua también influyen.
• 2) Cuánto usar?
• Análisis económico básico.
• La simulación nos entrega cuanto vamos a
  recuperar en función de la fuerza del bloqueo.
• Generalmente se trata 3 a 30 del volumen poral
  de la zona ladrona.

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Qué test/estudios debemos realizar para definir
el tratamiento?

• Definir el tiempo de tránsito Trazadores?
• Definir donde se encuentra el frente de
  temperatura Simulación?
• Simulación y modelado para un diseño detallado
  del tratamiento, incluyendo sensibilidad.
• Test de laboratorio para determinar la capacidad
  de bloqueo del producto en las condiciones dadas.
• Sandpack test (tiempo de activación, factor de
  resistencia)
• Ensayo corona (inyectividad, factor de
  resistencia)
• Ensayo de botella (curva de viscosidad, tiempo de
  activación)

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Cómo se diseña la operación?

• Minimizar costos
• Material volumen/costo.
• Logística.
• Tamaño de bomba.
• Tiempo de bombeo.
• 2) Maximizar la recuperación de petróleo
• Distancia óptima del bloque al inyector.
• Fuerza del bloqueo (concentración de producto).
• Respuesta rápida.

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Controles

• 1) Definir producto BrightWater
• Tiempo entre la inyección y la activación
  (depende de la temperatura, salinidad y pH del
  agua)
• 2) Concentration BrightWater
• Fuerza del bloqueo

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Herramientas para optimización/estimación

• 1) Simulación numérica
• 2) Planillas para cálculo de la concentración
  adecuada.
• Aproximaciones basadas en simulaciones previas.
• 3) Analogías
• Respuesta a trabajos previos.

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Etapas del Ensayo
Realizar test de trazadores si se requiere
Completar cuestionario BW
Test de laboratorio (si se requiere).
Orden de compra productos.
Recolección de datos
Preparar el punto de inyección y skid
Test de presión
Resultados de trazadores
Foco en los pozos target.
Simulación para confirmar los parámetros del
tratamiento y beneficios del mismo
Trazadores post tratamiento?
Selección del producto
Inyección de producto
Evaluación preliminar de costos/beneficios
Aprobación del proyecto
Cálculo de tratamiento Tamaño del batch y
Tiempo de bombeo.
Lecciones aprendidas
Propuesta técnica (soporte de deciltión)
Análisis de riesgo (compatibilidad química, etc)
Confección de AFE
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Cronograma tiempos ensayo
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De acuerdo a estudios previos, la recuperación de
petróleo será menor (y estará en el extremo
inferior) si .

• El factor de recuperación por secundaria ya es
  alto.
• La irrupción de agua fue lenta (encima de 0.2 PV
  inyectados en el área local)
• La viscosidad de petróleo es muy baja (el agua
  no recupera)
• Hubo campaña exitosa y extensa de in-fill
  drilling
• La temperatura de reservorio y del agua de
  inyección no tienen diferencias.
• No existe estructura vertical en el reservorio.

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La recuperación de petróleo será mayor si .

• El factor de recuperación por secundaria es bajo
  luego de inyectado un caudal significativo de
  agua (lt15 OOIP a 1.5PV).
• La irrupción de agua fué rápida (antes de 0.1 PV
  inyectados).
• La viscosidad del crudo es media-baja (4-15
  veces la del agua a condiciones de reservorio).
• No hubo campaña de perforación in-fill.
• Existe un amplio gradiente de temperatura entre
  el agua de inyección y el reservorio.
• Existe conectividad.
• Los perfiles de inyección muestran que la mayor
  parte del agua ingresa a una zona ladrona.
• Los datos de irrupción de agua, trazadores o
  test de pulsos de presión muestran que existe
  conección desigual entre el inyector y los
  productores que lo rodean.

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Recursos disponibles de Nalco

• BrightWater es un unidad de negocio aparte de
  NALCO Energy Services
• Cuenta con
• Contacto desarrollo de aplicaciones.
• Laboratoristas para desarrollo de productos y
  ensayos de laboratorio (compatibilidad, selección
  de producto).
• Laboratorios de terceros para estudios
  especiales (sandpack test, ensayo corona).
• Reservoristas para simulaciones y modelados.
• Servicio de aplicación propio.
• Sinergía con personal de OFC.