ACTA_000_DE_2011_25-03
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GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO REUNIÓN GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO FECHA 25 de Marzo de 2011 LUGAR SALA CPIP - EIP (UIS) HORA 10:00 A.M. ASISTENTES: Ver planilla de asistencia anexa LUGAR: Sala CPIP (UIS) HORA: 7:00 AM Presentaciones Título: Aplicación de pozos horizontales en procesos de inyección de vapor Autor: Ing. Yeniffer López Tiempo: 25 min Título: Evaluación técnica y económica de un proceso de inyección de vapor para acelerar el factor de recobro en yacimientos de crudo pesado Autor: Yessica Mateus Tiempo: 20 min Título: Esfuerzos a los que están sometidos los pozos horizontales en procesos de inyección de vapor. Correcciones Autor: Hernán Gilberto Gutiérrez Tiempo: 15 min Título: Revisión de las principales aplicaciones de campo en procesos Autor: Carlos Andrés Uribe Hidalgo Tiempo: 15 min Grupo de Investigación Recobro Mejorado Universidad Industrial de Santander Instituto Colombiano del Petróleo Bucaramanga, 2011 GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO DESARROLLO DE LA REUNIÓN 1. La ingeniera Yeniffer López hizo su presentación sobre “Aplicación de pozos horizontales en procesos de inyección de vapor”. Durante el desarrollo de su presentación surgieron las siguientes preguntas y recomendaciones: Preguntas: ¿Cómo va a manejar el tipo de energía que tiene el yacimiento? Respuesta: Yeniffer: Todavía no sabe Sugerencia de parte del MSc. Samuel: Movilidad y mantenimiento de presión, eso hace que la cíclica sea buena. También es recomendable hacer una clasificación de los parámetros influyentes en el proceso de inyección cíclica de vapor, cómo afecta el yacimiento si drenado por pozos verticales o por pozos horizontales. Sugerencia de parte del ingeniero Yatte: es necesario adicionar al modelo un acuífero o anillo de confinamiento, establecer un límite de presión constante porque el acuífero podría actuar como ladrón de energía. ¿Cuánto es el promedio de producción? Aproximadamente 140 bbl/día en frío Sugerencia: Normalmente uno no demora tanto para dejar un yacimiento para producción en frio Ese valor de factor de recobro me parece muy alto... ¿Cómo lo está haciendo? ¿con veinte barriles y está sacando en veinte años trece por ciento? Sugerencia: Revisar el original oil in place y mirar de nuevo a ver cómo se comporta, a veces se cometen errores así. El valor esperado debe estar entre 4 y 6% ¿Cómo se piensa inyectar vapor al yacimiento? Se define el orden figuras que están dentro de la presentación y la idea es que he los pozos que se estimulan estén lo más alejados posible de los pozos que se estimularon anteriormente. ¿Ese es el total de volumen inyectado o del modelo? Es que acá hay una Grupo de Investigación Recobro Mejorado Universidad Industrial de Santander Instituto Colombiano del Petróleo Bucaramanga, 2011 GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO cuestión; normalmente en esos yacimientos se inyecta 2700 barriles por día pero se va a escoger las arenas superiores y las inferiores, sería la mitad, entonces sería 1200 y para los horizontales la situación es diferente ahí hay que tener un poquito más de balance para inyectar ¿por qué? Porque hay más porción del yacimiento que va a tomar entonces… ¿Qué es lo que se busca normalmente en pozos horizontales? Tratar de inyectar lo más que uno pueda en el menor tiempo, entonces si usted puede poner la presión y mandar los 2700 bbls perfecto, y ¿Por qué se haría así? Porque es que un simulador… vamos a poner el ejemplo de un simulador, el simulador se va a encargar de llenar pozo por pozo… ¿Qué hizo Víctor cuando vino? El cogía he inyectaba vapor en todos los pozos, pero en la práctica es imposible, tendría que comprar 9 generadores, eso no es rentable, por eso toca, de a uno. ¿Cuánto tiempo se demora en poner a inyectar el vapor? Respuesta: Inmediatamente, abre válvulas y cierra válvulas Sugerencia de parte del MSc. Samuel: Construir un modelo de un yacimiento heterogéneo isotrópico con una sola arena pero variando horizontalmente teniendo en cuenta el cuidado, esa es la parte más clave para todos y lo nuevo del trabajo que facilita la práctica. Sugerencia de parte del Ing. Fabián: profe yo le comentaba a Yeniffer que después de hacer el modelo estratificado, sería bueno hacerlo un poco más real, o sea cubrir las propiedades del enmallado mediante una distribución geoestadística. Sugerencia: Toca primero homogéneo, después por capas, estratificado heterogéneo ahí van cuatro modelos… esos cuatro modelos para cíclica vertical y otros cuatro mdelos para cíclica horizontal, van ocho, entonces hay que mirar los costos. 2. La estudiante Yessica Mateus, hizo la presentación del trabajo que ha venido realizando denominado “Evaluación técnica y económica de un proceso de inyección de vapor para acelerar el factor de recobro en yacimientos de crudo pesado”. Del cual, surgieron las siguientes preguntar y recomendaciones: Sugerencias Grupo de Investigación Recobro Mejorado Universidad Industrial de Santander Instituto Colombiano del Petróleo Bucaramanga, 2011 GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO El MSc. Samuel sugiere cambiar el dato de viscosidad un petróleo con 15.000 cP no lo va poder mover, entonces por eso es que hay que precalentar el yacimiento para bajar viscosidad porque el crudo es muy viscoso, debe ser 1500. Además hace correcciones en los datos de permeabilidad y porosidad a lo que él comenta: “Es difícil encontrar un crudo con una permeabilidad establecida y que se nos convierta de la noche a la mañana en una permeabilidad tan bajita, los yacimientos que son someros siempre tienen permeabilidades altas, normalmente lo uno va amarrado de lo otro. Permeabilidades de 15 milidarcy a 2000 pies sería una locura”, se sugiere hacer una revisión de esos valores. El MSc. Samuel sugiere que en este proyecto lo importante es: ¿Cuánto tiempo vamos a inyectar cíclica?, si no se sabe… y no se tiene ni idea; puede ser un mes o dos meses… hay que mirar cuánto, eso como primera medida, lo segundo: ¿hasta dónde vamos a inyectar? Porque no una semana como lo hacen siempre. Vamos a hacer una continua después de ese periodo de cíclica, en estos campos ya van hasta 15, 20 ciclos. Tenemos que analizar muy bien el espesor porque el espesor, como hay tantas intercalaciones de arcilla va a robar mucha energía y por ende modificará la respuesta del yacimiento, entonces el truco también es mirar qué tan cerca pueden estar los pozos sin castigar tanto la parte comercial o los costos de perforar tantos pozos también. Si hay un tiempito, el hecho de revisar las permeabilidades direccionales también puede ser vitales, pero por ahora vamos a mantener permeabilidades direccionales constantes. Preguntas ¿Cómo se hace con el vapor, o sea como hay distintos espesores cómo se hace para que no se vaya por uno primero? Respuesta: Solo vamos a inyectar en una arena Sugerencia: La pregunta es diferente, está contestándole una cosa diferente. Réplica de la respuesta: O sea, hay varios estratos, y usted me está preguntando que como voy a hacer para inyectar solamente una arena. Grupo de Investigación Recobro Mejorado Universidad Industrial de Santander Instituto Colombiano del Petróleo Bucaramanga, 2011 GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO Réplica de la pregunta: Yo entendí, que habían distintos espesores, entonces, que el vapor se vaya por un espesor, digamos si tiene una permeabilidad más alta. Respuesta: Yo voy a taponar todas las arena y solo voy a inyectar en la que queda abierta. El profe Samuel sugiere plantear algo diferente puesto que la manera como lo plantea Yessica no sucede en la vida real. ¿Sería posible usar algún tipo de solvente o un surfactante, para distribuir el vapor uniformemente? No, no se garantiza, porque lo que maneja la distribución del vapor en un medio poroso es la permeabilidad, por donde haya más permeabilidad, por ahí se va a ir el fluido El estudiante Hernán Gilberto Gutiérrez Cepeda hace la presentación de su trabajo “esfuerzos a los que están sometidos los pozos horizontales en procesos de inyección de vapor” y surgieron las siguientes preguntas y recomendaciones: ¿Es posible ver esos esfuerzos en un simulador? Respuesta: Sií por medio de simuladores geomecánicos ¿Dónde se generan los mayores esfuerzos? Respuesta: En todo el pozo hay los mismos esfuerzos El estudiante Carlos Andrés Uribe hace la presentación de su trabajo “Revisión de las principales aplicaciones de campo en procesos” de la cual surgieron las siguientes preguntas y recomendaciones: Observaciones El profesor Samuel hace ver su desconfianza en cuanto a los procesos de inyección de surfactantes para mejorar las propiedades y características de los fluidos in situ y menciona algunos ejemplos de Venezuela donde se ha gastado muchísimo dinero en esta clase de proyectos con resultados pésimos, también dice que el hecho de que haya funcionado algún proyecto de este tipo no quiere decir que va a funcionar siempre y que si por lo menos hubieran 20 o 30 pruebas donde se pudiera mirar la tendencia, sería bueno, pero no las hay. Grupo de Investigación Recobro Mejorado Universidad Industrial de Santander Instituto Colombiano del Petróleo Bucaramanga, 2011 GRUPO DE INVESTIGACIÓN RECOBRO MEJORADO Cuando si diga que algo es muy bonito siempre pregunten ¿Por qué?, es necesario no pasar la información entera sin analizar. Cuando usted inyecta vapor calienta el yacimiento, cuando un produce enfría el yacimiento, cuando usted tiene un surfactante e inyecta vapor, ¿el surfactante qué hace?... nada ¿Por qué? Porque el efecto térmico del vapor es mil veces más grande que el poder del surfactante. Además el transporte del surfactante es complicado, por su estado y algunos surfactantes pierden el efecto con la temperatura y por último son muy costosos y potencialmente solo se deben aplicar cuando el precio del crudo es alto. La reunión terminó a las 9.00 am Conforme a lo acordado firma el director, SAMUEL MUÑOZ NAVARRO Director GRM (UIS) Elaboró: Fernando Giraldo Grupo de Investigación Recobro Mejorado Universidad Industrial de Santander Instituto Colombiano del Petróleo Bucaramanga, 2011
