DISE

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DISEÑO, SEGUIMIENTO Y EVALUACION DE PROYECTOS DE
INYECCION DE POLIMEROS, MEDIANTE
TRAZADORESCarlos SomarugaFacultad de
IngenieríaUniversidad Nacional del
ComahueNeuquén, Argentina
2
Diseño de proyectos de inyección de
polímeros Factores claves

• El objetivo esencial de los proyectos de
  inyección de polímeros es aumentar el factor
• de recuperación de petróleo a partir del
  re-direccionamiento de la inyección de agua
• hacia zonas previamente no barridas (o mal
  barridas). Esto se logra al reducirse la
• relación de movilidades entre el agua y el
  petróleo por el incremento de la viscosidad
• del agua en las zonas contactadas por el
  polímero.
• El éxito técnico y económico de estos proyectos
  depende de la correcta selección
• de los reservorios, de los polímeros y del
  apropiado dimensionamiento de los bancos
• de solución polimérica.
• Brevemente, los principales factores a tener en
  cuenta son
• Saturación de petróleo debe ser suficiente para
  garantizar el retorno del proyecto.
• PH del agua de inyección y reservorio.
• Temperatura del agua de inyección y reservorio.
• Contenido de iones del agua del reservorio

Controlan el tiempo de activación del polímero
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Diseño de proyectos de inyección de
polímeros Factores claves

• Contenido de sólidos en el agua de inyección
  pueden ser encapsulados
• por el polímero y producirse grumos que
  taponan las instalaciones de inyección
• Población bacteriana (cantidad y calidad) pueden
  degradar el polímero.
• Canalizaciones
• En principio, constituyen un factor favorable
  para el éxito de los proyectos de
• inyección de polímeros ya que son la
  evidencia mas fuerte de baja
• eficiencia de barrido (y de probables
  saturaciones atractivas de petróleo
• en los alrededores).
• Sin embargo, si no son corregidas, conducen
  rápidamente el polímero hacia
• los pozos productores, anulando o limitando
  su acción correctiva.

4
Diseño de proyectos de inyección de
polímeros Dimensionado
Concentración de polímero Se determina en
función del alcance o profundidad de diseño del
tratamiento y depende de la permeabilidad del
reservorio. En general, cuanto mayor es la
permeabilidad de la zona que se desea corregir,
mayor debe ser la concentración de polímero.
Esto significa una mayor resistencia del frente
de polímero hidrolizado. La bibliografía
consultada revela un rango de entre 100 y 1000
ppm (microgeles) y 1500 a 10000 ppm (geles
obturantes). Volumen a inyectar Depende del
volumen que se pretende contactar. Los
tratamientos realizados en Argentina han
significado inyecciones de polímero inferiores al
10 del volumen poral del reservorio. No
obstante la experiencia en el mundo nos muestra
inyecciones de hasta el 80 del volumen poral.
Parámetro ppm .VP Un criterio orientativo está
representado por el producto de la concentración
del polímero y el volumen inyectado, referido al
volumen poral del reservorio.
5
Diseño de proyectos de inyección de
polímeros Dimensionado
Se considera que cuanto mayor es el producto
ppm.VP, mayor será el factor de recobro. Sin
embargo esto no es tan lineal. Evidentemente hay
otros factores.
Tomado de Debons F.E. and Braun R.W. Polymer
flooding Still a Viable IOR Technique, 8th
European IOR Symposium, Vienna, Austria 15-17
May, 1995.
6
Diseño de proyectos de inyección de
polímeros Resumen

• En síntesis
• Habiendo evidencia de saturaciones de petróleo
  atractivas y luego de
• relevarse los datos de PH, salinidad,
  temperatura, sólidos en suspensión
• y población bacteriana, creemos esencial
• Comprobar la existencia (o ausencia) de
  canalización de la inyección.
• Evaluar el volumen de la zona a tratar.
• Evaluar la permeabilidad promedio de la zona a
  tratar.
• Evaluar la distribución de tiempos de transito
  del agua de inyección.

Y los trazadores pueden darnos una mano.
7
Flujo de trazadores Con canalización de la
inyección
Sin saturación de petróleo en la zona barrida
pero con alta saturación de petróleo en las
zonas contiguas
8
Flujo de trazadores Sin canalización de la
inyección
Con saturación de petróleo distribuida mas o
menos uniformemente en el reservorio
9
Registros de trazadores
Trazador canalizado
Ambos registros corresponden a casos reales
Trazador sin canalizar
10
Registros de trazadores
mrec ()
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
11
Registros de trazadores Parámetros
característicos
truptura
tmedio
Los dos tiempos característicos están asociados
a truptura a la permeabilidad de
la zona contactada por el
trazador tmedio al volumen acuatizado de la
zona contactada por el trazador.
12
Evaluación de zonas contactadas por el agua de
inyección
El volumen acuatizado (contactado por el
trazador) puede calcularse con
Y la permeabilidad de esa misma zona, con (1)
__________________________________________________
__________________________________________ 1.-
Felsenthal M. How To Diagnose a Thief Zone.
Journal of Petroleum Technology, 839-840, July,
1973.
13
Tiempos de transito del trazador vs. tiempo de
activación del polímero
El 40 del trazador ha salido antes del supuesto
tiempo de activación. Si hubiese sido el
polímero, se perdía.
Popping time ?
14
Caso Testigo
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Malla Propuesta
631
531
552
700
642
242
14
341
441
100
942
51
92
En ese momento se inyectaban en la zona de
interés unos 164.7 m3/d.
16
Distribución trazador antes inyección gel
631
(0.35 estable)
(0.18 creciente)
531
(0.95 estable)
(1 creciente)
552
700
(6 estable)
(0.16 estable)
642
242
14
(0.00)
(0.42 estable)
341
441
100
(0.00)
942
51
(0.00)
(3.88 estable)
92
Se han resaltado los pozos mas canalizados 642
(con recuperación acumulada de trazador próxima
al 6 ) y 942 (con recuperación acumulada de
trazador próxima al 4). El resto de los pozos
con detección de trazador tuvieron recuperaciones
acumuladas inferiores al 1 por pozo, en algunos
casos crecientes y en otros ya estabilizadas. La
recuperación fraccional acumulada total resultó
13.01
(0.07 estable)
17
Recuperación fraccional diaria de trazador
Las primeras detecciones se produjeron los días
31 y 37 en los productores 642 y 942
respectivamente. Luego, hubo una nueva detección
en el 552 (día 101) aunque es probable que el
trazador hubiere llegado a este pozo próximo al
día 80 (no se muestreó este pozo entre los días
69 y 101). También se registraron detecciones de
menor cuantía en los pozos 92, 531, 631, 341,
242 y 700.
92 531 631 341 242 642 942 552 700
18
Recuperación fraccional acumulada de trazador
92 531 631 341 242 642 942 552 700
T1/2 (642) 160 días T1/2 (942) 168 días
Tal como ya se mencionó, viendo las
recuperaciones acumuladas, sobresalen claramente
las de los pozos 642 y 942, en los que se habían
alcanzado recuperaciones acumuladas próximas al
6 y 3.9 respectivamente. Se indican en el
grafico los correspondientes tiempos medios de
transito (asociados al 50 de cada acumulada).
19
Simulación distribución trazador antes inyección
gel
631
531
552
700
642
Zonas acuatizadas conectando pozos (flujos mas
rápidos)
242
14
341
Se consideró en la simulación que el 13.5 del
caudal inyectado (extrapolado a partir de la
recuperación total de trazador) llegaba, sin
empujar petróleo, a los productores indicados por
el trazador (principalmente 642, 942, 552 y 700).
Los pozos con muy bajas recuperaciones de
trazador no alcanzan a se representados debido a
que cada tubo de corriente conduce el 1 del
trazador inyectado. Se desconoce la posición del
frente de agua en la dirección de los pozos
productores que no tuvieron trazador y por lo
tanto no se ha representado.
100
942
51
92
20
Simulación Recuperación diaria de trazador en el
642 (medida vs. simulada)
h 0.79 m
Respetando la distribución de líneas de corriente
de la diapositiva 19, se obtuvieron los registros
de trazador para los principales pozos. En el
caso del 642 (mostrado en esta diapositiva) fue
necesario considerar un espesor de capa
(acuatizada) próximo a 0.8 metros (con porosidad
0.2 y saturación de agua del 70).
21
Simulación Recuperación diaria de trazador en el
942 (medida vs. simulada)
Recuperacion diaria de trazdor en el
Vi-249(medida vs simulada)
h 0.54 m
Para reproducir el registro del pozo 942 debió
considerarse una reducción del espesor de la capa
acuatizada hasta hacerlo próximo a 0.54 metros.
Para el resto de los registros, los espesores
resultaron siempre del mismo orden que los dos
presentados.
22
Rasgos principales del flujo de inyección
En síntesis, a partir del trazador se vislumbraba
una zona profusamente barrida (entre el inyector
441 y los productores 642 y 942) con espesores
evaluados entre 0.54 y 0.79 metros (considerando
fi0.2 y Sw0.7). Los volúmenes acuatizados
(contactados por el trazador) resultaron Con el
pozo 642 165 m3/día 0.06 160 días 1584 m3 Con
el pozo 942 165 m3/día 0.0388 168 días 1076
m3 Volumen acuatizado total (contactado por el
trazador) 2650 m3 La fracción del trazador no
producido ( aproximadamente el 87 de lo
inyectado) estaba en aquel momento, participando
en los procesos de empuje del petróleo remanente
o viajando por zonas ya barridas de menor
permeabilidad (y por ello mas lentas). El
petróleo es liviano con viscosidad de 5 cP. La
relación de movilidades es cercana a 2. El agua
de formación tiene una concentración total de
iones divalentes (Ca y Mg) de 2200 a 2400
ppm y un TDS de 70000 ppm.
23
Rasgos principales del flujo de inyección

• La permeabilidad de la comunicación hidráulica se
  estimó mediante
• Considerando
• 0.6 cP,
• ? 0.18,
• Sor 0.2,
• Swi0.1,
• L 300 m,
• dw 0.2 m,
• Pi 55 Kg/cm2 (en puente de inyección)
• Z 1676 m,
• Pp (dinámica) 20 Kg./cm2 (equivalente
  sumergencia)
• tbt 34 días, resulta una permeabilidad

24
Inyección de polímero
Se decidió la inyección de 15.000 barriles (2385
m3) del polímero poliacrilamida (M 15 109),
parcialmente hidrolizado con entrecruzador
triacetato de cromo. Así, el volumen inyectado es
prácticamente idéntico al contactado por el
trazador (zona acuatizada de flujo rápido). La
concentración promedio del polímero fue de 3.000
ppm. La de entrecruzador, 75 ppm. Esto da una
relación polímero/entrecruzador de 40. El tiempo
de inyección fue de 20 días. Considerando un
volumen poral de 21.299.198 BBLS (3.386.572 m3)
resultó un VP 0.0007. Entonces podemos calcular
el parámetro ppm .VP resultando ppm.VP 3000 x
0.0007 2.1 valor extremadamente bajo en
relación a los antecedentes de la diapositiva
5, pero que alcanzaría a contactar el volumen
acuatizado contactado con el trazador. Aquí vale
acotar que en el computo del volumen poral del
sector se ha tomado el área que incluye todos
los pozos de la diapositiva 15 (primera y segunda
línea) así como el espesor total del reservorio.
25
Consecuencias de la inyección del polímero
Before the treatment, the average injection was 4
b/d at 740 psi. After the treatment, the rate was
2,3 b/d at 853 psi. Later the WOR (water oil
relation) vs. Np (cumulative oil production) was
At the beginning of the gel treatment the oil
cumulative was about 2.000.000 bbls. and it could
be extrapolated to 2.200.000 bbls. Today it can
be extrapolated to 2.400.000 bbls. So, an
incremental oil of 200.000 bbls is estimated.
26
Consecuencias de la inyección del polímero

• Was the project successful?
• According to calculations performed using
  post-treatment trends,
• an incremental production of 200,000 bbls of
  oil was estimated.
• Incremental oil reserves attributable to the
  treatment were 1.78 of the OOIP.
• With all costs recorded, the incremental
  production cost was US 1.53/bbl.
• The summary of the costs is

Item Cost (US)
Tracers 28.000
Chemical products and services 257.000
Workover 15.000
Facilities 5.000
Total 305.000
Based on these positive results, additional
treatments were ordered for the original injector
plus two additional injectors. Also an expansion
of the pilot program is under evaluation.
27
Trazador después de la inyección del polímero
Nueve meses luego del tratamiento con el gel, se
inició un segundo estudio con trazadores en la
misma malla. De manera que este segundo ensayo
(post-gel) fue realizado 4.4 años luego del
primero (pre-gel). En ese periodo se
completaron procesos de barrido convencional
(antes de la inyección del gel) y de barrido
adicional, debido a la supuesta redistribución de
la inyección por la acción sellante del gel.
28
Distribución trazador después inyección gel
631
531
552
700
(10 creciente)
642
242
14
341
144
100
942
(20 creciente)
51
Transcurridos casi 600 días de muestreos y
mediciones, solo hubieron dos pozos con llegada
de trazador VI-249 (con primera detección el día
169) y VI-246 (con primera detección el día 259).
No hubo detecciones en el resto de los pozos de
la malla. En el ensayo pre-gel los tiempos de
ruptura habían sido de 40 y 37 días
respectivamente. El nuevo trazador ha demostrado
la redistribución de la inyección de agua con
ingreso en nuevas zonas que no eran alcanzadas
previamente. Esto fue confirmado también con
perfiles de transito de fluido.
29
29
Recuperación fraccional diaria de trazador
642 942
T1/2 (942) 331 días T1/2 (642) 420 días
Tracer breakthrough Pre-gel test
30
Recuperación fraccional acumulada de trazador
T1/2 (942) 331 días T1/2 (642) 420 días
642 942
31
Simulación distribución trazador después de la
inyección del gel
700
Zonas acuatizadas conectando pozos
642
agua
242
14
441
agua
100
942
32
Simulación Recuperación diaria de trazador en el
642 (medida vs. simulada)
h 4.4 m
33
Simulación Recuperación diaria de trazador en el
942 (medida vs.
simulada)
Recuperacion diaria de trazdor en el
Vi-249(medida vs simulada)
h 4.5 m
34
Simulación Rasgos principales del flujo de
inyección

• En esta instancia post-gel, a partir del trazador
  se puede concluir que
• Nuevamente, la zona barrida se desarrolla
  mayoritariamente entre el inyector 441
• y los productores 642 y 942.
• Sin embargo, ahora, los espesores resultan
  próximos a 4.5 metros
• (considerando fi0.2 y Sw0.7).
• La fracción del trazador no producido (ahora
  próximo al 66 ) estaría participando
• en procesos de empuje del petróleo
  remanente o viajando por zonas ya barridas
• de menor permeabilidad (y por ello mas
  lentas).

35
ANALISIS COMPARATIVO ETAPA PRE-GEL vs. ETAPA
POST-GEL
36
Comparación de registros de trazador
Se comparan las recuperaciones fraccionales
diarias y acumuladas de trazador, en las etapas
pre gel y post gel, en cada pozo de la
malla que haya tenido detección de trazador post
gel. Obviamente, si no ha habido detección
de trazador post gel en un pozo que tuvo
detección pre gel, se concluye que el gel ha
sido efectivo en cuanto a su función
sellante. Asimismo se consideran efectos
positivos los retrasos observados en el transito
del trazador hacia cualquiera de los pozos
productores. Se expresan en primer lugar las
recuperaciones en función del tiempo. Luego,
debido a que las condiciones de inyección
post-gel involucran mayores (y muy variables)
caudales de inyección, se prefiere expresar las
recuperaciones en función de la inyección
acumulada (Wi)
37
Distribución trazador antes y después de la
inyección del gel
(0.35 estable) Sin detección
631
(0.18 creciente) Sin detección
531
(1 creciente) Sin detección
552
700
(6 estable) (10 creciente)
(0.95 estable) Sin detección
(0.16 estable) Sin detección
642
242
(0.42 estable) Sin detección
14
(0.00) Sin detección
341
441
100
(0.00) Sin detección
942
51
(0.00) Sin detección
(3.88 estable) (20 creciente)
92
(0.07 estable) Sin detección
38
Pozo 642
39
Pozo productor 642 (recuperación fraccional
diaria)
Pre-gel Post-gel
Retraso observado T1/2 (antes gel) 160
días T1/2 (después gel) 420 días
40
Pozo productor 642 (recuperación acumulada)
Pre-gel Post-gel
41
Pozo productor 642 (recuperación fraccional
diaria)
Pre-gel Post-gel
42
Pozo productor 642 (recuperación fraccional
acumulada)
Pre-gel Post-gel
43
Pozo productor 642 (evaluación volumétrica)
Volumen barrido Qi (rec traz ) T1/2 Volumen
barrido (pre-gel) 165 m3/día 0.06 160 días
1584 m3 (enero del 2001) Volumen barrido
(post-gel) 302 m3/día 0.10 420 días 12684 m3
(mayo del 2006) Volumen barrido adicional
9156 m3 - 1584 m3 11100 m3 El volumen barrido
adicional incluye aquellas zonas que fueron
barridas entre enero del 2001 y mayo del 2006, es
decir aproximadamente 4.4 años.
44
Pozo productor 642 (evaluación volumétrica)
Volumen barrido (rec traz ) Wi1/2 Volumen
barrido (pre-gel) 165 m3/día 0.06 160 días
1584 m3 (enero del 2001) Volumen barrido
(post-gel) 0.10 132000 m3 13200 m3 (mayo del
2006) Volumen barrido adicional 9156 m3 -
1584 m3 11616 m3 El volumen barrido adicional
incluye aquellas zonas que fueron barridas entre
enero del 2001 y mayo del 2006, es decir
aproximadamente 4.4 años. AMBOS PROCESOS DE
CALCULO (BASE TEMPORAL Y BASE VOLUMETRICA)
COINCIDEN ACEPTABLEMENTE EN LA DETERMINACION DEL
VOLUMEN BARRIDO ADICIONAL
45
Pozo 942
46
Pozo productor 942 (recuperación fraccional
diaria)
Pre-gel Post-gel
Retraso observado T1/2 (Vi249) 168 días T1/2
(Vi246) 311 días
Retraso observado T1/2 (antes gel) 168
días T1/2 (después gel) 311 días
47
Pozo productor 942 (recuperación acumulada)
Pre-gel Post-gel
48
Pozo productor 942 (recuperación fraccional
diaria)
Pre-gel Post-gel
49
Pozo productor 942 (recuperación fraccional
acumulada)
Pre-gel Post-gel
50
Pozo productor 942 (evaluación volumétrica)
Volumen barrido Qi (rec traz ) T1/2 Volumen
barrido (pre-gel) 165 m3/día 0.0388 168 días
1076 m3 Volumen barrido (post-gel) 302 m3/día
0.20 311 días 18785 m3 Barrido adicional por
efecto gel 13560 m3 - 1076 m3 17708 m3 El
volumen barrido adicional incluye aquellas zonas
que fueron barridas entre enero del 2001 y mayo
del 2006, es decir aproximadamente 4.4 años.
51
Pozo productor 942 (evaluación volumétrica)
Volumen barrido (rec traz ) Wi1/2 Volumen
barrido (pre-gel) 165 m3/día 0.0388 168 días
1076 m3 Volumen barrido (post-gel) 0.20 107122
m3 21424 m3 Barrido adicional por efecto gel
13560 m3 - 1076 m3 20348 m3 El volumen
barrido adicional incluye aquellas zonas que
fueron barridas entre enero del 2001 y mayo del
2006, es decir aproximadamente 4.4 años. EL
VOLUMEN BARRIDO ADICIONAL CALCULADO A PARTIR DE
LOS REGISTROS DE TRAZADOR EN FUNCION DE Wi, ES
ALGO MAYOR QUE AQUEL BASADO EN LOS REGISTROS
TEMPORALES (20348 M3 vs. 17708 m3). NATURALMENTE,
ES MAS REALISTA EL PRIMERO DE ELLOS AL EVITARSE
EL USO DE VALORES PROMEDIOS.
52

• CONCLUSIONES Y COMENTARIOS
• Se ha comprobado que la inyección de gel ha
  alterado la distribución
• espacial de la inyección de agua.
• Se han bloqueado las comunicaciones hidráulicas
  de baja recuperación de
• trazador detectadas en la etapa pre-gel.
• En cuanto a los pozos mas canalizados (642 y
  942) existen dos posibles
• escenarios de interpretación
• Que el gel haya bloqueado parcialmente las
  canalizaciones detectadas en la
• etapa pre-gel. De esta manera se
  justificaría el retraso observado en los
• tiempos de ruptura del trazador. Pero no
  pueden explicarse sus mayores
• recuperaciones acumuladas.
• Que el gel haya bloqueado totalmente las
  canalizaciones detectadas en la
• etapa pre-gel y el agua de inyección se
  haya redistribuido verticalmente
• ingresando mayoritariamente por otra u
  otras capas de mayor espesor.

53

• CONCLUSIONES Y COMENTARIOS
• El segundo escenario es el que resulta
  totalmente compatible con los
• resultados derivados de los ensayos con
  trazadores. La inyección se ha
• redistribuido tanto verticalmente como
  arealmente. En efecto, los espesores
• se incrementaron desde escasos 0.8 metros
  hasta 4.5 metros mientras el
• área contactada también se amplió, tal como
  se ilustra comparando las
• diapositivas 19 y 31.
• Como consecuencia de lo mencionado, deberían
  haberse observado mejoras
• en los niveles de producción de petróleo de
  los pozos mas afectados (642
• y 942) luego de la inyección de los geles.
• Las mejoras de producción deberían guardar
  relación con los barridos
• adicionales calculados para cada uno de
  los pozos mas afectados (20348 m3
• para el 942 y 11616 m3 para el 642).