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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO NEGRO. Trabajo de Grado presentado como requisito previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos. AUTOR: ANDRÉS ALEJANDRO VACA RODRÍGUEZ TUTOR: ING. NELSON SUQUILANDA Quito, Abril 2015 i DEDICATORIA A Dios por bendecirme con una familia que siempre supo darme la fuerza y apoyo en todos los momentos difíciles. A mi madre, porque es quien me dio la vida, supo guiarme en este duro camino por alcanzar mis metas y nunca dejo de confiar en mí. A mi ñaña, mi hermano y mi padre por todo los consejos que ayudaron en mi formación personal. A mis abuelos que desde el cielo siempre están presentes, y me colman de bendiciones para hacer las cosas bien. ANDRES ii AGRADECIMIENTO A la Universidad Central del Ecuador, la Facultad de Ingeniería en Geología Minas Petróleos y Ambiental por toda la formación que me brindaron a lo largo de estos años, a todos mis compañeros y amigos que me supieron dar palabras de apoyo. A Schlumberger Ecuador por su apoyo y respaldo para la realización de este trabajo. Al equipo de Geosciences and Petroleum Engineering, Pablo, Oscar, Rubén, Danilo, Claudio, Mauricio, por el apoyo que brindaron para la realización de este proyecto y en especial a Isaac Cols por brindarme todos sus conocimientos y la confianza depositada en mi para continuar con este proyecto. iii AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL Yo, Andrés Alejandro Vaca Rodríguez en calidad de autor del trabajo de tesis realizada sobre “ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO NEGRO”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación. Los derechos que como autor me corresponden con excepción de la presente autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con los establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento. Quito, 15 de Abril de 2015. iv INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR En mi carácter de Tutor de Grado, presentado por el señor ANDRÉS ALEJANDRO VACA RODRÍGUEZ para optar el Título o Grado de INGENIERO DE PETRÓLEOS cuyo título es “ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO NEGRO” considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe. En la Ciudad de Quito a los 22 del mes de abril de 2015 v APROBACIÓN DEL TRABAJO / TRIBUNAL ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO NEGRO, ABRIL 2015 El tribunal constituido por: Ing. Atahualpa Mantilla, Ing. Einstein Barrera e Ing. Carolina Artigas Luego de receptar la presentación del trabajo de grado previo a la obtención del título de Ingeniero de Petróleos presentado por el señor ANDRÉS ALEJANDRO VACA RODRÍGUEZ, con el título: “ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO NEGRO”. Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa Oral. En la ciudad de Quito, a los 27 días del mes de Abril de 2015. Para constancia de lo actuado Ing. Carolina Artigas MIEMBRO DEL TRIBUNAL DELEGADO POR EL SEÑOR VICEDECANO Ing. Atahualpa Mantilla Ing. Einstein Barrera MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL vi TABLA DE CONTENIDO INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR .................................................................. v APROBACIÓN DEL TRABAJO / TRIBUNAL ............................................................... vi ABREVIATURAS Y SIGLAS ........................................................................................ xxi RESUMEN..................................................................................................................... xxiii INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... xxv CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................ 1 1.1. Enunciado del problema ...................................................................................... 1 1.2. Enunciado del tema ............................................................................................. 1 1.3. Descripción del problema.................................................................................... 1 1.4. Objetivos ............................................................................................................. 2 1.4.1. Objetivo general ................................................................................................ 2 1.4.2. Objetivos específicos ........................................................................................ 2 1.5. Justificación......................................................................................................... 3 1.6. Factibilidad y Accesibilidad ................................................................................ 3 1.6.1. Factibilidad........................................................................................................ 3 1.6.2. Accesibilidad ..................................................................................................... 4 CAPÍTULO II.................................................................................................................... 5 2. MARCO TEÓRICO ................................................................................................. 5 2.1. Marco Institucional .................................................................................................. 5 2.1.1. Perfil de la empresa ........................................................................................... 5 2.1.2. Perfil de la Carrera de Ingeniería de Petróleos .................................................. 7 2.2. Marco legal.......................................................................................................... 8 2.3. Marco ético.......................................................................................................... 9 2.4. Marco referencial ................................................................................................ 9 2.4.1. Ubicación del área de estudio............................................................................ 9 2.5. Marco conceptual .............................................................................................. 10 2.5.1 Yacimientos Hidrocarburíferos ....................................................................... 10 2.5.2. Petróleo Original en Sitio ................................................................................ 10 vii 2.5.3. Factor de Recobro............................................................................................ 11 2.5.4. Mecanismo de empuje ..................................................................................... 12 2.5.4.1. Expansión de fluido y compresión de roca ...................................... 12 2.5.4.2. Empuje por gas en solución o gas disuelto ........................................... 13 2.5.4.3. Empuje por capa de gas ........................................................................ 15 2.5.4.4. Empuje hidráulico ................................................................................. 16 2.5.4.5. Segregación gravitacional ..................................................................... 18 2.5.5. Saturaciones de fluidos .................................................................................... 19 2.5.5.1. Saturación de agua irreductible, Swirr .................................................. 20 2.5.5.2. Saturación de agua crítica, Swcr ........................................................... 20 2.5.5.3. Saturación de agua inicial, Swi ............................................................. 20 2.5.5.4. Saturación de agua connata................................................................... 20 2.5.5.5. Saturación de petróleo residual ............................................................. 21 2.5.5.6. Permeabilidades relativas ..................................................................... 21 2.5.6. Fuerzas Capilares............................................................................................. 22 2.5.6.1. Tensión inter-facial ............................................................................... 22 2.5.6.2. Presión capilar....................................................................................... 23 2.5.6.3. Mojabilidad ........................................................................................... 26 a) Influencia en el desplazamiento ................................................................ 27 b)Impacto de la inyección de agua de baja salinidad.................................... 28 2.5.7. Fuerzas viscosas .............................................................................................. 29 2.5.8. Número capilar ................................................................................................ 30 2.5.9. Movilidad ........................................................................................................ 30 2.5.9.1. Razón de Movilidad .............................................................................. 31 2.5.10. Mecanismos de entrampamiento de fases ..................................................... 32 2.5.10.1. Entrampamiento en un capilar Efecto Jamin ...................................... 33 2.5.10.2. Entrampamiento en dos capilares Poro Doublet ................................. 35 2.5.11. Teoría de flujo fraccional .............................................................................. 36 2.5.11.1. Ecuación de flujo fraccional ............................................................... 37 viii 2.5.11.1. Curva de flujo fraccional .................................................................... 39 2.5.11.3. Factores que afectan el flujo fraccional .............................................. 40 2.5.12. Eficiencia de desplazamiento ........................................................................ 44 2.5.12.1. Eficiencia de desplazamiento volumétrica.......................................... 45 2.5.12.2. Eficiencia de desplazamiento areal ..................................................... 45 2.5.12.3. Eficiencia de desplazamiento vertical ................................................. 46 2.5.13. Indicadores de oportunidad ........................................................................... 47 2.5.13.1. RQI (Índice de calidad de roca) .......................................................... 47 2.5.13.2. FCI (Índice de capacidad de flujo)...................................................... 48 2.5.13.3. HCPV (Hidrocarburo por volumen poroso) ....................................... 49 2.5.13.4. SOM (Petróleo móvil) ........................................................................ 49 2.5.13.5. SOI (Índice de oportunidad en la simulación) .................................... 50 2.5.14. Métodos IOR/EOR ........................................................................................ 50 2.5.14.1. Métodos primarios .............................................................................. 51 2.5.14.2. Métodos secundarios........................................................................... 52 2.5.14.3. Métodos terciarios............................................................................... 53 2.5.15. Métodos de recuperación mejorada (EOR) ................................................... 53 2.5.16. Objetivo de la aplicación de los métodos EOR ............................................. 54 2.5.16.1. Aumento del número capilar............................................................... 55 2.5.16.2. Mejorar la razón de movilidad ............................................................ 57 2.5.17. Clasificación de Métodos EOR ..................................................................... 60 2.5.17.1. Métodos químicos ............................................................................... 61 2.5.17.2. Métodos térmicos ................................................................................ 62 2.5.17.3 Inyección de gases miscibles/inmiscibles ............................................ 63 2.5.18. Inyección de agua de baja salinidad .............................................................. 64 2.5.18.1. Adsorción componente orgánicos en los minerales. ........................... 65 2.5.18.2. Mecanismos de la Inyección de Agua de Baja Salinidad ................... 66 a) Expansión eléctrica de doble capa............................................................. 66 b)Intercambio Iónico. ................................................................................... 67 ix c) Movilización de arcillas ............................................................................ 69 2.5.18.3. Instalaciones de superficie. ................................................................. 71 2.6. Hipótesis ............................................................................................................ 72 CAPÍTULO III ................................................................................................................ 73 3. DISEÑO METODOLÓGICO ................................................................................ 73 3.1. Tipo de estudio .................................................................................................. 73 3.2. Universo y muestra............................................................................................ 73 3.3. Instrumentos ...................................................................................................... 73 3.4. Métodos y/o Técnicas........................................................................................ 76 3.5. Recolección de datos ......................................................................................... 76 3.6. Validez y Confiabilidad .................................................................................... 77 3.7. Procesamiento de datos ..................................................................................... 78 3.8. Aspectos administrativos................................................................................... 79 3.9. Descripción del trabajo de campo ..................................................................... 80 CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 81 4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ................................................. 81 4.1. Generalidades del Campo CENTINELA. ......................................................... 81 4.1.1. Propiedades del yacimiento CW ..................................................................... 81 4.1.2. Estructura del yacimiento CW ........................................................................ 82 4.1.3. Acuífero del yacimiento CW ........................................................................... 86 4.1.4. Desarrollo del Campo ..................................................................................... 88 4.1.5. Producción de petróleo y agua del campo ...................................................... 89 4.1.6. Determinación del POES y cálculo del factor de recobro del campo Centinela90 4.2. Análisis de los fluidos del yacimiento. .............................................................. 90 4.2.1. Petróleo y sus propiedades .............................................................................. 90 4.2.1.1. Relación de solubilidad (Rs) ............................................................. 91 4.2.1.2. Factor Volumétrico (Bo) ................................................................... 91 4.2.1.3. Viscosidad (µ) ................................................................................... 92 4.2.2. Análisis del agua de formación ....................................................................... 93 4.2.3. Problemas de conificación y canalización....................................................... 96 4.2.3.1. Mapa de salinidades .......................................................................... 99 x 4.3. Propiedades de la roca ......................................................................................... 101 4.3.1. Composición de la roca ................................................................................. 101 4.3.2. Distribución de los tipos de roca ................................................................... 104 4.3.3. Curvas de Presión capilar .............................................................................. 105 4.3.4. Curvas de permeabilidad relativa .................................................................. 106 4.4. Flujo fraccional y relación de movilidad ......................................................... 109 4.5. Ajuste de historia del campo CENTINELA .................................................... 112 4.6. Screening analítico y numérico ....................................................................... 113 4.7. Selección de zonas representativas.................................................................. 123 4.7.1. Mapa Promedio de RQI................................................................................. 124 4.7.2. Mapa promedio FCI ...................................................................................... 126 4.7.3. Mapa promedio HCPV .................................................................................. 127 4.7.4. Saturación de petróleo móvil SOM ............................................................... 129 4.7.5. Índice de Oportunidad en la Simulación (SOI) ............................................. 131 4.7.6. Saturación de petróleo So > 35% .................................................................. 133 4.7.7. Saturación de petróleo por capas para la Región 1 ....................................... 134 4.7.8. Resumen de mapas indicadores y selección del área piloto en la Región 1 .. 136 4.7.9. Resumen de mapas indicadores para descartar la Región 2. ......................... 139 4.8. Identificación del área piloto a partir de las zonas representativas ................. 140 4.8.1. Ubicación de los arreglos .............................................................................. 140 4.8.1.1. Cortes de las secciones .................................................................... 140 4.8.2. Selección y ubicación de los arreglos de pozos ............................................ 143 4.8.3. Optimización de los arreglos de pozos y patrones de inyección ................... 146 4.8.3.1. Arreglo de pozos ............................................................................. 146 4.8.3.2. Caudales de inyección ..................................................................... 158 4.9. Predicciones ......................................................................................................... 160 4.9.1. Caso Base ...................................................................................................... 160 4.9.2. Inyección de agua .......................................................................................... 160 4.9.3. Inyección de agua de baja salinidad .............................................................. 161 4.9.4. Comparación de los casos ............................................................................. 162 4.10. Resultados ....................................................................................................... 163 4.10.1. Cálculos de los factores de recobro y barriles incrementados ................. 163 xi 4.10.2. Flujo de trabajo para la inyección de agua de baja salinidad .................. 164 CAPÍTULO V ................................................................................................................ 165 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 165 5.1. CONCLUSIONES ............................................................................................... 165 5.2. RECOMENDACIONES ...................................................................................... 166 CAPÍTULO VI .............................................................................................................. 167 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 167 6.2. WEB-GRAFÍA ..................................................................................................... 168 CAPÍTULO VII ............................................................................................................. 169 7. ANEXOS ................................................................................................................ 169 ANEXO A: GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................... 169 ANEXO B.- CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ..................................................... 170 ANEXO C.- PRESUPUESTO ........................................................................................ 171 xii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Mapa de la zona de estudio. ................................................................................................ 9 Figura 2: Muestra de un yacimiento de petróleo .............................................................................. 10 Figura 3: Expansión de Fluido y compresión de Roca ..................................................................... 13 Figura 4: Empuje por gas en solución o gas disuelto. ..................................................................... 14 Figura 5: Empuje por capa de gas. ................................................................................................... 15 Figura 6: Mecanismo de producción por acuífero............................................................................ 17 Figura 7: Tubo capilar. ..................................................................................................................... 24 Figura 8: Diferentes mojabilidades para una gota de petróleo, de izquierda a derecha, mojado al agua, mojabilidad mixta, mojado al petróleo. .................................................................................. 26 Figura 9: Agua desplaza petróleo de un poro durante un proceso de inyección de agua. ................ 27 Figura 10: De izquierda a derecha se muestra como un esfuerzo tangencial altera el estado reposo de un cuerpo (fluido) el cual genera una resistencia al movimiento. ............................................... 29 Figura 11: Movilidad del fluido desplazante y desplazado hasta la ruptura. ................................... 31 Figura 12: Razón de movilidad antes y después del punto de ruptura ............................................. 32 Figura 13: Las 3 figuras representan el entrampamiento en un capilar, Efecto Jamin. .................... 34 Figura 14: Poro Doublet ................................................................................................................... 36 Figura 15: Flujo fraccional, para un modelo ideal. .......................................................................... 37 Figura 16: Eficiencia de desplazamiento areal. ................................................................................ 46 Figura 17: Eficiencia de desplazamiento vertical............................................................................. 47 Figura 18: Clasificación del IOR ..................................................................................................... 51 Figura 19: Water flooding ................................................................................................................ 53 Figura 20: Clasificación de los métodos EOR. ................................................................................ 54 Figura 21: EOR, Inyección de polímeros. ........................................................................................ 60 Figura 22: Clasificación de métodos EOR ....................................................................................... 61 Figura 23: EOR, Inyección de polímeros. ........................................................................................ 62 Figura 24: Oil Sands Development Utilizing the SAGD Process. .................................................... 63 Figura 25: Agua de baja salinidad. ................................................................................................... 64 xiii Figura 26: Esquema de EDL que ocurre en una superficie cargada negativamente. ....................... 66 Figura 27: Simple representación del intercambio iónico. ............................................................... 68 Figura 28: Mecanismo de movilización de finos ............................................................................. 70 Figura 29: Integración de la membrana desalinizadora en un proceso de inyección de agua de baja salinidad. .......................................................................................................................................... 71 Figura 30: Mapa estructural campo Centinela, yacimiento CW. ..................................................... 82 Figura 31: Plano de falla, campo Centinela, yacimiento CW. ......................................................... 83 Figura 32: Regiones del yacimiento CW. ........................................................................................ 84 Figura 33: Registro, triple combo del yacimiento CW. ................................................................... 85 Figura 34: Modelo acuífero para el yacimiento CW ........................................................................ 87 Figura 35: Vista desde la parte inferior del yacimiento CW para observar la influencia del acuífero en las dos regiones. .......................................................................................................................... 87 Figura 36: Mapa diagnóstico para la arena CW, se observa que en las zonas donde existen problemas de conificación, canalización o flujo radial para determinar zonas donde se puede aprovechar la inyección de agua para mejorar el barrido de petróleo. ............................................. 98 Figura 37: Mapa de Salinidad para la arena CW............................................................................ 100 Figura 38: Núcleo tomado de un pozo del campo Centinela el cual nos permite identificar dos regiones bien marcadas. ................................................................................................................. 102 Figura 39: Flujo de trabajo de EORt, plug-in de PETREL RE. ..................................................... 113 Figura 40: Screening analítico para la selección del método EOR ................................................ 114 Figura 41: Distribución vertical de la calidad de roca y el petróleo móvil para la Región 2 ......... 115 Figura 42: Distribución vertical de la calidad de roca y el petróleo móvil para la Región 1 ......... 116 Figura 43: Para la Región 1, Zonas de mejor calidad escogidas para realizar la simulación numérica y el screening numérico en la aplicación de los métodos EOR. ..................................................... 118 Figura 44: Para la Región 2, Zonas de mejor calidad, podemos observar que existe más incertidumbre y más heterogeneidad.............................................................................................. 119 Figura 45: Mapa promedio de la porosidad y permeabilidad para el Campo CENTINELA en el yacimiento CW............................................................................................................................... 123 Figura 46: Mapa promedio de Índice de Calidad de Roca (RQI), Región 1. ................................. 125 xiv Figura 47: Mapa promedio de Índice de Capacidad de Flujo (FCI), Región 1. ............................. 126 Figura 48: Mapa promedio de petróleo móvil por volumen poroso (HCPV), Región 1. ............... 128 Figura 49: Mapa promedio de petróleo móvil (SOM), Región 1. .................................................. 130 Figura 50: Mapa promedio de Índice de Oportunidad en la Simulación (SOI), Región 1. ............ 132 Figura 51: Mapa promedio de la saturación de petróleo (So) mayor a 0.35, Región 1. ................ 133 Figura 52: Mapa de saturación de petróleo (So) por capas, para la Región 1 desde la capa 16. .... 135 Figura 53: Resumen de mapas promedio para la selección del área piloto para la Región 1. ........ 137 Figura 54: Área piloto seleccionada para la Región 1 del yacimiento CW.................................... 138 Figura 55: Área piloto seleccionada para la región 1 del yacimiento CW. .................................... 139 Figura 56: Cortes al mapa de saturación de petróleo para encontrar acumulaciones HC. ............. 141 Figura 57: Corte A-A´ de la saturación de petróleo para los años 2002, 2013 y 2016. ................. 142 Figura 58: Corte B-B´ de la saturación de petróleo para los años 2002, 2013 y 2016. .................. 142 Figura 59: Ubicación de los pozos productores sobre el área piloto. ............................................. 144 Figura 60: Ubicación de los pozos inyectores sobre el área piloto. ............................................... 145 Figura 61: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3 para la optimización del arreglo. ........ 147 Figura 62: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3 para la optimización del arreglo, donde se graficó el Índice de Calidad de Roca (RQI), TR1 y TR2 son roca yacimiento (rojo y rosado respectivamente) mientras que TR3 (verde) son roca sello............................................................ 148 Figura 63: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3, donde se graficó la permeabilidad. ... 148 Figura 64: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3, Saturación de petróleo al 2016, en la parte inferior las well section de los pozos C_I_3 a la izquierda y C_CW_3 a la derecha. ........... 149 Figura 65: Arreglos para los pozos productores ............................................................................. 151 Figura 66: Arreglos definitivos del área piloto para aplicación del patrón. ................................... 152 Figura 67: Ubicación de los pozos en el espacio para el arreglo definitivo. .................................. 153 Figura 68: Sección pozo productor C_CW_1 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad ....................................................................................................... 154 xv Figura 68: Sección pozo productor C_CW_2 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad ....................................................................................................... 155 Figura 68: Sección pozo productor C_CW_3 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad ....................................................................................................... 156 Figura 68: Sección pozo productor C_CW_4 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad ....................................................................................................... 157 Figura 69: Flujo de trabajo, inyección de agua de baja salinidad. ................................................. 164 xvi ÍNDICE TABLAS Tabla 1: Características y comportamiento del empuje hidráulico. ................................................. 18 Tabla 2: Características de los diferentes mecanismos de empuje ................................................... 19 Tabla 3: Ecuaciones de flujo fraccional ........................................................................................... 39 Tabla 4: Mecanismos de los componentes orgánicos para adsorberse en los minerales. ................. 66 Tabla 5: Características del campo CENTINELA, yacimiento CW ................................................ 81 Tabla 6: Características Regiones 1 y 2 del yacimiento CW ........................................................... 84 Tabla 7: Espesores del yacimiento CW............................................................................................ 86 Tabla 8: Distribución de pozos por PADs en el campo Centinela. .................................................. 88 Tabla 9: Análisis físico químico del agua de formación. ................................................................. 94 Tabla 10: Resumen del análisis físico químico del agua de formación en ciertos pozos del yacimiento CW................................................................................................................................. 95 Tabla 11: Mineralogía de la roca completa determinada por difracción de rayos X...................... 103 Tabla 12: Mineralogía de la arcilla (<2 micras) determinada por difracción de rayos X............... 103 Tabla 13: Porcentaje de tipo de roca en función del número de celdas del modelo de simulación. ................................................................................................................................................ 104 Tabla 14: Permeabilidad relativa del agua y del petróleo en función de la saturación de agua para el yacimiento CW............................................................................................................................... 106 Tabla 15: Permeabilidad relativa del agua y del petróleo en función de la saturación de agua para un proceso de Inyección de Agua de Baja Salinidad (LSW). ........................................................ 108 Tabla 16: Muestra para el análisis de flujo fraccional y relación de movilidad. ............................ 110 Tabla 17: Cálculo del flujo fraccional en función de la saturación de agua. .................................. 110 Tabla 18: Cálculo de la relación de movilidad y la eficiencia de desplazamiento. ........................ 111 Tabla 19: División de las capas del Yacimiento CW para ingresar en EORt-PETREL. ............... 115 Tabla 20: Screening analítico de los métodos EOR para la Región 1. ........................................... 117 Tabla 21: Eficiencia de desplazamiento e incremental en las zonas seleccionadas. ...................... 120 xvii Tabla 22: Sensibilidades para las tasas de inyección en base a la optimización de los disparos y selección de la tasa correcta, se hicieron 2 sensibilidades en los disparos y variaciones en las tasas (var.). .............................................................................................................................................. 158 Tabla 23: Resultados del estudio realizado, Factor de Recobro y petróleo incremental ................ 163 xviii ÍNDICE DE GRAFICOS Gráfico 1: Factor de Recobro según el mecanismo de producción primaria ................................... 11 Gráfico 2: Permeabilidades relativas en función de la saturación de agua ...................................... 22 Gráfico 3: Presión capilar en función de la saturación de agua ....................................................... 25 Gráfico 4: Presión capilar para identificar zonas y contactos. ......................................................... 25 Gráfico 5: Curva típica de flujo fraccional en función de la saturación de agua (fluido desplazante). .................................................................................................................................................. 40 Gráfico 6: Efecto del buzamiento en el flujo fraccional................................................................... 41 Gráfico 7: Efecto de la presión capilar en el flujo fraccional. .......................................................... 42 Gráfico 8: Efecto del caudal de inyección en el flujo fraccional. .................................................... 43 Gráfico 9: Efecto de la viscosidad del petróleo en el flujo fraccional............................................. 44 Gráfico 10: Saturación de petróleo residual en función del número capilar. ................................... 57 Gráfico 11: Efecto de la razón de movilidad sobre la recuperación de petróleo. ............................. 59 Gráfico 12: Historia de producción del campo desde su inicio de producción. ............................... 89 Gráfico 13: Relación de solubilidad del petróleo en función de la presión...................................... 91 Gráfico 14: Factor volumétrico del petróleo en función de la presión. ............................................ 92 Gráfico 15: Viscosidad del petróleo en función de la presión.......................................................... 92 Gráfico 16: Iones presentes en el agua de formación. ...................................................................... 96 Gráfico 17: Diagnóstico de los pozos ubicados en la arena CW, divido en problemas de coning (conificación), channeling (canalización) y radial flow (flujo radial). ............................................. 97 Gráfico 18: A la izquierda, pozos donde su salinidad ha sido afectada con respecto al tiempo, quiere decir que ha habido un influjo de agua extraña al reservorio, mientras que a la derecha se encuentra la tendencia de salinidad tomada de las muestras en ciertos pozos. ................................ 99 Gráfico 19: Iones presentes en el agua de formación. .................................................................... 104 Gráfico 20: Curvas de presión capilar de varias muestras aplicadas en el estudio. ....................... 105 Gráfico 21: Curvas de permeabilidad relativa para el yacimiento CW. ......................................... 107 Gráfico 22: Curvas de permeabilidad relativa para el proceso de LSW. ....................................... 108 Gráfico 23: Curvas de permeabilidad relativa Alta Salinidad (HS) vs Baja Salinidad (LS). ......... 109 xix Gráfico 24: Curva de flujo fraccional en función de la saturación de agua, además del cálculo de la pendiente. ....................................................................................................................................... 111 Gráfico 25: Ajuste de Historia (HM) del campo CENTINELA..................................................... 112 Gráfico 26: Eficiencia de desplazamiento vs Tiempo, para la inyección de cada agente para la zona 1 (RRE1) de la Región 1 ................................................................................................................ 120 Gráfico 27: Producción de petróleo vs Tiempo, flujo continuo para la zona 1 (RRE1) de la Región 1 ...................................................................................................................................................... 121 Gráfico 28: Eficiencia de desplazamiento la inyección de agua de baja salinidad vs Tiempo, flujo continuo para la zona 1 (RRE1) de la Región 1 ............................................................................. 121 Gráfico 29: Eficiencia de desplazamiento la inyección de agua de baja salinidad vs Tiempo, flujo continuo para la zona 1 (RRE2) de la Región 1 ............................................................................. 122 Gráfico 30: Sensibilidades de inyección de agua. .......................................................................... 159 Gráfico 31: Sensibilidades de inyección de agua seleccionada, Sensibilidad de disparos 2, variación 6. ..................................................................................................................................................... 159 Gráfico 32: Caso Base .................................................................................................................... 160 Gráfico 33: Caso Inyección de Agua ............................................................................................. 161 Gráfico 34: Caso Inyección de Baja Salinidad Agua ..................................................................... 162 Gráfico 35: Caso inyección de baja salinidad agua, caso inyección de agua, caso base ................ 162 Gráfico 36: Producción acumulada de petróleo ............................................................................. 163 xx ABREVIATURAS Y SIGLAS API.- American Petroleum Institute. ASP.- Alcalinos, surfactante y polímeros. BAPD.- Barriles de agua por día. BLS.- Barriles. BN.- Barriles normales. Bo.- Factor volumétrico del petróleo. BPPD.- Barriles de petróleo por día. BY.- Barriles yacimiento. CAP.- Contacto agua-petróleo. CIC.- Capacidad de Intercambio Catiónico. EDL.- Capa eléctrica doble. EOR.- Enhanced Oil Recovery. FCI.- Índice de capacidad de flujo. FR.- Factor de Recobro. GPE.- Geosciences & Petroleum Engineering. HCPV.- Hidrocarburo por volumen poroso. iHCPV.- Índice de hidrocarburo por volumen poroso. HM.- Ajuste de historia. IOR.- Improved Oil Recovery. LSW.- Low Salinity Waterflooding. xxi Nca.- Número capilar. PPM.- Partes por millón PSI.- Pounds per Square Inch Pb.- Presión de burbuja POES.- Petróleo Original en Sitio PTS.- PetroTechnical Services PVT.- Presión, Volumen, Temperatura. Pwf.- Presión de fondo fluyente RQI.- Índice de calidad de roca. RRE1, RRE2.- Área representativa 1 y 2 Rs.- Relación de solubilidad. So.- Saturación de petróleo Sor.- Saturación de petróleo residual, SSTVD.- Sub-sea true vertical depth. Swcr.- Saturación de agua crítica. Swirr.- Saturación de agua irreductible. Swi.- Saturación de agua inicial TVD.- True vertical depth. xxii UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS “ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO NEGRO.” Autor: Andrés Alejandro Vaca Rodríguez Tutor: Ing. Nelson Suquilanda Abril 2015 RESUMEN Tesis enfocada en la estimación del factor de recobro, mediante la inyección de agua de baja salinidad como método de recuperación mejorada en un yacimiento de petróleo negro, utilizando un modelo de simulación numérica para analizar posibles oportunidades basado en la efectividad del agente EOR (agua de baja salinidad), el presente estudio identifica y analiza una nueva oportunidad en el gerenciamiento de campos maduros con alta producción de agua. Partiendo de un modelo de simulación numérica caracterizado estática y dinámicamente ajustado por producción y presión, se genera mapas indicadores de oportunidades para la implementación del método en zonas piloto, donde se definirá diferentes estrategias de inyección del agente EOR. Finalmente se estimara el factor de recobro para cada estrategia seleccionada, determinando cuál de ellas es la más apropiada para el desarrollo del campo. Como resultado el flujo de trabajo para la inyección de agua de baja salinidad será creado sirviendo como referencia en futuros proyectos. Objetivo General: Estimar el factor de recobro mediante la inyección de agua de baja salinidad, utilizando un modelo de simulación numérica para el análisis de oportunidad en un campo de petróleo. PALABRAS CLAVES: <ESTIMACIÓN> < FACTOR DE RECOBRO > < AGUA DE BAJA SALINIDAD > <SIMULACIÓN NUMÉRICA> <ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD><YACIMIENTOS DE PETRÓLEO NEGRO> xxiii ABSTRACT Thesis focused in the estimation the recovery factor, by low salinity waterflooding as enhanced recovery method in a black oil reservoir, using a numerical simulation model to analyze possible opportunities based on the effectiveness of EOR agent (low salinity waterflooding), this study identifies and analyzes a new opportunity in the management of mature fields with high water production. Starting of a numerical simulation model characterized statically and dynamically adjusted by production and pressure, opportunities indicators maps are generated for implementing the method in pilot areas, where will be defined different strategies for EOR agent injection. Finally the recovery factor is estimated for each selected strategy, determining which one is most appropriate for field development plan. As a result the workflow for the low salinity waterflooding will be created to serve as a reference for future projects. General Objective: To estimate the recovery factor by low salinity waterflooding, using a numerical simulation model for the analysis of opportunity in an oil field. KEYWORDS: <ESTIMATE> <RECOVERY FACTOR> <LOW SALINITY WATER> <NUMERICAL SIMULATION> <ANALYSIS OF OPPORTUNITY> <BLACK OIL FIELDS> xxiv INTRODUCCIÓN La producción de petróleo en los campos de la cuenca oriente Ecuatoriana están disminuyendo debido a una reducción de la energía propia de los yacimientos asociada a su mecanismo de empuje (recuperación primaria) así como campañas de explotación agresivas en el plan de desarrollo de los campos, donde la prioridad es obtener un mayor caudal de petróleo a partir de la perforación de pozos nuevos, y/o completaciones que produzcan mayores volúmenes de petróleo, esto se ha ido desarrollando sin considerar: depletación natural del campo, mecanismo de empuje, y las altas permeabilidades que favorecen la conificación de agua que con el pasar del tiempo llevarán a que los cortes de agua aumenten drásticamente. Los campos maduros en el Ecuador se caracterizan por manejar altos cortes de agua, lo cual se podría considerar como un problema tomando en cuenta que se requiere aumentar las facilidades de superficie para manejar altos volúmenes de fluido, por otro lado puede ser una oportunidad para generar una estrategia en el gerenciamiento del agua que nos permita aprovecharla en la optimización de la producción de petróleo. Una oportunidad para el aprovechamiento de estos volúmenes de fluido particularmente del agua, puede ser la aplicación de un método de recuperación mejorada (EOR), entre otros están los métodos químicos: polímeros, surfactantes, álcalis, ASP (álcali, surfactantes y polímeros), y agua de baja salinidad (LSW), todos estos procesos mencionados se los realiza con la inyección de agua. Una forma del manejo y gerenciamiento del agua podría ser la Inyección de Agua de Baja Salinidad como método de recuperación mejorada, el cual aprovecha los volúmenes de agua, y mediante un estudio adecuado brinda una oportunidad para el aumento de la producción de petróleo; considerando un bajo presupuesto se puede adecuar las instalaciones de superficie para el tratamiento del agua producida por dichos campos y la inyección según los requerimientos de ingeniería; además, se puede destacar que este método de recuperación mejorada brinda un manejo adecuado del agua sin causar impacto ambiental en el entorno. Para la aplicación de este método de recuperación mejorada se seleccionó una área piloto, la cual fue identificada en base a mapas indicadores que fueron obtenidos a partir del modelo de simulación numérica ajustado por producción y presión, como son: Hidrocarburo por volumen poroso (HCPV), Saturación de Petróleo Móvil (SOM), Índice de Calidad de Roca (RQI), y el Índice de Capacidad de Flujo (FCI). Se realizó un análisis de estos indicadores para así establecer el área óptima para una prueba piloto a nivel de simulación. xxv Después de haber seleccionado esta área piloto se procedió a diseñar los arreglos de pozo y patrones para la inyección del agente de recuperación mejorada (agua de baja salinidad), controlando: tasas de inyección, concentración de sal, presiones de inyección, tipos de pozos entre otros. Finalmente se realizó predicciones en el modelo de simulación numérica a 6 años donde se observó un aumento del factor de recobro, lo que evidencio el funcionamiento del método de recuperación mejorada, la oportunidad de la aplicación del mismo, generando una oportunidad para campos con altos cortes de agua, producción de petróleo en zonas que no han sido drenadas o con baja producción de petróleo entre otras. Adicionalmente se diseñó un flujo de trabajo para un proceso de inyección de agua de baja salinidad (LSW), que servirá para la aplicación del mismo, y podrá ser tomado como base para estudios futuros. xxvi CAPÍTULO I 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1. Enunciado del problema ¿Cómo estimar el factor de recobro mediante la inyección de agua de baja salinidad, utilizando un modelo de simulación numérica para un análisis de oportunidad en un campo de petróleo negro? 1.2. Enunciado del tema “ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE AGUA DE BAJA SALINIDAD, UTILIZANDO UN MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL ANÁLISIS DE OPORTUNIDAD EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO” 1.3. Descripción del problema En Ecuador la mayoría de campos de la Cuenca Oriente tienen yacimientos cuyo principal mecanismo de empuje es hidráulico, es decir su energía proviene de acuíferos a estos se los denomina yacimientos volumétricos. Después de varios años de producción en este tipo de yacimientos se tiene problemas en pozos por conificación de agua que conlleva a tener cada vez mayor producción de agua, obligando así a cerrar estos pozos o realizar trabajos de reacondicionamiento. Estos problemas sin duda son consecuencia de varios factores entre los cuales los más importantes son, altas permeabilidades tanto verticales como horizontales, empuje hidráulico activo (acuíferos infinitos), altas caídas de presión entre otros. Todos estos problemas llevan al aumento de las facilidades de superficie que permitan el manejo de grandes volúmenes de agua, y a una disminución representativa de la producción de petróleo. Esta disminución de petróleo se debe entre otras a: altas permeabilidades que afectan la movilidad de los fluidos, tipos de roca con permeabilidades relativas que preferencian el flujo de agua, acuíferos activos etc. Por todas estas razones se ha llegado a entrampar ciertos volúmenes de petróleo en ciertas 1 zonas del yacimiento. Aquí es donde se observa la oportunidad en el gerenciamiento de estos campos aprovechando la producción del agua en la aplicación de un método de recuperación mejorada como lo es la inyección de agua de baja salinidad, que permita optimizar la producción de petróleo con un bajo costo y sin causar daño ambiental. Debido a esto surge la pregunta: ¿Cómo gerenciar un campo con altos cortes de agua, para optimizar la producción de petróleo, mediante la aplicación de un método de recuperación mejorada basado en la inyección de agua de baja salinidad? 1.4. Objetivos 1.4.1. Objetivo general Estimar el factor de recobro mediante la inyección de agua de baja salinidad, utilizando un modelo de simulación numérica para el análisis de oportunidad, en un campo de petróleo negro. 1.4.2. Objetivos específicos Analizar el fundamento teórico de la inyección de agua de baja salinidad como método de recuperación mejorada, para identificar parámetros positivos y negativos en la aplicación de este método EOR. Identificar las propiedades de roca y fluido que favorecen la inyección de agua de baja salinidad. Realizar la selección de zonas representativas del yacimiento, partiendo del cálculo de mapas promedio, basados en indicadores como son: RQI (rock quality index), FCI (flow capacity index), HCPV (hydrocarbon pore volume), SOM (saturación de petróleo móvil) y SOI (simulation opportunity index) Seleccionar un área piloto a partir de las zonas representativas del yacimiento antes definidas, que tengan saturaciones de petróleo móvil representativas y estén en zonas donde sea factible su drenaje. (menor incertidumbre) Realizar predicciones en las áreas piloto seleccionadas mediante casos de simulación: Caso base, Caso de inyección de agua, Caso de inyección de agua de baja salinidad. 2 Evaluar la eficiencia de la inyección de agua de baja salinidad, mediante el cálculo del Factor de Recobro. Crear un flujo de trabajo para el modelamiento de la inyección de agua de baja salinidad. 1.5. Justificación Para el Ecuador el petróleo se considera como una de las principales fuente de energía y constituye uno de los rubros más importantes para el presupuesto del Estado, es por ello que las compañías estatales y extranjeras han unido esfuerzos para incrementar la producción del hidrocarburo, esto implica el uso y desarrollo de nuevas tecnologías, así como también la aplicación de nuevas estrategias de desarrollo de los campos para aumentar la producción de dicho recurso. Los campos Ecuatorianos se encuentran en etapa de madurez, donde las reservas asociadas a los distintos mecanismos de empuje (recuperación primaria) han disminuido, y donde se ve como una limitación los grandes cortes de agua, se observa una oportunidad para pasar a una siguiente etapa de desarrollo de estos campos con el fin de aumentar la producción de dichas reservas, en base a un proceso de recuperación mejorada como la inyección de agua de baja salinidad, que aprovecha los altos volúmenes de agua optimizando la producción de petróleo sin causar daño alguno al medio ambiente. 1.6. Factibilidad y Accesibilidad 1.6.1. Factibilidad El presente trabajo es posible realizarlo ya que se dispone del talento humano, un estudiante de la carrera de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador , dos asesores uno por parte de la Universidad y otro por parte de la empresa Schlumberger del Ecuador, Segmento GPE-PTS, quienes brindaran todo sus conocimientos técnicos y experiencia en la industria petrolera. Se poseen los recursos económicos necesarios, recursos bibliográficos, web-gráficos, y tecnológicos para el desarrollo del mismo, adicional se cuenta con un cronograma de actividades establecido para el cumplimiento de los objetivos. 3 1.6.2. Accesibilidad La compañía Schlumberger del Ecuador, Segmento GPE-PTS proporcionará toda la información que el investigador considere pertinente para el desarrollo de la presente tesis, además que se cuenta con la Biblioteca Universitaria que facilita la recolección de información. La Universidad Central del Ecuador y su Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental brinda las facilidades para que el estudiante pueda realizar su investigación en dicha empresa. 4 CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO 2.1. Marco Institucional “Geosciences and Petroleum Engineering –Schlumberger proporciona servicios de consultoría técnica en todo el ciclo de vida productiva de yacimientos mediante la aplicación de conocimientos multidisciplinarios, flujos de trabajo únicos, y soluciones mediante el uso de software.” Schlumberger (GPE), 2013 Los servicios integrados de Schlumberger incluyen: Servicios de exploración - generación de prospectos y estimación de recursos. Estudios y simulación de yacimientos. Planificación para desarrollo de campos Planificación de perforación y completaciones de pozos Evaluación geológica. Análisis de producción y optimización Estudios EOR Estudios, evaluación, desarrollo y planificación de producción mediante recursos no convencionales. 2.1.1. Perfil de la empresa Schlumberger es el proveedor líder a nivel mundial de soluciones en tecnología, gestión de proyectos integrados y proporciona información a los clientes que trabajan en la industria del petróleo y gas en todo el mundo. Empleando aproximadamente a 120,000 personas representados por más de 140 nacionalidades y trabajando en más de 85 países, Schlumberger proporciona una gama amplia de productos y servicios en la industria, desde la exploración hasta la producción. La empresa cuenta con oficinas principales en Houston, París y La Haya. Los ingresos por 5 operaciones continuas fueron de $ 41,730 millones en 2012. Las acciones de Schlumberger se cotizan en la Bolsa de Nueva York, bajo el símbolo SLB, en el Euronext París, Euro Next Amsterdam, Londres y las seis bolsas de valores en Suiza.(Schlumberger, 2013) Organización Schlumberger maneja su negocio a través de 35GeoMarkets, que se agrupan en cuatro áreas geográficas: América del Norte, América Latina, Europa y África, Rusia, Oriente Medio y Asia. La estructura GeoMarket ofrece a los clientes un único punto de contacto a nivel local para las operaciones de campo y reúne a equipos geográficamente enfocados satisfacer las necesidades locales y ofrecer soluciones personalizadas. Trabajando en conjunto con segmentos de tecnología de la compañía, los GeoMarkets proporcionan soluciones eficientes a los clientes, y a través de los cuales los ingenieros de Schlumberger optimizan las operaciones y soluciones durante toda la vida productiva de los campos petroleros. (Schlumberger, 2013) Visión “Nuestra visión es crear nuevas vías de crecimiento al convertirnos en los líderes reconocidos suministrando soluciones integradas de geo-ciencia y petrofísica a lo largo de toda la cadena de valor de los yacimientos, desde la exploración hasta la producción.” Schlumberger (PTS), 2013 Valores La dedicación al cliente: Ofrece servicios que mejoran el rendimiento de los clientes y construir sobre éste, lealtad y confianza. Está frente a los retos de los clientes, escucha sus necesidades, anticipa y planifica el cumplimiento de los compromisos. Atención a las personas: Contrata profesionales con talento y se esfuerza por brindarles un ambiente de trabajo estimulante, ofreciendo el respeto de la individualidad, la recompensa a la iniciativa y el logro, la formación amplia y oportunidades desafiantes. Promueve la eficacia alentando a la gente a trabajar juntos. 6 Pasión por la innovación: Está totalmente comprometida con la innovación en todos los ámbitos de sus actividades con el fin de conseguir el constante cumplimiento de las expectativas de los clientes; con la creatividad y la agilidad que le caracteriza. Excelencia en la acción: Está impulsada por la búsqueda de la excelencia como la raíz de todas sus acciones a través de la entrega de los servicios de alta calidad y dedicación a los más altos estándares de salud y de seguridad. Está constantemente elevando los niveles de disciplina. (Schlumberger, 2013) 2.1.2. Perfil de la Carrera de Ingeniería de Petróleos Universidad Central del Ecuador Facultad de Ingeniería en Geología Minas Petróleos y Ambiental Carrera de Ingeniería de Petróleos Misión Formar integralmente a los profesionales investigadores y técnicos críticos de nivel superior con el conocimiento científico tecnológico para el análisis y solución de problemas y el manejo de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos con valores éticos sociales y ambientales capaces de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e internacionales. Visión Ser líder en el aprovechamiento sustentable y sostenible de los hidrocarburos para contribuir al desarrollo del país y de la humanidad. Propósito La Carrera de Ingeniería de Petróleos prepara profesionales aptos para la exploración y explotación de petróleo y gas mediante la planificación diseño construcción de la infraestructura hidrocarburífera empleando ciencia tecnología e innovación en la industria 7 petrolera a nivel mundial a través de técnicas y materiales en forma responsable y creativa contribuyendo al mantenimiento e incremento de la producción, almacenamiento, transporte y comercialización de petróleo gas y derivados mediante la disposición y manejo del recurso energético con las mejores tecnologías para la protección del medio ambiente respetando el patrimonio cultural de las comunidades en las áreas de influencia. Objetivo General Formar profesionales altamente capacitados científica y tecnológicamente con análisis y sentido crítico para proyectar ejecutar y tomar decisiones en la solución de problemas generales y específicos relacionados con la industria petrolera. 2.2. Marco legal Schlumberger Ecuador es una compañía privada, de tipo Prestación de Servicios. Cabe recordar que las actividades de exploración y explotación serán delegadas de manera excepcional a empresas extranjeras celebrando contratos de asociación, participación y prestación de servicios, rige bajo la Ley de Hidrocarburos del Ecuador, publicada en el Registro Oficial No 244, Artículo 2, actualizada a mayo del 2013, señala: Art. 2.- El Estado explorará y explotará los yacimientos señalados en el artículo anterior en forma directa a través de las Empresas Públicas de Hidrocarburos. De manera excepcional podrá delegar el ejercicio de estas actividades a empresas nacionales o extranjeras, de probada experiencia y capacidad técnica y económica, para lo cual la Secretaría de Hidrocarburos podrá celebrar contratos de asociación, de participación, de prestación de servicios para exploración y explotación de hidrocarburos o mediante otras formas contractuales de delegación vigentes en la legislación ecuatoriana. También se podrá constituir compañías de economía mixta con empresas nacionales y extranjeras de reconocida competencia legalmente establecidas en el País. (p.1, 2) 8 2.3. Marco ético El presente trabajo no va a afectar los intereses de la compañía ni de los autores de estudios similares. 2.4. Marco referencial 2.4.1. Ubicación del área de estudio El estudio será realizado en la Cuenca Oriente del Ecuador en el sector Nor-Este de dicha cuenca, aplicado para un yacimiento de petróleo negro, cuyo mecanismo de empuje es hidráulico. Área de estudio Figura 1: Mapa de la zona de estudio. Fuente: Google Maps. 9 2.5. Marco conceptual El presente temario será la base y el soporte para la investigación propuesta, este temario fue revisado y aprobado como parte de la investigación. 2.5.1 Yacimientos Hidrocarburíferos Se denomina yacimiento de hidrocarburos a una porción de roca limitada con características petrofísicas (porosidad y permeabilidad) que permitan almacenar cantidades representativas de petróleo y/o gas en sus espacios porosos. Figura 2: Muestra de un yacimiento de petróleo Fuente: Yacimiento de petróleo, blog petrolero 2.5.2. Petróleo Original en Sitio Se define como Petróleo Original en Sitio al volumen en barriles de petróleo bruto que se encuentra almacenado en el yacimiento. Este valor se lo puede calcular mediante la siguiente ecuación: POES = 7758 x Φ x (1 − Sw) x A x h Bo Donde: POES: Petróleo Original en Sitio (BN, barriles a condiciones normales) Φ: Porosidad, expresada en fracción 10 Sw: Saturación de agua, expresada en fracción A: Área del yacimiento (Acres) h: Espesor de la arena (ft) Bo: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN, BY barriles yacimiento) 7758: Constante de unidades. 2.5.3. Factor de Recobro El factor de recobro representa la fracción del volumen del petróleo original en el reservorio que puede ser recuperado en superficie, se puede estimar el factor de recobro para cada mecanismo de empuje asociado a la producción de petróleo. Se la puede determinar de la siguiente forma: 𝑟= 𝑁𝑝𝑇 𝑁 Dónde: r: Factor de recobro, expresada en fracción NpT: Producción total de petróleo (BN) N: Petróleo original en sitio (BN) Gráfico 1: Factor de Recobro según el mecanismo de producción primaria Fuente: ESCOBAR, F. Fundamentos de Ingeniería en Yacimientos. Año 2004. Pág. 27 11 2.5.4. Mecanismo de empuje “Los mecanismos de empuje o producción se refieren a las fuerzas naturales del yacimiento que hacen que los fluidos se muevan a los pozos y sean producidos” (Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Paris de Ferrer, 2010). Donde se puede encontrar 5 mecanismos de empuje. 2.5.4.1. Expansión de fluido y compresión de roca La producción de fluidos de un reservorio, incrementará la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión del poro, lo que originará una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie. La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de petróleo. En la mayoría de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecarga es aproximadamente de 1 psi por pie de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. En regiones con presiones normales, el gradiente de presión del fluido se encuentra entre 0.433 a 0.465 psi por pie de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementará normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie. (Lucio Carrillo Barandiaran, 2006, p. 77) 12 Figura 3: Expansión de Fluido y compresión de Roca Fuente: PTS-GPE Schlumberger 2.5.4.2. Empuje por gas en solución o gas disuelto El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil. 13 El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible. La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja, donde el petróleo es producido por la expansión del fluido líquido en el reservorio cuando se reduce la presión, esta normalmente en el rango de 1 a 3%. Sobre el punto de burbuja, la compresibilidad del petróleo es baja, tal como 5 x 104 psi-1, lo cual quiere decir que el petróleo posee una expansión volumétrica pequeña, y la producción de petróleo de este reservorio resultará en una rápida declinación de la presión. La recuperación de petróleo para el mecanismo de gas en solución, es decir cuando la presión cae por debajo del punto de burbuja, usualmente está en el rango de 5 a 30 % del petróleo original ensitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación. (Lucio Carrillo Barandiaran, 2006) Figura 4: Empuje por gas en solución o gas disuelto. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 14 2.5.4.3. Empuje por capa de gas Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere más petróleo son: (a) Baja viscosidad del petróleo. (b) Alta gravedad API del petróleo (c) Alta permeabilidad de la formación (d) Alto relieve estructural. (e) Gran diferencia de densidades La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales. (Lucio Carrillo Barandiaran, 2006) Figura 5: Empuje por capa de gas. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 15 2.5.4.4. Empuje hidráulico En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando una intrusión o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La intrusión ocurre debido a: (a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio. (b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo está en contacto con agua proveniente de la superficie. La eficiencia de recuperación para reservorios por empuje de agua está en el rango de 10 a 75 %. Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan: Acuífero de Fondo En la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. 16 Acuífero Lateral En la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados. Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son: (a) El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua. (b) Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 mD). (c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa. (d) El método de balance de materiales es el mejor indicador. Entre los métodos para estimar la recuperación se tiene: Buckley-Leverett, la técnica de DykstraParsons, el método de Stiles, Balance de Materiales, Correlaciones y Simulación Numérica. Para estimar el influjo tenemos las teorías de Van-Everdingen y Fetkovich. (Lucio Carrillo Barandiaran, 2006) Figura 6: Mecanismo de producción por acuífero Fuente: PTS-GPE Schlumberger 17 Tabla 1: Características y comportamiento del empuje hidráulico. Fuente: Mecanismos de impulsión de los reservorios. Carrillo L 2.5.4.5. Segregación gravitacional En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80%. 18 Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes: (a) Variaciones del GOR con la estructura. (b) Aparente mejora del comportamiento de las permeabilidades relativas gas/petróleo. (c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión. (Lucio Carrillo Barandiaran, 2006,) Resumen de los mecanismos de empuje para yacimientos de hidrocarburos Tabla 2: Características de los diferentes mecanismos de empuje Fuente: Mecanismos de Impulsión de los Reservorios. Carrillo L 2.5.5. Saturaciones de fluidos De manera general la saturación de fluidos en el yacimiento se define como la fracción del volumen poroso ocupado por algún fluido en relación al volumen poroso total. Y se lo puede calcular mediante la siguiente expresión: 𝑆𝑓 = 𝑉𝑓 𝑉𝑝 Donde: Sf: Saturación del fluido, fracción 19 Vf: Volumen del fluido Vp: Volumen poroso de la roca 2.5.5.1. Saturación de agua irreductible, Swirr Es la saturación de agua que no puede ser reducida bajo ningún método, la misma que es estimada mediante pruebas de laboratorio, y para el estudio lleva las siglas de Swirr. 2.5.5.2. Saturación de agua crítica, Swcr Es la mínima saturación de agua antes que empiece a moverse 2.5.5.3. Saturación de agua inicial, Swi Se denomina saturación de agua inicial (Swi.) a la saturación de agua que debido a la presión capilar se tiene en el yacimiento, por efecto del espesor y calidad de las rocas. 2.5.5.4. Saturación de agua connata La saturación de agua connata, es la saturación de agua que se tenía al momento de la depositación de los sedimentos. Se puede determinar por tres diferentes métodos: - Núcleos tomados en pozos perforados. - Cálculos a partir de la presión capilar. - Cálculo a partir de registros eléctricos. 20 2.5.5.5. Saturación de petróleo residual La saturación residual de petróleo es expresada como Sor, y corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento de la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento como recuperación segundaria por inyección de agua, es muy importante realizar una determinación de este parámetro ya que establece la eficiencia de desplazamiento de petróleo por agua, esta saturación definirá un punto de partida para la aplicación de una método de recuperación mejorada. 2.5.5.6. Permeabilidades relativas Es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido a una determinada saturación con respecto a la permeabilidad absoluta. Matemáticamente se dispone de la siguiente expresión para cada uno de los fluidos del yacimiento: 𝑘𝑟𝑔 = 𝑘𝑔 𝑘 𝑘𝑟𝑤 = 𝑘𝑤 𝑘 𝑘𝑟𝑜 = 𝑘𝑜 𝑘 Donde: krg: Permeabilidad relativa al gas, fracción krw: Permeabilidad relativa al agua, fracción kro: Permeabilidad relativa al petróleo, fracción k: Permeabilidad absoluta, mD kg: Permeabilidad al gas, mD kw: Permeabilidad al agua, mD ko: Permeabilidad al petróleo, mD 21 Permeabilidades relativas vs. Saturación de agua 1,0 0,9 0,8 0,7 Kr 0,6 0,5 Krw_113_D10 0,4 Kro_113_D10 0,3 0,2 0,1 0,0 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 Sw Gráfico 2: Permeabilidades relativas en función de la saturación de agua Fuente: PTS-GPE Schlumberger 2.5.6. Fuerzas Capilares Son las fuerzas que resultan de la interacción entre la cohesión de un fluido y su adhesión con las partículas del medio poroso (roca), por contraposición a las adsorbentes. 2.5.6.1. Tensión inter-facial Es la propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión inter-facial: cuando una de las fases es el aire se denomina tensión superficial. La tensión inter-facial es la energía de Gibbs por unidad de área de interfaz a temperatura y presión fijas. La tensión inter-facial se produce porque una molécula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de una molécula equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión inter-facial. 22 2.5.6.2. Presión capilar “En sistemas formados por petróleo y agua, o petróleo y gas, se origina una interface curvada entre los dos fluidos que tiene la tendencia a contraerse formando el área más pequeña por unidad de volumen” Magdalena Paris de Ferrer, 2010. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto existe una discontinuidad en la presión entre ellos que dependerá de la curvatura de la interface que los separa. Esta diferencia de presión se denomina presión capilar. Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en dicho medio poroso, matemáticamente se expresa como: Pc = Pnm − Pm Donde: Pc: Presión capilar (Psi) Pnm: Presión en la fases no mojante (Psi) Pm: Presión en la fases mojante (Psi) Existen tres tipos de presión capilar de acuerdo a las fases que se encuentran presentes: Para un sistema agua-petróleo (Pcwo) Pcwo = Po − Pw Para un sistema gas-agua (Pcgw) Pcgw = Pg − Pw Para un sistema gas-petróleo (Pcgo) Pcgo = Pg − Po Donde: Po: Presión del petróleo (Psi) Pg: Presión del gas (Psi) 23 Pw: Presión del agua (Psi) En términos de la tensión superficial matemáticamente la presión capilar en un sistema agua-petróleo se puede expresar como: Pc = 2σow(cosϴ) r Donde: Pc: Presión capilar (dina/cm2) σow: Tensión Superficial (dina/cm) ϴ: Angulo de contacto, expresado en grados r: Radio del capilar (cm) Figura 7: Tubo capilar. Fuente: Blog petrolero Otra forma de obtener datos de presión capilar es por medio de pruebas de laboratorio como inyección de mercurio. En esta prueba la presión capilar se identifica como la fracción de fluidos que se retienen en el medio poroso luego del desplazamiento, tomando en cuenta que la prueba es ejecutada como un proceso de drenaje, la saturación que ya no podrá ser desplazada será la saturación de agua irreductible (Swirr). En caso de que la prueba sea un proceso de imbibición, la saturación que no podrá ser desplazada será la saturación de petróleo residual (Sor). 24 Gráfico 3: Presión capilar en función de la saturación de agua Fuente: PTS-GPE Schlumberger Gráfico 4: Presión capilar para identificar zonas y contactos. Fuente: Petrofísica I. 25 2.5.6.3. Mojabilidad La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante tenderá a dispersarse sobre la fase sólida y un sólido poroso tenderá a absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos la fase no mojante. Las rocas pueden ser mojadas con agua, mojada con petróleo o con una mojabilidad intermedia. El estado intermedio entre mojado con agua y mojado con petróleo puede ser causado por un sistema de mojabilidad mixta, en el que algunas superficies o granos se encuentran mojados con agua y otros con petróleo, o un sistema neutral en el que las superficies no se encuentran intensamente mojadas con agua ni con petróleo. Tanto el agua como el petróleo mojan la mayor parte de los materiales con preferencia con respecto al gas, pero el gas puede humedecer el azufre, el grafito y el carbón. La mojabilidad afecta la permeabilidad relativa, las propiedades eléctricas, los tiempos de relajación y los perfiles de saturación del yacimiento. El estado mojante incide en los procesos de inyección de agua y en el avance del acuífero en un yacimiento. La preferencia del yacimiento en términos de mojabilidad puede ser determinada mediante la medición del ángulo de contacto del petróleo crudo y el agua de formación en los cristales de sílice o de calcita o mediante la medición de las características de las muestras de núcleos en una prueba de imbibición con la técnica Amott o en una prueba de USBM Figura 8: Diferentes mojabilidades para una gota de petróleo, de izquierda a derecha, mojado al agua, mojabilidad mixta, mojado al petróleo. Fuente: Abdallah et al (2007). 26 a) Influencia en el desplazamiento La fase mojante en un sistema uniformemente mojado se encuentra tanto en los poros más pequeños y hacia fuera como una película delgada que cubre la superficie de la roca en los poros más grandes. La fase no mojante se encuentra en los centros de los poros más grandes. La siguiente figura muestra el impacto de la mojabilidad en la permeabilidad relativa en ambas fases, mojante y no mojante. Figura 9: Agua desplaza petróleo de un poro durante un proceso de inyección de agua. Fuente: Raza et al. (1968). En el caso de un yacimiento mojado por agua (literal (a) en el gráfico) una delgada capa de agua que cubre la roca de la superficie, después de la inyección de agua en el yacimiento, el agua se moverá 27 más fácilmente a lo largo de la superficie de la roca, ya que el agua sigue la superficie de la roca a través de los poros más pequeños comparado con la fase no mojante. El petróleo (fase no mojante) en este caso se mueve a través de los poros más grandes. Para un reservorio mojado por petróleo (literal (b) en el gráfico), la superficie de la roca es cubierta por petróleo, después de la inyección de agua la fase no mojante agua fluye a través de los poros más grandes. Al hacerlo este bypassea grandes cantidades de pequeños poros llenos de petróleo, en este caso el agua llega al punto de ruptura más rápido haciendo que haya un recobro bajo de petróleo comparado con un sistema mojado al agua. Como conclusión de este gráfico es correcto que cambiando la mojabilidad de un reservorio con mojabilidad al petróleo o mojabilidad mixta a mojabilidad al agua, la permeabilidad relativa del agua se reduce mientras al mismo tiempo la permeabilidad relativa para el flujo de petróleo es incrementada. Esto da como resultado condiciones de flujo para el petróleo más favorables. b) Impacto de la inyección de agua de baja salinidad Múltiples estudios han mostrado que la inyección de agua de baja salinidad pueden alterar la mojabilidad a escala de campo, existe evidencia que sugiere que la inyección de agua de baja salinidad usada en yacimientos de arenas mojadas al petróleo o mojabilidad mixta pueden llevar a una superficie de la roca más mojada al agua, que lograría tener una menor saturación de petróleo residual y aumentaría el recobro de petróleo. Se debe notar que también que se han llevado a cabo estudios para yacimientos que en su mayoría son mojados al petróleo y una cantidad representativa mojados al agua, a estos se les aplico una inyección de agua de baja salinidad con buenos resultados. En los últimos mencionados, yacimientos mojados al agua se reporta un alto en la producción de petróleo después de la inyección de agua de baja salinidad. Esto indica que es sumamente importante tener una buena comprensión de los procesos de geomecánica y todos los procesos físicos que ocurren en el yacimiento. 28 Una definición exacta de los beneficios de la inyección de agua de baja salinidad no existe aún. Sin embargo la inyección de agua de baja salinidad tiene un alto potencial actuando como modificador de mojabilidad, en los yacimientos de areniscas este alto potencial se debe a: (Vledder et al 2010) Granos de arcilla distribuidos en la superficie como caolinita. Salinidades altas (mayores a 10000 ppm) del agua de formación particularmente con alto contenido de cationes divalentes Ca2+. Petróleo que contenga componentes activos (componentes polares). La manera que la inyección de agua de baja salinidad cambia la mojabilidad no está totalmente entendida, más adelante se propondrá ciertos mecanismos de funcionamiento de la inyección de agua de baja salinidad. 2.5.7. Fuerzas viscosas Medida de la resistencia al flujo de un fluido. Las fuerzas viscosas en un fluido son proporcionales a la tasa con la cual cambia la velocidad del fluido en el espacio; la constante de proporcionalidad es la viscosidad. Para líquidos newtonianos (líquidos que no muestran variación de viscosidad con el índice de cizallamiento o de extensión), la relación entre la viscosidad por extensión con respecto a la viscosidad por cizallamiento es 3. Este valor es la relación de Trouton. Para líquidos más complejos, por ejemplo, soluciones poliméricas, la relación de Trouton puede ser diferente de 3 y puede variar con el índice de cizallamiento o de extensión. Figura 10: De izquierda a derecha se muestra como un esfuerzo tangencial altera el estado reposo de un cuerpo (fluido) el cual genera una resistencia al movimiento. Fuente: Viscosidad, mecánica de fluidos. 29 2.5.8. Número capilar El número capilar (Nca), es representado como una relación que se ha definido para describir la interdependencia entre las fuerzas viscosas y la tensión interfacial y la restricción al pasaje a través de un capilar. 𝑁𝑐𝑎 = 𝑘∆𝑝 𝑣 ∗ 𝜇𝑤 = 𝜎𝐿 𝜎𝑜𝑤 Donde: k: Permeabilidad efectiva del fluido desplazado, mD. p/L: Gradiente de presión, psi/ft. σ: Tensión interfacial entre fluidos, dinas/cm2. v: Velocidad de los fluidos en los poros, cm/s µw: Viscosidad del agua. cP. σow: Tensión inter-facial entre los fluidos, agua, petróleo, dinas/cm2. Entonces para un mejor entendimiento el número capilar es la relación que existe entre las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares. De esta manera para un proceso exitoso de EOR se busca que el numero capilar sea lo más alto posible, como se pude lograr esto, aumentando la viscosidad del fluido desplazante en este caso agua y disminuyendo la tensión interfacial entre los dos fluidos, aguapetróleo. 2.5.9. Movilidad Movilidad está definida como relación que existe entre la permeabilidad y la viscosidad. λ= 𝑘 𝜇 Donde: λ: Movilidad. k: Permeabilidad, mD. 30 µ: Viscosidad, cP. 2.5.9.1. Razón de Movilidad La razón de movilidad es definida matemáticamente como la relación entre la movilidad del fluido desplazante y la del fluido desplazado. 𝑀= 𝜆𝐷 (Fluido d𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒) 𝜆𝑑 (Fluido desplazado) En el caso de inyección de agua, la razón de movilidad será: 𝑀= 𝜆𝑤 𝜆𝑜 𝑘 𝜇 Conociendo que la movilidad de un fluido es 𝜆 = , M queda expresado de la siguiente manera: 𝑀= 𝑘𝑟𝑤 𝜇𝑜 𝑘𝑟𝑜 𝜇𝑤 La importancia de trabajar con un M < 1 (petróleo de baja viscosidad) radica en que según ensayos de laboratorio en un sistema lineal, al inyectar agua a un núcleo relativamente homogéneo se ejecuta un desplazamiento estable lo cual significa que el agua no viaja más rápido que el petróleo efectuándose así un desplazamiento tipo pistón, el más favorable que incluso podría mitigar el efecto de la heterogeneidad y el efecto de gravedad. Figura 11: Movilidad del fluido desplazante y desplazado hasta la ruptura. Fuente: AHMED, T. Reservoir Engineering Handbook. Año 2010. Pág. 987 31 Como se observa en la figura anterior, durante la inyección de agua se forma un banco de petróleo debido al desplazamiento que genera el agua inyectada, es así como se requiere de kro estimado a la Swi en el banco de petróleo y krw estimado a Swm en el banco de agua. Figura 12: Razón de movilidad antes y después del punto de ruptura Fuente: AHMED, T. Reservoir Engineering Handbook. Año 2010. Pág. 988 La razón de movilidad permanecerá constante hasta el punto de ruptura dado que Swm (saturación de agua en el frente de choque) no varía durante toda esta etapa, sin embargo, luego empezará a incrementar y por efecto M también lo hará. 2.5.10. Mecanismos de entrampamiento de fases El entrampamiento de fases es el fenómeno que se produce después de un proceso de desplazamiento de fluidos ya sea por inyección de agua o algún fluido desplazante, este mecanismo depende de: Estructura del poro en el medio poroso Interacción roca/fluido relacionado con la mojabilidad Interacción fluido-fluido reflejando en la tensión inter-facial. 32 2.5.10.1. Entrampamiento en un capilar Efecto Jamin El entrampamiento en un capilar o efecto Jamin se lo realiza calculando la presión requerida (usualmente alta) para forzar una fase no mojante a través de un sistema capilar como por ejemplo el medio poroso. A continuación se presenta el análisis de una gota de petróleo o burbuja de gas atrapada en un capilar preferentemente mojada al agua. Partiendo de: r A Agua B Ɵ Petróleo 𝑃𝑐 = 2𝜎𝑐𝑜𝑠𝜃 𝑟 Donde: Pc: Presión capilar σ: tensión interfacial r: Radio Partiendo del grafico expuesto anteriormente se procede de la siguiente manera. ΔP=PB-PA Pc=Pnm-Pm=PB-PA Donde: Pnm: Presión de la fase no mojante Pm: Presión de la fase mojante 33 r 1 A B Ɵ Agua 2 Agua Petróleo Pnm=Po (presión del petróleo) Pm=Pw (presión del agua) Pc=Pnm-Pm Sumando las ecuaciones. Pc1=Po-PA (*-1) -Pc2=-Po+PB Pc1-Pc2=PB-PA Resolviendo: PB-PA=Pc1-Pc2 2𝜎𝑜𝑤 𝑐𝑜𝑠𝜃 2𝜎𝑜𝑤 𝑐𝑜𝑠𝜃 𝑃𝐵 − 𝑃𝐴 = ( ) −( ) 𝑟 𝑟 𝐴 𝐵 PB-PA=0 Partiendo de las mismas ecuaciones observemos que sucede cuando varía el radio. rA 1 Agua A B 2 ƟA Petróleo ƟB Agua rB Figura 13: Las 3 figuras representan el entrampamiento en un capilar, Efecto Jamin. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger ΔP=PB-PA Pc=Pnm-Pm=PB-PA Pnm: Presión de la fase no mojante 34 Pm: Presión de la fase mojante Donde. Pnm: Po (presión del petróleo) Pm: Pw (presión del agua) Pc=Pnm-Pm Sumando las ecuaciones. Pc1=Po-PA (*-1) -Pc2=-Po+PB Pc1-Pc2=PB-PA Resolviendo: PB-PA=Pc1-Pc2 ΔP = ( 2σow cosθA 2σow cosθB ) −( ) rA rB A B ΔP = 2σow ( cosθA cosθB − ) rA rB 1 1 PB − PA = 2σOW cosθ ( − ) rA rB 2.5.10.2. Entrampamiento en dos capilares Poro Doublet Un modelo simple para estudiar el entrampamiento del petróleo es el Poro Doublet o lazo poroso. En este modelo la complejidad del medio poroso se extiende más allá del uso de un capilar al considerar flujo en dos capilares conectados paralelamente, como se ilustra a continuación: 35 Figura 14: Poro Doublet Fuente: PTS-GPE, Schlumberger Aquí se puede observar que el fluido en A se divide y fluye a través de capilares distintos una corta distancia y luego se une de nuevo en el punto B. En un medio poroso real existirán miles de lazos de fluido de este tipo: unos combinados en paralelo y otros combinados en serie. Si se observa la tasa de avance relativa del agua inyectada a través de los canales de radio r1 y r2, se notará que el agua alcanzará primero la segunda unión de los canales a través de un canal, y el petróleo es el petróleo residual. 2.5.11. Teoría de flujo fraccional Buckley y Leverett describen la teoría de flujo fraccional. Fue presentada inicialmente en 1941, dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado, y su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en la idea de un desplazamiento pistón con fugas: esto significa que existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso. La teoría de un desplazamiento tipo pistón es sin duda una simplificación en el caso de un yacimiento sujeto a un barrido lineal, ya que si bien es cierto que detrás del frente existe una región de flujo de dos fases, esta región es a menudo de extensión limitada y su influencia resulta insignificante, pues representa menos del 5% del volumen poroso. 36 La mayor limitación de esta teoría es que se aplica a un sistema lineal, como es el caso cuando ocurre un empuje natural de agua, una inyección periférica de agua o una expansión de la capa de gas; pero esto no es lo que sucede en muchos de los arreglos de pozos existentes en las operaciones de recuperación secundaria que no podrían simularse en una sola dimensión. Sin embargo, usando el concepto de eficiencia de barrido, se pueden utilizar algunas técnicas que permiten extender estos cálculos a sistemas no lineales. 2.5.11.1. Ecuación de flujo fraccional El desarrollo de esta ecuación se atribuye a Leverett y para deducirla, se considera un desplazamiento tipo pistón sin fuga, en el cual el fluido desplazado es el petróleo y el desplazante es agua. Figura 15: Flujo fraccional, para un modelo ideal. Fuente: Paris de Ferrer, Ingeniería de Yacimientos 0.001127∗𝐾∗𝐾𝑟𝑜∗𝐴 1+( 𝑓𝐷 = µ𝑜∗𝑞𝑡 𝑑𝑃𝑐 ) ∗ [ 𝑑𝑥 − 0.00694 ∗ (𝜌𝑑 − 𝜌𝑜) ∗ 𝑠𝑒𝑛⍺] 1+ µ𝑑∗𝐾𝑟𝑜 µ𝑜∗𝐾𝑟𝑑 Donde: qt: Caudal de inyección (BPD) 37 dPc/dx: Gradiente de presión capilar (Psi/ft) K: Permeabilidad absoluta (mD) µo: Viscosidad de petróleo (cP) µd: Viscosidad del desplazante (cP) A: Área de la sección transversal del reservorio a través del cual el fluido está fluyendo (ft 2) Kro; Krd: Permeabilidades relativas de petróleo y el desplazante (fracción) ρd; ρo: Densidad de desplazante y petróleo a condiciones de reservorio (lbm/ft3) ⍺: Ángulo medio entre la horizontal (eje positivo) y la dirección del flujo, en la dirección horaria (grados) 0.001127: Constante para conversión en unidades de campo (Bls/día-ft2) 0.00694: Factor de conversión que permite expresar unidades de los términos de gravedad, densidades de los fluidos y el gradiente de presión capilar (Psi/ft) Para facilitar el estudio acerca del desplazamiento del fluido en medios porosos y simplificar el uso de las ecuaciones de flujo fraccional se procede a despreciar los efectos causados por la presión capilar y gravedad teniendo así las siguientes ecuaciones. CASOS ECUACIÓN Avance horizontal del frente de invasión en En este caso α=0 además, se yacimientos horizontales. considera que los efectos capilares son muy pequeños. 𝑓𝑤 = Fórmula 𝜕𝑃𝑐 𝜕𝑥 →0 1 1+ 𝐾𝑟𝑜∗𝑢𝑤 𝑘𝑟𝑤∗𝑢𝑜 simplificada del flujo fraccional. 38 Avance del frente de invasión, buzamiento arriba. En este caso α=0 y 𝜕𝑃𝑐 𝜕𝑥 →0 𝑓𝑤 1 − 0.488 = α Avance vertical del frente de invasión 1+ 𝑘𝑜𝐴 ∆𝛾𝑠𝑒𝑛𝛼 𝑢𝑜 𝑞𝑡 𝐾𝑜∗𝑢𝑤 𝑘𝑤∗𝑢𝑜 En este caso α=90, senα=1 y 𝜕𝑃𝑐 𝜕𝑥 → 0 1 − 0.488 𝑓𝑤 = 1+ 𝑘𝑜𝐴 𝑢𝑜 𝑞𝑡 𝐾𝑜∗𝑢𝑤 ∆𝛾 𝑘𝑤∗𝑢𝑜 Tabla 3: Ecuaciones de flujo fraccional Fuente: Ingeniería de yacimientos, Paris de Ferrer 2.5.11.1. Curva de flujo fraccional A partir de la ecuación de flujo fraccional podemos determinar las tasas de flujo de petróleo y agua en cualquier punto del sistema de flujo considerado, además son incorporados todos los factores que afectan la eficiencia de desplazamiento de un proceso de inyección de agua, tales como: µo, µw, ρo, ρw, Pc. También se pueden incorporar propiedades de roca como son la permeabilidad (k), saturaciones de fluidos, tasa de inyección, gradiente de presión (∂p/∂x) y las propiedades estructurales del yacimiento (α, dirección de flujo). Entonces si la tasa de flujo total es constante, y si se tiene un desplazamiento de fluidos a temperatura constante, logrando que la viscosidad de los fluidos no cambiara con respecto al tiempo esto permitirá el uso de la ecuación simplifica para el flujo fraccional la cual es función de la saturación de agua, entonces se puede observar la siguiente gráfica. 39 fw vs Sw fw vs Sw Pendiente 1,0 1-Sor Flujo Fraccional Fw 0,8 0,6 0,4 0,2 Sw 0,0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Saturacion de agua (Sw) Gráfico 5: Curva típica de flujo fraccional en función de la saturación de agua (fluido desplazante). Fuente: PTS-GPE Schlumberger 2.5.11.3. Factores que afectan el flujo fraccional En el estudio del flujo fraccional para proyectos de inyección de cualquier fluido se analizan distintas variables que afectan el flujo de los fluidos en el yacimiento. Para tener una alta eficiencia de desplazamiento y, en consecuencia una inyección más eficiente, se requiere que el flujo fraccional de agua en cualquier punto del yacimiento sea el menor posible. Así se encontró la importancia de los siguientes factores en el estudio del flujo fraccional. 40 Efecto del ángulo de buzamiento En los literales anteriores se observó el efecto del buzamiento como el ángulo α, se observa que el flujo fraccional de agua para un desplazamiento buzamiento arriba será menor que para un desplazamiento buzamiento abajo, ya que en el primer caso la gravedad tiende a disminuir el flujo del agua. Gráfico 6: Efecto del buzamiento en el flujo fraccional. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Presión capilar Después de estudiar una gradiente de presión capilar donde se observa que el efecto sobre el flujo fraccional es aumentarlo, se tiene que en una inundación de un yacimiento con agua es deseable disminuir o eliminar el gradiente de presión capilar, lo cual se puede realizar alterando la mojabilidad de la roca o disminuyendo la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. 41 Gráfico 7: Efecto de la presión capilar en el flujo fraccional. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Mojabilidad El desplazamiento de petróleo en una roca mojada por agua es generalmente más eficiente que en una mojada por petróleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor más bajo a una determinada saturación de agua Caudal de inyección Para un proceso de inyección de agua es de vital importancia el estudio del proceso en forma práctica, el caudal de inyección es limitado por la economía del proyecto y facilidades de superficie (equipos de superficie) por lo tanto es una variable de vital importancia. El efecto del caudal de inyección depende de si el agua se mueve buzamiento arriba o buzamiento abajo, como el objetivo es disminuir el flujo fraccional fw, en las ecuaciones ordinarias para flujo fraccional se observa que el caudal tota de inyección Qt debe tener un valor bajo, pero si el agua se mueve buzamiento abajo el caudal a inyectarse debe ser mayor. 42 Gráfico 8: Efecto del caudal de inyección en el flujo fraccional. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Viscosidad de los fluidos (agua/petróleo) El valor del flujo fraccional tiene tendencia a aumentar a medida que la viscosidad del petróleo aumenta, esto se produce cuando se inyecta agua buzamiento arriba y se consideran insignificantes los efectos de la presión capilar, lo que por consiguiente hace que la producción de petróleo sea menor. Mientras que si la viscosidad del agua aumenta el flujo fraccional disminuye para el agua y le eficiencia de desplazamiento será mayor, esto se puede conseguir con la aplicación de un método de recuperación mejorada, más exactamente con la inyección de polímero. 43 Gráfico 9: Efecto de la viscosidad del petróleo en el flujo fraccional. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 2.5.12. Eficiencia de desplazamiento La eficiencia de desplazamiento es un factor microscópico determinado usualmente mediante pruebas de laboratorio de desplazamiento en sistemas lineales y se calcula para determinar la saturación de petróleo residual que queda detrás del frente de invasión, es así que la eficiencia de desplazamiento no es más que la fracción de volumen poroso ocupado por el fluido desplazante (agua), la cual se calcula mediante la siguiente expresión. 𝐸𝑑 = 𝑆𝑤𝑝𝑟𝑜−𝑆𝑤𝑖 1−𝑆𝑤𝑖 = 𝛥𝑆𝑜 𝑆𝑜 , donde: Ed: Eficiencia de desplazamiento, (fracción) Swpro: Saturación de agua promedio en el yacimiento (fracción) Swi: Saturación de agua inicial (fracción) 44 ΔSo: Variación de la saturación de petróleo en el yacimiento (fracción) So: Saturación de petróleo en el yacimiento (fracción) 2.5.12.1. Eficiencia de desplazamiento volumétrica Para un proceso de inyección de algún fluido la eficiencia de desplazamiento volumétrica es la medida de la efectividad de un proceso de recuperación de petróleo, esto depende del volumen del yacimiento que se encuentra ocupado por el fluido desplazante. La eficiencia del barrido volumétrico es un resultado total que depende del patrón de inyección seleccionado, los pozos de patrón separado, las fracturas en el yacimiento, la posición de los contactos gas-petróleo y petróleo/agua, el espesor del yacimiento, la permeabilidad y heterogeneidad areal y vertical, la relación de movilidad, la diferencia de densidad entre los fluidos de desplazamiento y desplazado y la tasa de flujo. Esta eficiencia de desplazamiento volumétrica se la puede obtener mediante la siguiente expresión. 𝐸 = 𝐸𝐴 ∗ 𝐸𝑉 Donde: E: Eficiencia de desplazamiento. EA: Eficiencia areal. EV: Eficiencia volumétrica. 2.5.12.2. Eficiencia de desplazamiento areal La eficiencia areal de barrido representa la fracción del área del reservorio que es contactada por el fluido desplazante en un proceso de inyección. Realizar un modelo matemático que permita calcular un valor de la eficiencia areal se vuelve complicado ya que está relacionada con propiedades como son la porosidad, permeabilidad, presión capilar, mojabilidad las cuales tienen influencia directa sobre el volumen de roca invadida así como también sobre la dirección y velocidad de movimiento de los fluidos, existen otros factores como son: La geometría de los pozos (inyectores, productores), 45 razón de movilidad y volumen de fluidos inyectados, para simplificar el estudio se define la siguiente expresión. 𝐸𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑏𝑙𝑒 Figura 16: Eficiencia de desplazamiento areal. Fuente: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer 2.5.12.3. Eficiencia de desplazamiento vertical Debido, principalmente, a la heterogeneidad del yacimiento, solo una fracción del área vertical del yacimiento es contactada por el fluido desplazante. Esta fracción, referida al área vertical total del yacimiento, se denomina eficiencia de desplazamiento vertical (Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer), así se tiene: 46 𝐸𝑉 = á𝑟𝑒𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑏𝑙𝑒 Figura 17: Eficiencia de desplazamiento vertical. Fuente: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer 2.5.13. Indicadores de oportunidad Los indicadores de oportunidad se los obtiene mediante la combinación de variables estáticas y dinámicas extraídas de la geología y el modelo de simulación, los indicadores nos ayudaran a tomar mejores decisiones para el plan de desarrollo de un campo. 2.5.13.1. RQI (Índice de calidad de roca) El índice de calidad de roca RQI describe las variaciones de la porosidad y permeabilidad que se encuentran en las diferentes litologías de un yacimiento, este indicador se encarga de definir las rocas 47 por similares características de flujo de fluidos usualmente denominados unidades de flujo, y se representa por la siguiente expresión. 𝑘 𝑅𝑄𝐼 = 0.0314√ ∅ Donde: k: Permeabilidad (mD) ϕ: Porosidad (fracción) 2.5.13.2. FCI (Índice de capacidad de flujo) El índice de capacidad de flujo es el producto de la permeabilidad (k), y el espesor de la formación (h). Es utilizado en la ingeniería de yacimientos para realizar cálculos como la predicción del comportamiento futuro, el potencial de recuperación secundaria y mejorada y el éxito potencial de los procedimientos de estimulación de pozos. La obtención del mejor valor posible de este producto es el objetivo principal de las pruebas de presiones transitorias. Para separar los elementos del producto, es necesario tener alguna medición independiente de uno de ellos, usualmente la estimación del espesor de la formación de producción procedente de registros de pozos. Entonces, se calcula la permeabilidad, siempre que se conozcan el factor de volumen y la viscosidad de la formación del fluido. La exactitud de la permeabilidad calculada depende enteramente de la exactitud del espesor estimado de la formación y de las propiedades del fluido. 𝐹𝐶𝐼 = 𝑘 ∗ ℎ 𝐹𝐶𝐼 = √𝑘𝑥 ∗ 𝑘𝑦 ∗ 𝐷𝑧 𝑆𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑦𝑎𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠. Donde: FCI: Índice de capacidad de flujo. (mD-ft) kx: Permeabilidad en el eje x de la celda. (mD.) ky: Permeabilidad en el eje y de la celda. (mD.) Dz: Espesor de la celda. (ft.) 48 2.5.13.3. HCPV (Hidrocarburo por volumen poroso) El HCPV ayuda a determinar el volumen de petróleo móvil por volumen poroso que se tiene en el yacimiento este indicador nos ayuda a determinar zonas donde se concentra petróleo que aún no ha sido drenado y está determinado por la expresión: 𝐻𝐶𝑃𝑉 = 𝑆𝑂𝑀 ∗ ∅ ∗ ℎ Donde: HCPV: Hidrocarburo por volumen poroso, iHCPV (índice de HCPV) SOM: Saturación de petróleo móvil, (fracción) ϕ: Porosidad (fracción) h: Espesor (ft) 2.5.13.4. SOM (Petróleo móvil) El petróleo móvil por definición es la fracción de petróleo que puede ser barrido por métodos convencionales, es decir es igual a la saturación de petróleo a un tiempo determinado menos la saturación de petróleo residual. 𝑆𝑂𝑀 = 𝑆𝑜(𝑡) − 𝑆𝑜𝑟 Donde: SOM: Saturación de petróleo móvil (fracción). So: Saturación de petróleo a un tiempo determinado (fracción). Sor: Saturación de petróleo residual (fracción). 49 2.5.13.5. SOI (Índice de oportunidad en la simulación) El concepto de SOI está basado en una expresión matemática que combina variables estáticas y dinámicas del yacimiento para estimar la calidad del yacimiento y asistir a los ingenieros de yacimiento en la ubicación de puntos en el yacimiento para la ubicación de pozos nuevos o con características favorables para la aplicación de un proceso de recuperación mejorada, se lo puede expresar mediante la siguiente expresión. 3 𝑆𝑂𝐼 = √𝐹𝐶𝐼 ∗ 𝑆𝑂𝑀 ∗ 𝐻𝐶𝑃𝑉 Donde: SOI: Índice de oportunidad en la simulación FCI: Índice de capacidad de flujo (mD-ft) SOM: Saturación de petróleo móvil (fracción) HCPV: hidrocarburo por volumen poroso (índice) 2.5.14. Métodos IOR/EOR En el plan de desarrollo de un campo existe el IOR (Improve Oil Recovery) que comprende los siguientes aspectos. 50 IOR Optimización de producción Infill/drilling Levantamiento artificial Estimulación de pozos Reactivacion de pozos inactivos Ampliación de facilidades Recompletación Reacondiciona miento de pozos Perforación Infill Drilling Deepening Recuperación Secundaria Inyección de Agua Inyección de gas inmiscible Recuperación Mejorada de Petróleo Inyección de CO2 Polímeros Surfactantes LSW WAG Métodos térmicos Figura 18: Clasificación del IOR Fuente: The Alphabet Soup of IOR, EOR: Effective Communication Requires a Definition of Terms Society of Petroleum Engineers. 2.5.14.1. Métodos primarios Más conocido como etapa primaria de la producción de hidrocarburos, en la cual la energía del yacimiento natural, tales como la de drenaje por gas, el drenaje por agua o el drenaje gravitacional, desplaza los hidrocarburos del yacimiento hacia el pozo y hacia la superficie. Inicialmente, la presión del yacimiento es considerablemente más elevada que la presión del fondo del pozo dentro de él. Esta elevada presión diferencial natural, empuja los hidrocarburos hacia el pozo y hacia la superficie. No obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la producción, de la misma forma lo hace la presión diferencial. Para reducir la presión del fondo del pozo o incrementar la 51 presión diferencial para aumentar la producción de hidrocarburos, es necesario implementar un sistema de levantamiento artificial, tales como una bomba de varilla, una bomba eléctrica sumergible o una instalación de levantamiento artificial por gas. La producción utilizando el levantamiento artificial se considera como recuperación primaria. La etapa de recuperación primaria alcanza su límite cuando la presión del yacimiento es tan baja que los índices de producción no son económicos, o cuando las proporciones de gas o agua en la corriente de producción son demasiado elevadas. Durante la recuperación primaria, se produce sólo un pequeño porcentaje de los hidrocarburos inicialmente en el lugar, típicamente alrededor del 10% para los yacimientos de petróleo. La recuperación primaria también se denomina producción primaria. (Glosario de términos-Schlumberger) 2.5.14.2. Métodos secundarios Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar. (Glosario de términosSchlumberger) 52 Figura 19: Water flooding Fuente: www.mundopetrolero.com 2.5.14.3. Métodos terciarios Son los métodos o técnicas aplicadas después del recobro secundario, es decir cuando los métodos de recuperación secundaria no son lo suficientemente eficientes para la producción de petróleo. 2.5.15. Métodos de recuperación mejorada (EOR) Son procesos que se realizan para recuperar más petróleo del que se podría recuperar empleando métodos de producción primaria o secundarios. Sus objetivos son: Mejorar la razón de movilidad Aumentar el número capilar. Esto se hace con el objetico de producir el petróleo residual (Sor) que queda en la roca una vez que ha finalizado la producción primaria y/o secundaria. Se debe recordar que el uso de esta tecnología es muy costosa y compleja. 53 Figura 20: Clasificación de los métodos EOR. Fuente: Society of Petroleum Engineers. 2.5.16. Objetivo de la aplicación de los métodos EOR Cuando se realiza el plan de desarrollo de un campo se aprovecha al máximo las etapas de desarrollo del campo, empezando por la recuperación primaria, pasando a una recuperación secundaria (inyección de agua y gas inmiscible) o si el caso lo amerita empezar con recuperación secundaria sin pasar por la primaria, después de todo estos procesos de producción una cierta cantidad de petróleo llamada petróleo residual, permanece en la roca yacimiento y su extracción se vuelve complicada por métodos convencionales (recuperación primaria y secundaria). Como se sabe la mayoría de yacimientos del Ecuador son formados por rocas mojadas al agua, donde el petróleo puede ser 54 desplazado por agua si las condiciones del barrido generadas por el agua son las ideales, pero en realidad, el petróleo desplazado es dependiente de la cantidad de agua que se inyecte, de la velocidad que se inyecte, la razón de movilidad y una serie de fuerzas que actúan en la física del yacimiento como son las fuerzas viscosas y fuerzas capilares que se las puede dimensionar mediante el cálculo del número capilar (Nca). 2.5.16.1. Aumento del número capilar El numero capilar es la relación que existe entra las fuerzas viscosas y fuerzas capilares, es una manera de cuantificar la interacción entre la velocidad de flujo, viscosidad y tensión interfacial entre dos fases como se muestra en la siguiente expresión. 𝑁𝑐𝑎 = 𝑣 ∗ 𝜇𝑤 𝜎𝑜𝑤 Donde: Nca: Número capilar v: Velocidad de flujo (cm/seg) µw : Viscosidad del agua (cP) σow: Tensión interfacial entre el agua y el petróleo (dina/cm) Entonces, sí se sabe que el petróleo no móvil (petróleo residual, Sor) se encuentra aún impregnado en la roca hay que buscar maneras de producirlo, para esto está el análisis del número capilar, pues mientras este número sea más grande la saturación de petróleo residual será menor, aquí surge la pregunta ¿Cómo lograr que el número capilar se incremente? Si se observa la expresión que define el número capilar (Nca) se puede observar que está en función de variables que pueden ser manipuladas o pueden ser alteradas si se tiene los recursos y las tecnologías necesarias, entonces como en el numerador de la expresión se tiene la velocidad de flujo y la viscosidad del fluido desplazante, se debe buscar que estos valores sean altos, como se lo puede lograr pues aumentando la presión de inyección para que la velocidad de inyección aumente tomando 55 en cuenta que no se debe exceder la presión de fractura de la roca yacimiento para no causar un daño en la formación, debido a condiciones económicas y técnicas lograr obtener una velocidad de flujo alto se vuelve complicado, mientras que aumentar la viscosidad del fluido desplazante se convierte en la solución (inyección de polímeros), pero esto implica un gasto muy alto y realizar estudios al detalle, los polímeros aumentan la viscosidad del agua aumentando la eficiencia de barrido del yacimiento. En el denominador tenemos la tensión interfacial entre agua y petróleo para que el número capilar sea alto se debe buscar la disminución de este valor y como se logra esto, pues con la inyección de algún tenso-activo o surfactante que ayude a disminuir su valor para que sea más fácil la producción de petróleo, entonces es así que de una manera ideal, si se aumentara la velocidad de flujo, así como la viscosidad del fluido desplazante y se agregara algún químico que ayude a disminuir la tensión interfacial harían que el número capilar sea alto y la saturación de petróleo residual disminuya. “La saturación de petróleo residual se disminuye significativamente solo cuando se alcanza tensiones interfaciales muy bajas en el orden de 10-2 dinas/cm” Reed. Pero llegar a estos valores se vuelve un tanto complicado a nivel de campo, debido a que las pruebas se realizan solo a nivel de laboratorio en núcleos lo cual representa una pequeña parte del yacimiento y sin tomar en cuenta muchos aspectos estructurales y fuerzas que rigen el flujo en medios porosos. A continuación se tiene valores promedio del número capilar en un proceso de recuperación secundaria (inyección de agua) seguido por un proceso EOR. 56 Gráfico 10: Saturación de petróleo residual en función del número capilar. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 2.5.16.2. Mejorar la razón de movilidad Por definición la movilidad de un fluido está definido como la permeabilidad dividido para la viscosidad de dicho fluido, en un proceso de inyección de agua que tiene como objetivo el barrer más petróleo para así aumentar la producción del mismo, se puede identificar dos fluidos un fluido desplazante (agua) y un fluido desplazado (petróleo), por definición la razón de movilidad M, es la relación que existe entre la movilidad de la fase desplazante y la del fluido desplazado. Esta razón 57 de movilidades está íntimamente relacionada con la eficiencia de desplazamiento microscópico es decir a nivel de poro, la razón de movilidad es expresada de la siguiente manera. 𝑀= 𝜆𝑤 𝑚𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒 (𝐴𝑔𝑢𝑎) = 𝜆𝑜 𝑚𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑜 (𝑃𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜) 𝑘𝑤 𝑀= 𝜇𝑤 𝑘𝑜 𝑢𝑜 = 𝑘𝑤 ∗ 𝑢𝑜 𝜇𝑤 ∗ 𝑘𝑜 Donde: kw: Permeabilidad del agua. µw: Viscosidad del agua. ko: Permeabilidad del petróleo. µo: Viscosidad del petróleo. De esta manera Si M>1, significa que el fluido desplazante (agua) se está moviendo con mayor facilidad que el fluido desplazado (petróleo). Esto es lo que no se quiere que suceda en un proceso de barrido de petróleo ya que el fluido desplazante adelantará al fluido desplazado y hará que el desplazamiento a lo largo del yacimiento no sea eficiente bypasseando el petróleo, a este fenómeno se lo denomina “Canalización Viscosa”. Para que se produzca un desplazamiento óptimo, se debe cumplir que M<1, esta condición se la conoce como razón de movilidad favorable. Al tener M>1 nos obliga a que el proceso de inyección se lo deba realizar con más fluido para poder alcanzar una saturación especifica de petróleo residual en los poros. Así para un caso base de inyección de agua, la recuperación de petróleo se representa en función de la razón de movilidad y los volúmenes de fluido inyectado como se muestra en el gráfico a continuación. 58 Gráfico 11: Efecto de la razón de movilidad sobre la recuperación de petróleo. Fuente: The Promise And Problems Of Enhanced Oil Recovery Methods. Society of Petroleum Engineers. Por efecto de la movilidad de estos fluidos en el yacimiento, la eficiencia de desplazamiento, tanto la eficiencia de barrido areal como la vertical, son disminuidas a medida que la razón de movilidad aumenta. La razón de movilidad se la puede optimizar reduciendo la viscosidad de la fase desplazada (Petróleo), incrementando la permeabilidad efectiva al petróleo y disminuyendo la permeabilidad efectiva de la fase desplazante, y como método EOR se puede aumentar la viscosidad del fluido desplazante (agua) que permita aumentar la eficiencia de barrido disminuyendo la relación de movilidad. 59 2.5.17. Clasificación de Métodos EOR La recuperación mejorada de petróleo EOR se refiere a todos los procesos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría por métodos primarios o secundarios. En su mayoría consisten en inyección de gases o químicos líquidos o el uso de energía térmica. Entre los primeros los más utilizados son: los hidrocarburos gaseosos, el CO2, el nitrógeno y los gases de combustión. Entre los químicos líquidos se incluyen polímeros, surfactantes e hidrocarburos solventes y finalmente los procesos térmicos típico se refieren al uso de vapor o agua caliente, o bien, a la generación in situ de energía térmica mediante la combustión de petróleo en la roca yacimiento. Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural presente en el yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor. Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca/fluido, posiblemente por mecanismos físicos y químicos, la inyección o producción de energía térmica, al fin de crear condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Tales interacciones pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminución de la tensión interfacial, hinchamiento del petróleo, reducción de su viscosidad, modificación de la mojabilidad o comportamiento de fases favorables. (Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer) Figura 21: EOR, Inyección de polímeros. Fuente: www.google.com (inyección polímeros) 60 A partir de esta pequeña introducción de los métodos de recuperación mejorada se puede realizar una clasificación general de los métodos EOR (Enhanced Oil Recovery), la cual consta principalmente de los métodos químicos, métodos térmicos, inyección de gas y combinados EOR Métodos Químicos Métodos Térmicos Inyección de gases miscibles Inmiscibles Alcalinos Inyección de vapor Surfactantes Combustion In situ SAGD Polímeros Miscelares Inyección de Agua Caliente Agua de Baja Salinidad Calentamiento Eléctrico Métodos combinados Miscibles WAG CO2 ASP Nitrógeno AS Gases Hidrocarbur os Espumas CO2 Miscible Figura 22: Clasificación de métodos EOR Fuente: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer. 2.5.17.1. Métodos químicos Los métodos químicos incluyen polímeros, surfactantes, álcalis miscelares y agua de baja salinidad. La mayoría de procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no están presentes en los yacimientos. Entre las funciones específicas de cada uno los polímeros se encargan de aumentar la viscosidad del agua para así mejorar el barrido en el yacimiento disminuyendo la razón de movilidad. 61 Figura 23: EOR, Inyección de polímeros. Fuente: www.google.com (inyección polímeros) Por otro lado los surfactantes se encargan de disminuir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua para que así se puedan separar más fácil y se facilite su extracción. Así como los alcalinos que reaccionan con los componentes polares de las moléculas de petróleo produciendo así una especie de surfactantes naturales que disminuyen la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. 2.5.17.2. Métodos térmicos Los métodos térmicos son caracterizados por la adición de energía térmica al yacimiento que interactúan con los fluidos del yacimiento especialmente disminuyendo la viscosidad del petróleo, ayudando a facilitar su flujo a través del medio poroso, una de las limitaciones de los métodos térmicos es que su aplicación es de tipo somera, y la pérdida de calor que sucede en el yacimiento, pero también es uno de los métodos más efectivos para la producción de crudos pesados. Estos métodos incluyen la estimulación cíclica de vapor, o "Huff and Puff"; inyección de vapor; drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD), y la combustión in situ o, en términos contemporáneos, inyección de aire. También existen otras tecnologías actuales no comerciales como calefacción electromagnética de calentamiento resistivo a bajas frecuencias para calentamiento inductivo y dieléctrico a frecuencias 62 más altas, incluyendo la radiación de microondas, todas estas tecnologías se encuentran en fases de estudio y pruebas a nivel de laboratorio. Figura 24: Oil Sands Development Utilizing the SAGD Process. Fuente: www.japex.co.jp 2.5.17.3 Inyección de gases miscibles/inmiscibles La inyección de gases miscibles al combinarse con el petróleo ayuda a disminuir su viscosidad y alivianarlo para que así sea más fácil su barrido en el yacimiento. Estos métodos se asocian con frecuencia a una forma de inyección de gas utilizando gases tales como el gas de hidrocarburo (enriquecido), dióxido de carbono, y nitrógeno. Sin embargo, el disolvente, aunque no necesariamente económico puede ser una fase líquida. Fases supercríticas tales como el dióxido de carbono de alta presión son buenos disolventes. Por otro lado la inyección de gases inmiscibles ayuda a mantener la presión de yacimiento, y mejorar el barrido de petróleo. 63 2.5.18. Inyección de agua de baja salinidad Entre los métodos de recuperación mejorada encontramos la inyección de agua de baja salinidad, un método que consiste básicamente en la inyección de agua con salinidades menores a las que se presentan en el yacimiento, este método de recuperación mejorada es relativamente nuevo teniendo amplio uso en el Mar del Norte, más específicamente en Noruega. El funcionamiento de este método tiene varias teorías las cuales se describen a continuación basándose en el principio del intercambio catiónico que se lleva a cabo en la superficie de la roca reservorio esto ayuda a liberar las moléculas de petróleo retenidas, a continuación se llevará a cabo un estudio más al detalle de todas las teorías relacionadas con el funcionamiento del agua de baja salinidad y sus efectos en la superficie del yacimiento. Por otro lado la inyección de agua de baja salinidad se convierte en uno de los métodos novedosos para aumentar la recuperación de petróleo ya que mediante un bajo presupuesto, y aprovechando las interacciones del agua de baja salinidad con los fluidos del yacimiento ayudan a que se realice un cambio de mojabilidad para así liberar las moléculas adheridas a la roca. Molécula de petróleo residual Aquí se produce el cambio de mojabilidad, en el puente que existe entre la molécula de petróleo y la superficie mineral (arcilla) Figura 25: Agua de baja salinidad. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 64 2.5.18.1. Adsorción componente orgánicos en los minerales. En las ciencias del suelo, existen numerosos estudios acerca de la adsorción de materia orgánica en superficies de minerales con el objetivo de determinar el destino de estos compuestos en el medio ambiente. Ciertos autores describen los principales mecanismos de adsorción de moléculas orgánicas sobre superficies minerales en la siguiente tabla. 65 Tabla 4: Mecanismos de los componentes orgánicos para adsorberse en los minerales. Fuente: SPE 124277 2.5.18.2. Mecanismos de la Inyección de Agua de Baja Salinidad Algunos mecanismos de la inyección de agua de baja salinidad han sido propuestos en la última década. Existen tres mecanismos principales que se estudiarán con más detalle que son: expansión eléctrica de doble capa, intercambio iónico y movilización de arcillas. La movilización de arcillas en ciertos casos puede causar el taponamiento de los poros. a) Expansión eléctrica de doble capa En la interfaz entre una superficie cargada y una solución se desarrollará un potencial. Esta diferencia de potencial es la acumulación de las dos capas distintas, con sus respectivas propiedades. Debido a estas dos capas, se lo llamo doble capa eléctrica (EDL). Una visión esquemática de la EDL se muestra en la siguiente figura: Figura 26: Esquema de EDL que ocurre en una superficie cargada negativamente. Fuente: W.J. de Bruin. 66 Capa externa: es una capa compacta cercana a la carga de la superficie con un espesor de alrededor de 1nm. Los iones en esta capa son fijos, la mayor parte de la pérdida de potencial ocurre sobre esta capa. Capa difusa: Una capa con espesor variable entre 1-500nm dependiendo de la extensión de la EDL. Iones con signo opuesto a la carga de la superficie son atraídos como resultado de las fuerzas electroestáticas. Al mismo tiempo, la difusividad relacionada con una diferencia de la presión osmótica trata de contrarrestar para equilibrar la concentración de iones con respecto al fluido líquido. Una carrera de fuerzas similar ocurre para los iones con el mismo signo de la superficie. Debido a las fuerzas electroestáticas estos iones son repelidos de la superficie. Contra-difusión de la solución de fluido líquido contrarresta esta repulsión. La capa difusa es dividida en dos regiones separadas por el potencial Z. El plano equipotencial formado por el potencial Z es también llamado plano de deslizamiento, ya que define la región de iones que se pueden mover (deslizamiento) a lo largo de la región, con más iones firmemente fijos. (I) Región “Stern Potencial-Z” potencial: En esta región los iones no son afectados por los estreses tangenciales, tal como agua pasando en una superficie sólida. Los iones son fuertemente unidos a las superficies sólidas en el EDL. (II) La región Potencial Z-Fluido líquido: En esta región de la capa difusa los iones pueden moverse bajo la influencia de los estreses tangenciales, es decir la fuerza que mantiene los iones en su puesto puede ser superada por un proceso de flujo de agua en la superficie sólida. b) Intercambio Iónico. El mecanismo por intercambio iónico empieza por el principio que las partículas de petróleo pueden ser adheridas a la arcilla en 8 diferentes formas. No todos los mecanismos de fijación a la arcilla son importantes. Para simplificar, solo el intercambio catiónico y los complejos organometálicos son tomados en consideración en la siguiente descripción. El intercambio catiónico en de hecho el más relacionado con el mecanismo de la doble capa eléctrica (EDL). El intercambio catiónico se da lugar principalmente en la región EDL. 67 La siguiente figura la idea del intercambio catiónico durante una inyección de agua de alta salinidad (HS), con agua de mar, las partículas de petróleo cargadas serán mayormente fijadas en las zonas de intercambio catiónico. Durante la inyección de agua de baja salinidad en un reservorio que contiene calcita la cantidad de Ca2+ fijada en la zona de intercambio catiónico aumentara. Como resultado de este proceso, las partículas de petróleo cargadas positivamente y los complejos organometálicos serán separados. Figura 27: Simple representación del intercambio iónico. Fuente: W.J. de Bruin. Una baja concentración de Ca2+ ha sido medida en el agua producida, comparada con la concentración en la formación y la inyección de agua en las arcillas que contiene rocas sedimentarias siliciclásticas. Esto indica que otros iones fijos fueron intercambiados por el Ca2+. Este proceso hará que la cantidad de petróleo contactada con la roca matriz se disminuya, esto significa que el yacimiento cambio su mojabilidad de mixta o mojada al petróleo en más mojada al agua. Como las partículas de petróleo han sido liberadas de lugares donde anteriormente eran inmóviles, la saturación de petróleo residual disminuirá. 68 c) Movilización de arcillas Mediante la siguiente figura se explicará de una manera más gráfica como se produce este mecanismo de funcionamiento de la inyección de agua de baja salinidad. La figura muestra finos mojada por agua y con mojabilidad mixta que cubren la superficie de la roca con una baja saturación de agua inicial. Los finos mojados por agua y mixtos, ambos interactúan con el petróleo y agua, como se muestra en la parte (b). Debido a la competencia entre las fuerzas mecánicas y coloidales solo una pequeña cantidad de finos de mojabilidad mixta alcanzan a ser movilizados durante la inyección de agua ver la parte (c). Los finos de mojabilidad mixta interactúan con el petróleo y el agua, ellos tienden a agruparse en la interface agua petróleo actuando como una interfaz de surfactante estabilizada. Después de la inyección de agua de alta salinidad (HSW), cierto petróleo adherido a los finos de mojabilidad mixta se quedaran en el yacimiento. Cuando la salinidad del agua inyectada es reducida, la doble capa eléctrica de las partículas es expandida. Como resultado de esto, la tendencia para despojar los finos de mojabilidad mixta de la roca yacimiento son mayores, lo cual causa una movilización parcial del petróleo inmóvil, parte (d) y (e). En el mecanismo de movilización de arcillas, el incremento de producción de petróleo durante la inyección de agua de baja salinidad es contabilizado por la movilización partículas de arcilla. El incremento de la producción de petróleo se origina por: Producción directa de aceite antes inmóvil debido a la movilización de las partículas de arcilla unidas a las moléculas de petróleo. Como resultado, la disminución de la saturación de petróleo residual. Producción indirecta de petróleo debido al bloqueo de las trayectorias preferenciales de flujo, esto conduce a que el flujo se realice a través de las zonas menos permeables, aumentan la eficiencia de barrido. Partículas de arcilla actúan como surfactante en la interface agua-petróleo. Esto resulta en interfaces agua-petróleo estabilizadas mejorando el desplazamiento. 69 Figura 28: Mecanismo de movilización de finos Fuente: Tang and Morrow (1999) 70 2.5.18.3. Instalaciones de superficie. Diferentes estudios sobre facilidades de superficie han sido realizados los cuales consideran múltiples tecnologías de desalinización. Identificando la tecnología probada más adecuada para la desalinización del agua de mar (alta salinidad) o agua de formación (salinidad media/alta) como es una membrana de desalinización protegida aguas arriba por una membrana de pre filtración (micro filtración, MF o ultra filtración, UF) para minimizar el peso y espacio de impactos. La membrana de desalinización se basa en el rechazo de iones por el fenómeno de ósmosis inversa. El proceso requiere la aplicación de presión a la alimentación de agua de alta salinidad con el fin de conducir las moléculas de agua a través de membranas de rechazo de iones semi-permeables, superando el potencial osmótico del agua (alta salinidad), y generando una salinidad reducida y reteniendo canales de agua más concentrada (o salmuera). Aguas arriba, la filtración por membrana proporciona altos niveles de sólidos en suspensión, materia orgánica y la exclusión de bacterias necesarias para limitar el ensuciamiento y mantener la operatividad del proceso de desalinización. La eficiencia de la membrana de filtración debe estar sujeta a mantenimientos regulares así como ciclos de retro lavado frecuentes para la eliminación de las materias excluidas. Figura 29: Integración de la membrana desalinizadora en un proceso de inyección de agua de baja salinidad. Fuente: SPE 161750 71 2.6. Hipótesis Mediante la Inyección de agua de baja salinidad como método de recuperación mejorada se pretende lograr un aumento del factor de recobro optimizando la producción de petróleo en campos con producción de altos volúmenes de agua. 72 CAPÍTULO III 3. DISEÑO METODOLÓGICO 3.1. Tipo de estudio La presente tesis está enfocada a realizar un estudio de tipo descriptivo. Este tipo de estudio se basa en la descripción de las características del problema, mediante esta descripción de un problema real se procederá a buscar las posibles soluciones, este estudio se apoya en una hipótesis dirigida en una dirección específica. Estos estudios se utilizan para buscar la frecuencia de un fenómeno o distinguir soluciones a un problema determinado. La base del presente estudio es netamente la simulación numérica de yacimientos, ya que nos permite representar de manera teórica lo que pasa en el yacimiento con cierto grado de incertidumbre, así se logrará describir y caracterizar más fácil el problema. Mediante un modelo de simulación numérica se procederá a caracterizar y conceptualizar un proceso de inyección de agua de baja salinidad, para dar solución a dos problemas, la alta producción de agua y optimizar la producción de petróleo. Además se procederá a realizar el flujo de trabajo para un proceso de inyección de agua de baja salinidad. 3.2. Universo y muestra El universo corresponde los yacimientos en campos de petróleo negro alrededor del mundo que reciben consultoría por parte de Geosciences and Petroleum Engineering (GPE) de Schlumberger y la muestra está representada por la caracterización de la arena “CW” del Campo “CENTINELA” ubicado en la cuenca Oriente del Ecuador. 3.3. Instrumentos El presente proyecto de tesis será desarrollado mediante el uso de los siguientes programas y simuladores a continuación descritos, se posee las licencias y el computador portátil que servirán 73 para el uso de estos, cabe recordar que estos programas son propiedad única y exclusiva de la empresa Schlumberger es decir no son de uso libre. PETREL Petrel es un software que permite la visualización, realización de mapas y la creación de modelos y simulación de reservorios en 3D. Sirve para la interpretación sísmica usando cubos en 2D y 3D SEGY y ZGY, crear grillas 3D para la modelación de reservorios y simulación de flujo, visualizar en 3D información geofísica, geológica, petrofísica y de producción, realizar una mejorada zonificación de reservorios usando correlación entre pozos, realizar el modelamiento de facies, calcular volúmenes, diseño de pozos, ajuste histórico de producción, entre otros. También Petrel posee una herramienta muy potente que ayuda en el estudio y análisis de los métodos de recuperación mejorada como es el Plug-in EORt, el cual realiza un Screening analítico y numérico de los diferentes métodos EOR, basando en una amplia base de datos con casos reales de la aplicación de dichos procesos. Este análisis ayuda mucho ya que brinda una visión amplia sobre la posible aplicación de ciertos agentes, y la selección de “zonas piloto” (Schlumberger, Reservoir Engineer Course, Petrel 2013) 74 ECLIPSE: ECLIPSE consta de dos simuladores diferentes: ECLIPSE 100 se especializa en el modelado de petróleo negro, y Eclipse 300 se especializa en el modelado composicional. ECLIPSE 100 que es totalmente implícito, trifásico, de tres dimensiones, de uso general simulador de petróleo negro con opciones de gas condensado. ECLIPSE 300 es un simulador composicional con la ecuación cúbica de estado, presión K-valor dependiente y tratamientos de fluidos de petróleo negro. Para el desarrollo de la tesis se utilizará ECLIPSE 100. (Schlumberger, Reservoir Engineer Course, Eclipse 2013) OFM, Oil Field Manager: 75 Herramienta de análisis para reservorio-pozo que ofrece un entorno rentable e integrado para lograr flujos de trabajo complejos, análisis de predicción de la producción y visualización de los datos de yacimientos y producción. Además permite llevar a cabo lo siguiente: (Schlumberger, Reservoir Engineer Course, OFM 2013) Permite el uso de filtros para un mejor análisis y discretización de datos Supervisión y análisis, ajuste de historia interactivo, predicción y cálculos de reservas. Tendencia de producción 3D Y 4D, mapas de burbujas, análisis de tipo de curvas de declinación. Detección temprana y diagnóstico de producción y problemas de inyección. Se integra con otras aplicaciones para flujos de trabajos ampliados, elimina duplicación de datos Espacios de trabajo de colaboración para el intercambio de las mejores práctica. 3.4. Métodos y/o Técnicas La presente investigación se desarrollara con base a un flujo de trabajo que describa un proceso de inyección de agua de baja salinidad como método de recuperación mejorada, después de analizar los datos de entrada para el simulador de yacimientos, partiendo de una modelo ya ajustado, esto permitirá disminuir la incertidumbre para el proceso de recuperación mejorada. Después, se procederá a realizar corridas de simulación para al final observar donde se encuentran las mejores oportunidades en la inyección del agente EOR. Finalmente se realizará el cálculo del factor de recobro para observar si existe una oportunidad para la aplicación de dicho proceso EOR. 3.5. Recolección de datos La recolección de datos será realizada a partir de fuentes primarias debido a que esta información viene directamente de la población y/o muestra. También se usará fuentes secundarias porque cierta información proviene de datos pre-elaborados, como datos estadísticos, matrices de datos o datos teóricos que vienen de libros, internet, patentes, prototipos entre otros. 76 Las fuentes primarias son obtenidas mediante observación directa ya que se toma los datos de Geosciences and Petroleum Engineering (GPE) -Schlumberger y estos son: Modelo estático y dinámico de las arena “CW” del campo “CENTINELA” Reportes de laboratorio PVT de la arena “CW” del campo “CENTINELA” Análisis fisicoquímico de aguas de formación del campo “CENTINELA” Reportes de laboratorio, permeabilidades relativas, y presiones capilares de las arenas “CW” del campo “CENTINELA” Datos de presión de las arenas “CW” del campo “CENTINELA” Datos de producciones (pozos, campo, regiones) de las arenas “CW” del campo “CENTINELA” Registros eléctricos Las fuentes secundarias serán seleccionadas en base a la información que mejor se adapte a los objetivos, si su información es de actualidad, y si las fuentes son confiables, si la información ha sido obtenida con la metodología adecuada y de forma técnica. Los datos de fuentes secundarias son: Flujo de trabajo EORt Matriz de selección de métodos EOR Publicaciones técnicas (papers) Características y criterios técnicos de métodos EOR Manuales de uso de software Schlumberger (SCAL, PVT, PETREL, EORt, ECLIPSE) Libros relacionados con Ingeniería de Yacimientos y Recuperación Mejorada 3.6. Validez y Confiabilidad Registros eléctricos, modelos de simulación, e informes usados en el presente estudio se obtuvo de la base de datos de Geosciences and Petroleum Engineering (GPE) Schlumberger. Los flujos de 77 trabajo son los que se han venido utilizando en los proyectos de consultoría alrededor del mundo. Las oportunidades IOR/EOR son determinadas mediante el uso de software líderes en el mercado para ingeniería y simulación de yacimientos los cuales son propiedad de Schlumberger a nivel mundial, por lo tanto los resultados obtenidos conforme a lo establecido en los objetivos son absolutamente válidos y confiables. 3.7. Procesamiento de datos Después de recolectar todos los datos necesarios, estos son procesados mediante el método de procesamiento electrónico. El procesamiento electrónico se lo realiza de la siguiente manera: Entrada: Todo partirá de un modelo de simulación numérica visualizado en Petrel RE y simulado en ECLIPSE 100 el cual cuenta con un ajuste de historia por producción y presión. Este modelo se realizó a partir de los datos de presión, análisis de laboratorio PVT, análisis fisicoquímicos aguas de formación, datos de producción, los cuales mediante hojas electrónicas de cálculo (Excel) fueron tabulados y validados. También se cuenta con los informes de pruebas SCAL, pruebas básicas de núcleos y un informe sedimentológico de la arena. Proceso: Mediante el uso de Excel se procesa los datos de producción. A partir de los datos de permeabilidades relativas se realiza un análisis de flujo fraccional para los diferentes tipos de roca en una hoja de cálculo de Excel. Con el modelo ya ajustado, se procede a crear los mapas indicadores para la selección de zonas representativas del yacimiento, para después encontrar el área piloto, todo esto será realizado mediante la herramienta Petrel. Se usa el simulador ECLIPSE para procesar estos datos tanto para los procesos de inicialización, ajuste, predicciones y ejecución del modelo (caracterización dinámica) y para realizar las predicciones. También mediante el Plug-in de Petrel EORt será realizado un screening analítico y numérico de los diferentes métodos EOR. 78 Salida: El flujo de trabajo creado para la inyección de agua de baja salinidad será entregado a la gerencia de Geosciences and Petroleum Engineering (GPE)-Schlumberger. A partir de haber realizado el procesamiento de datos específicamente las predicciones para la inyección de agua de baja salinidad en ECLIPSE se procede a tabular los resultados obtenidos como la producción de petróleo, volumen de agua y factor de recobro. Con los resultados obtenidos se procede a analizar las oportunidades para el proceso EOR de inyección de agua de baja salinidad, para que se aplique en el yacimiento “CW” del campo “CENTINELA”. 3.8. Aspectos administrativos Recursos humanos El proyecto a ser desarrollado cuenta con un importante equipo de trabajo que consiste en consultores nacionales e internacionales de Geosciences and Petroleum Engineering conformado por: Isaac Cols (Senior Reservoir Engineer), Ph.D Claudio Fonseca (EOR/Project Manager), Danilo Vasconez (Reservoir Engineer), Pablo Bermeo (Reservoir Engineer), Rubén Gutierrez (Reservoir Engineer), Óscar Cortez (Reservoir Engineer), Mauricio Fiallos (PTS-GPE Intern) adicional se dispone Papers Técnicos de la Society of Petroleum Engineers y libros afines al tema del proyecto auspiciados por Shlumberger. Recursos técnicos y materiales La compañía Schlumberger del Ecuador brindará las facilidades para el desarrollo del proyecto suministrando un computador personal con los programas necesarios y sus respectivas licencias; impresiones, copias, discos duros portátiles, además de la información respectiva. Tiempo La presente tesis será realizada en un periodo de seis meses, siguiendo el cronograma establecido en el Anexo B. Recursos financieros Esta investigación será autofinanciado por el autor tanto en gastos de movilización como para impresiones y los rubros necesarios como se muestra enunciado en el Anexo C. 79 3.9. Descripción del trabajo de campo El presente trabajo será realizado en un simulador matemático, el cual mediante un modelo ajustado por presión y producción, pretenden representar el comportamiento de un yacimiento, esto se lo realiza debido a que no se cuenta con el presupuesto ni las facilidades de tipo operativas para poder realizar esta investigación a nivel de campo. 80 CAPÍTULO IV 4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS 4.1. Generalidades del Campo CENTINELA. El campo Centinela se encuentra ubicado en la Región Amazónica del Ecuador, en la Cuenca Oriente, dentro del campo Centinela se encuentra el yacimiento CW el cual se encuentra dividido en dos regiones (Región 1 y 2 ) que facilitarán su estudio, este yacimiento posee las siguientes características generales. 4.1.1. Propiedades del yacimiento CW Tabla 5: Características del campo CENTINELA, yacimiento CW Fuente: Modelo de simulación, PTS-GPE Schlumberger. 81 Se vuelve imprescindible conocer las principales características del yacimiento CW, ya que de estas partirán todos los análisis que se harán posteriormente para determinar la aplicabilidad de la inyección de agua de baja salinidad, también se definió que el Sor es del 23%. 4.1.2. Estructura del yacimiento CW El presente mapa estructural representa el yacimiento CW del campo Centinela. Figura 30: Mapa estructural campo Centinela, yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 82 El Yacimiento CW, presenta un largo de 10km y ancho de 4.5km, posee 101 pozos entre verticales, direccionales y horizontales, los cuales están distribuidos en PADs, y se encuentran ubicados a lo largo de la estructura en sus dos regiones y, el contacto agua petróleo fue ubicado a 6571 ft en SSTVD, también se observa un plano de falla el cual está orientados desde el Nor-Oeste hacia el SurEste como se muestra en la siguiente figura. Plano de Falla Figura 31: Plano de falla, campo Centinela, yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 83 El yacimiento CW se encuentra divido en dos regiones de abajo hacia arriba, Región 1 y Región 2 como se muestra en la siguiente figura, con el contacto agua petróleo ubicado a 6571 ft en SSTVD. Figura 32: Regiones del yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger En el modelo de simulación se observa al yacimiento CW dividido en dos regiones, esto se debe a una fina capa de lutita que aparece entre estas regiones, esta capa no se encuentra en su totalidad dividiéndolos ya que existe sectores del yacimiento donde la Región 1 coalesce en la Región 2 es decir existe zonas donde hay conexiones entre las dos regiones, debido a esta particularidad del yacimiento se presenta la siguiente tabla con propiedades de roca y fluidos para cada región. Regiones Porosidad Φ (fracción) Permeabilidad K (mD) Viscosidad (cP) Gravedad API Temperatura (˚F) Salinidad (ppm) Presión Inicial/A ctual (PSI) Acuífero Región 2 0.14 610 4.3 22.5 203 18320 3112/ 2200 Lateral Región 1 0.18 1610 4.3 22.5 203 11900 3112/ 2700 Fondo Tabla 6: Características Regiones 1 y 2 del yacimiento CW Fuente: Modelo de simulación, PTS-GPE Schlumberger. 84 Mediante el presente registro se puede observar cómo se divide el yacimiento CW en sus dos regiones, este registro presenta los registros de GR (gamma Ray), RD (Resistividad), PA_NPH (Neutron) y PA_RHO (Density). Aquí se puede observar una laminación de lutita que separa la región 1 de la región 2. Figura 33: Registro, triple combo del yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Lo cual arroja el siguiente análisis. A la fecha actual las capas que se encuentran con saturación de petróleo representativa y las capas que se encuentran inundadas por agua, para así identificar el potencial de la formación para empezar el desarrollo de un proyecto de recuperación mejorada. 85 Parámetros Región 2 Región 1 CAP (profundidad, ft TVD) -6,571 -6,571 Espesor de capas de petróleo (ft) 11 20 Espesor de capas con agua (ft) 11 93 Espesor total, Tt (ft) 22 113 Relación % (Petróleo/Tt) 50 18 Tabla 7: Espesores del yacimiento CW Fuente: Modelo de simulación, PTS-GPE Schlumberger. 4.1.3. Acuífero del yacimiento CW La siguiente figura muestra como actúa el acuífero en el yacimiento CW, aquí se puede observar como el acuífero entra en contacto con la Región 1 (amarillo) por la parte inferior, mientras que para la Región 2 (verde) el contacto es lateral, también se puede analizar la particularidad que el acuífero si lo vemos desde abajo contacta a la Región 2 bordeando a la Región 1 como se puede observar. La Región 2 del yacimiento CW posee un acuífero caracterizado mediante PETREL por el modelo analítico de Carter Tracy el cual permite representar un acuífero muy activo, que ayuda a que el yacimiento no se despresurice mucho con respecto al tiempo. Cabe mencionar que el acuífero se lo modelo como acuífero infinito de fondo para la Región 1 y lateral para la Región 2. 86 NORTE Figura 34: Modelo acuífero para el yacimiento CW Fuente: PTS-GPE Schlumberger Zona de contacto del acuífero con la Región 2 Zona de contacto del acuífero con la Región 1 Figura 35: Vista desde la parte inferior del yacimiento CW para observar la influencia del acuífero en las dos regiones. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 87 4.1.4. Desarrollo del Campo EL campo Centinela posee 101 pozos los cuales se encuentran distribuidos en 8 PADs, estos pozos se encuentran distribuidos a lo largo de todo el campo, algunos de estos pozos se encuentran produciendo de ambas regiones, mientras que otros se encuentran produciendo solo de una región, se encuentra pozos de tipo, verticales, direccionales tipo j, s y horizontales, la presente tabla presenta la distribución de los pozos por PADs. PAD o clasificación Número de pozos PAD A 13 PAD B 1 PAD C 22 PAD D 14 PAD H 1 PAD K 9 PAD J 14 COMPLETACIÓN DUAL 7 POZOS ICD 2 PAD T 3 POZOS 2013 7 POZOS NO PRODUCTORES TOTAL 8 101 Tabla 8: Distribución de pozos por PADs en el campo Centinela. Fuente: Modelo de simulación, PTS-GPE Schlumberger. 88 4.1.5. Producción de petróleo y agua del campo El presente gráfico muestra la tasa de producción diaria de petróleo a nivel del campo desde el inicio de la explotación (año 2002) registra una tendencia a incrementar, teniendo su pico más alto (15600 BPPD) con un BSW del 66% a inicios del año 2009, la cual se mantiene durante un periodo de 3 años, posteriormente se observa una caída de la producción de petróleo (8500 BPPD). Pero en los últimos años hasta la fecha actual la producción de petróleo se ubica en (5400 BPPD) esto se debe a una declinación continua de la producción de petróleo, y un aumento significativo de la producción de agua llevando a que el BSW llegue a valores del 93%, es decir, hubo una reducción del 65% de la producción de petróleo en 6 años tomando como referencia el valor más elevado. Gráfico 12: Historia de producción del campo desde su inicio de producción. 89 Fuente: PTS-GPE, Schlumberger, OFM. 4.1.6. Determinación del POES y cálculo del factor de recobro del campo Centinela Mediante el modelo de simulación y después de revisar los resultados del ajuste histórico he inicialización del modelo arroja los siguientes valores. POES= 134´250.000 BLS NP= 43´745000 BLS (A la fecha actual) 𝐹𝑅 = 𝐹𝑅 = 𝑁𝑝 𝑃𝑂𝐸𝑆 43´745000 𝐵𝐿𝑆 134´250000 𝐵𝐿𝑆 𝐹𝑅 = 0.326 → 32.6% 4.2. Análisis de los fluidos del yacimiento. Comprender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento es de vital importancia. Conocer sus propiedades físicas, químicas y físico-químicas en el caso del agua de formación son pasos a seguir para un estudio de aplicabilidad de la recuperación mejorada de petróleo. En base a un estudio minuciosos de estas propiedades y de los fluidos presentes en el yacimiento se puede realizar una predicción que disminuya la incertidumbre de cómo se comportaran estos en el yacimiento y las interacciones que tendrán en un proceso de inyección de un fluido ajeno al yacimiento que para el presente caso será el agua de baja salinidad. 4.2.1. Petróleo y sus propiedades El petróleo presente en el yacimiento tiene como características principales un grado API 22.5, cualitativamente se lo clasifica como petróleo mediano con una viscosidad de 4.3 cP. A 203ºF y 3112 90 PSI, y una densidad de 57.3 lb/ft3, su punto de burbuja se lo estimo en 683 PSI a partir de una prueba de PVT, este petróleo tiene una coloración negra. El tener información básica de las propiedades del petróleo en el yacimiento es de vital importancia antes de la aplicación de cualquier método de recuperación mejorada 4.2.1.1. Relación de solubilidad (Rs) La relación de solubilidad para el petróleo presente en el yacimiento se encuentra representada en el siguiente gráfico Rs=f(P) Rs (SCF/BLS) 250 200 150 100 CW 50 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Presión (Psi) Gráfico 13: Relación de solubilidad del petróleo en función de la presión. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.2.1.2. Factor Volumétrico (Bo) El factor volumétrico del petróleo presente en el yacimiento se encuentra representada en el siguiente gráfico. 91 Bo=f(P) 1,180 1,160 Bo 1,140 1,120 1,100 CW 1,080 1,060 1,040 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Presión (Psi) Gráfico 14: Factor volumétrico del petróleo en función de la presión. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.2.1.3. Viscosidad (µ) Aquí se representa la viscosidad del petróleo en función de la presión y los cambios que esta experimenta. µ=f(P) 4,4 µ (cP) 4,3 4,2 4,1 4 CW 3,9 3,8 3,7 0 1000 2000 3000 4000 Presión (Psi) Gráfico 15: Viscosidad del petróleo en función de la presión. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 92 4.2.2. Análisis del agua de formación Se cuenta con los análisis físico químicos del laboratorio, realizados al agua de formación proveniente de los pozos del campo Centinela, esto ayudara a entender que tipo de agua tenemos en la formación para así realizar pruebas de compatibilidad con fluidos ajenos a la formación, además por medio de pruebas de laboratorio se podrá predecir las reacciones del agua de formación con el agua de baja salinidad. Es de vital importancia conocer los componentes químicos que se encuentran en el agua de formación además de sus concentraciones, ya que también ayudarán a predecir ciertos procesos químicos como son las incrustaciones o formación de escala, la precipitación de sólidos o corrosión en tuberías. A continuación se presenta un resumen del análisis físico-químico del agua de formación. ANÁLISIS FÍSICO QUÍMICO AGUA DE FORMACIÓN CAMPO CENTINELA PAD D D-113 PARAMETROS UNIDAD 1-Aug-11 (mg/l) SODIO (Na) 5.233,8 (mg/l) MAGNESIO (Mg) 33,6 (mg/l) CALCIO (Ca) 256,0 (mg/l) BARIO (Ba) 9,0 (mg/l) HIERRO (Fe) 3,1 (mg/l) CLORUROS (Cl) 7.500,0 (mg/l) SULFATO (SO4) 320,0 (mg/l HCO3) BICARBONATOS (HCO3) 1.500,6 (mg/l HAc) ACIDOCARBOXILICOS 37,0 (mg/l) SOLIDOS DISUELTOS 11.010,0 (g/ml) Densidad (STP) 1,007 (%) % CO2 (EN GAS) 10 mg/L H2S (EN GAS) 18 mg/L H2S (EN AGUA) 0,002 pH SUP. pH (MEDIDO) STP 6,97 (MSCF) GAS MSCF 12 (STB) BOPD 54 (STB) BWPD 1.024 CONDICIONES DE OPERACIÓN (°F) Temperatura de Fondo (°F) 216 93 Temperatura de Cabeza.(°F) Presión de Fondo (psi) Presión de Cabeza (psi) ARENA API BS&W CO2 DISUELTO EN AGUA PTB CaCO3 Fondo de Pozo Cabeza de Pozo INDICE DE SATURACIÓN CaCO3 Fondo de Pozo Cabeza de Pozo TENDENCIA DE INCRUSTACIÓN Fondo de Pozo Cabeza de Pozo (°F) (psia) (psia) 176 2.177 240 º % (mg/l) CW 21,6 95% 280 PTB PTB 136 146 - 0,89 0,83 - MODERADA MODERADA Tabla 9: Análisis físico químico del agua de formación. Fuente: Modelo de simulación, PTS-GPE Schlumberger. Mediante este análisis se puede observar una alta concentración iones: sodio, magnesio, calcio y cloruros. A continuación se presenta un resumen del análisis físico químico para varios pozos, la toma de muestras se la realizo de manera aleatoria en varios pozos del campo Centinela, con las muestras también se realizara pruebas de compatibilidad de agua, para descartar la posibilidad de que al inyectar un fluido diferente al presente en el yacimiento no exista ningún tipo de reacción extraña que perjudique la producción de petróleo o genere cierto daño en la formación. Conocer las propiedades físico-químicas del agua de formación es muy importante ya que este será el fluido que se va a tratar para inyectar (agua de baja salinidad), esto permitirá diseñar una planta ideal para su tratamiento. 94 PARAMETROS SODIO (Na) MAGNESIO (Mg) CALCIO (Ca) ESTRONCIO (Sr) BARIO (Ba) HIERRO (Fe) CLORUROS (Cl) SULFATO (SO4) BICARBONATOS (HCO3) ACIDOCARBOXILICOS SOLIDOS DISUELTOS Densidad (STP) % CO2 (EN GAS) H2S (EN GAS) H2S (EN AGUA) SUP. pH (MEDIDO) STP GAS MSCF BOPD BWPD CONDICIONES DE OPERACION Temperatura de Fondo (°F) Temperatura de Cabeza.(°F) Presión de Fondo (psi) Presión de Cabeza (psi) ARENA API BS&W CO2 DISUELTO EN AGUA PTB CaCO3 Fondo de Pozo Cabeza de Pozo INDICE DE SATURACION CaCO3 Fondo de Pozo Cabeza de Pozo TENDENCIA DE INCRUSTACION Fondo de Pozo Cabeza de Pozo A-024 D-64 A-106 C-026 C-06R1 D-014 UNIDAD (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l) (mg/l HCO3) (mg/l HAc) (mg/l) (g/ml) (%) 18-Jul-13 3-Jun-13 27-Mar-13 31-Mar-13 16-Jul-13 1-Jun-13 6.289,9 39,8 713,6 4.748,1 21,6 260,0 5.949,7 20,0 80,0 2.958,0 55,0 228,0 5.350,5 10,0 182,0 5.668,2 22,5 88,0 3,0 1,8 8.088,0 3,0 2,2 6.800,0 4,0 1,4 8.650,0 2,0 2,5 4.000,0 4,0 2,3 7.650,0 3,0 1,7 7.450,0 290,0 230,0 330,0 140,0 220,0 210,0 2.880,0 305,0 14.700,0 1,011 1.240,0 0,0 9.950,0 1,006 671,0 15,0 16.000,0 1,010 634,4 976,0 9.940,0 1,006 1.200,0 23,0 8.590,0 1,005 1.884,9 41,0 15.800,0 1,010 15 32 40 34 30 26 mg/L mg/L pH (MSCF) (STB) (STB) 15,0 0,0 7,160 117 293 4.583 8,0 0,0 6,491 56 238 4.530 6,0 0,0 6,099 8 146 714 5,0 0,1 5,023 20 147 718 2,8 0,2 6,487 37 169 1.364 3,0 0,0 6,739 93 195 3.696 (°F) (°F) (psia) (psia) 258 202 2.423 192 240 212 1.967 222 241 193 1.141 200 216 178 2.606 214 220 187 1.565 213 280 204 1.440 232 A-024 19,5 88% D-64 22 95% A-106 18,6 76% C-026 20,2 8300% C-06R1 19,7 89% D-014 20,7 95% 580 620 140 230 440 750 PTB PTB 223,38 240,41 120,59 129,42 0,00 0,00 0,00 0,00 23,08 33,05 59,38 44,03 - 1,26 1,58 0,65 0,67 -0,35 -0,64 -1,65 -1,76 0,12 0,17 0,54 0,43 MODERADA MODERADA MODERADA MODERADA NO NO NO NO LEVE LEVE LEVE LEVE º % (mg/l) Tabla 10: Resumen del análisis físico químico del agua de formación en ciertos pozos del yacimiento CW. Fuente: Modelo de simulación, PTS-GPE Schlumberger. Así se resume la composición del agua de formación con un promedio de sus iones con respecto a la concentración en el agua. 95 Iones presentes en el agua de formación 9.000,0 8.088,0mg/L 8.000,0 7.000,0 6.289,9mg/L mg/L 6.000,0 5.000,0 4.000,0 3.000,0 2.000,0 713,67 mg/L 1.000,0 39,8mg/L 3,0mg/L 290,0mg/L 1,8mg/L 0,0 Cationes SODIO (Na) MAGNESIO (Mg) CALCIO (Ca) HIERRO (Fe) CLORUROS (Cl) SULFATO (SO4) BARIO (Ba) Gráfico 16: Iones presentes en el agua de formación. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. Es importante conocer la composición iónica del agua de formación ya que así nos permite diseñar un fluido específico con la concentración de iones adecuada para realizar la inyección en el yacimiento. Este fluido para la inyección debe contener los cationes adecuados que faciliten un proceso de intercambio catiónico y así lograr la liberación de petróleo residual. 4.2.3. Problemas de conificación y canalización El presente estudio analiza la posibilidad para la inyección de un fluido ajeno a los fluidos que existen en el yacimiento, por lo que, se debe tener una idea del estado de los pozos en el yacimiento, es decir su estado mecánico, su estado con respecto a la producción de fluidos y principalmente si los pozos presentan problemas de conificación esto quiere decir que el influjo de agua en la cara del pozo es 96 bastante alto, haciendo que los disparos que antes producían petróleo ahora se encuentran con una producción alta de agua, esto también se caracteriza por una alta relación agua petróleo, los problemas de conificación hacen que se requiera trabajos de reacondicionamiento de pozos para cerrar zonas con alta producción de agua, y así detener el avance del agua. Los problemas de canalización se refieren a la formación de canales en el cemento esto se produce cuando existe un mal cemento o el cemento entre el casing y la formación se ha fracturado por distintas razones como el esfuerzo al cual ha sido sometido, esto produce que el agua se filtre a través de estos canales y se empiece a producir por el interior de casing, esto puede causar problemas como daño en el casing, aumentar las probabilidades de formación de escala en los disparos (orificios en la cara de la formación para la producción de petróleo) y un sin número de problemas, esto obligará a realizar trabajos de cementación forzada para poder tapar estos canales formados en el cemento. Para diferenciar entre problemas de conificación y canalización se procedió a usar diagramas de Chan. Estadísticas - Diagnóstico - arena Cw 44% Coning Channeling 52% Radial Flow 4% Gráfico 17: Diagnóstico de los pozos ubicados en la arena CW, divido en problemas de coning (conificación), channeling (canalización) y radial flow (flujo radial). Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 97 Figura 36: Mapa diagnóstico para la arena CW, se observa que en las zonas donde existen problemas de conificación, canalización o flujo radial para determinar zonas donde se puede aprovechar la inyección de agua para mejorar el barrido de petróleo. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 98 4.2.3.1. Mapa de salinidades Es importante realizar un análisis de como se ha comportado la salinidad en el yacimiento a lo largo del tiempo, para determinar si ha existido influjo de agua de una salinidad diferente a la presente en el yacimiento, esto ayudara a predecir el efecto de la inyección de agua de baja salinidad. La inyección de agua de baja salinidad también depende del contraste de salinidad que existe entre el agua de yacimiento y del agua para inyección. Se conoce que la salinidad promedio del yacimiento en sus dos regiones es de alrededor de 14000 ppm. A partir de ciertos casos de estudio se tomó los siguientes rangos donde salinidades entre 800012000 ppm son considerados como salinidad media y más de 12000 ppm es considerado como alta salinidad. Mediante los siguientes gráficos podemos observar en porcentajes si los pozos han experimentado o no un cambio de salinidad a lo largo de su producción, y la tendencia de la salinidad en pozos donde se tomó muestras del agua presente. Salinidad - Arena CW Tendencia de salinidad 16% Affected Unaffected 44% ALTA 56% MEDIA 84% Gráfico 18: A la izquierda, pozos donde su salinidad ha sido afectada con respecto al tiempo, quiere decir que ha habido un influjo de agua extraña al reservorio, mientras que a la derecha se encuentra la tendencia de salinidad tomada de las muestras en ciertos pozos. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 99 Figura 37: Mapa de Salinidad para la arena CW Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 100 En la siguiente figura se puede observar que donde existe acumulación de puntos rojos existe variación en la salinidad esto quiere decir que en este sector ha habido un influjo de agua diferente a la presente en el yacimiento, las flechas de color rojo muestran por donde pudo venir el influjo de agua, esto podrá ser analizado más adelante con otras propiedades promedio. 4.3. Propiedades de la roca A continuación se analizará las principales propiedades de la roca, las cuales tienen un papel importante en el entendimiento del mecanismo de acción de este método de recuperación mejorada, este análisis permitirá entender cómo funciona la inyección de agua de baja salinidad y como se puede aprovechar ciertas propiedades de la roca para aumentar el recobro de petróleo. 4.3.1. Composición de la roca El presente estudio contempla también un pequeño análisis mineralógico el cual es muy importante para entender el mecanismo de acción al inyectar agua de baja salinidad, ya que, como se explicó en la teoría una roca reservorio que contenga un buen porcentaje de ciertas arcillas como caolinita, illita o esmectita facilitarán un intercambio catiónico entre la superficie de la roca y las moléculas de petróleo residual adheridas a la misma. Para esto se tomó los datos obtenidos a partir de un núcleo que fue sacado del pozo C-5 ubicado en la parte central del campo en un lugar donde se pronosticó características promedio del campo, el núcleo fue tomado como se observa a continuación (barra roja), aquí observamos que el núcleo pasa por la Región 1 y la Región 2 las cuales se encuentran separadas por una delgada capa de lutita, además que la zona dos esta sub-divida por capas de lutita que se observan en ciertas partes del campo, esto nos ayudará posteriormente a descartar la Región 2 para la aplicación de arreglo piloto para la inyección de agua de baja salinidad, también se observó que la Región 1 contiene un alto porcentaje de caolinita lo cual nos ayudará a pronosticar un buen funcionamiento de la inyección de agua de baja salinidad. 101 Figura 38: Núcleo tomado de un pozo del campo Centinela el cual nos permite identificar dos regiones bien marcadas. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. De análisis posteriores a la toma de estos núcleos se obtuvo los siguientes resultados para conocer la composición de la roca yacimiento, los cuales fueron tabulados como se muestra a continuación observando que para la Región 1 se tiene un alto contenido de caolinita, lo cual nos hace suponer que será más factible la liberación de petróleo por la inyección de agua de baja salinidad. 102 POZO C-5 (Porcentaje en peso) Profundidad TOTAL FORMA. Cuarzo Feldespato Calcita Dolomita Siderita Halita Pirita Zeolita Esmectita Ilita Caolinita Clorita 7197,5 44 5 31 0 0 0 1 0 16 3 0 100 7200,5 24 3 59 0 0 3 1 0 9 1 0 100 7202,5 77 9 1 0 0 0 tr 0 8 2 3 100 7207,3 56 3 34 0 1 0 1 0 5 0 tr 100 7214,5 80 5 0 0 0 0 1 0 11 0 3 100 7241,5 62 tr 1 0 10 0 tr 0 27 0 0 100 7322,5 55 5 2 0 7 0 1 0 27 3 0 100 7372,5 95 2 0 0 0 0 tr 0 tr 3 0 100 7385,2 82 6 tr 1 1 0 tr 0 6 4 0 100 7406 25 6 0 0 0 0 1 0 18 48 2 100 7408 13 5 0 0 40 0 0 0 16 24 2 100 7409,4 85 5 0 0 0 0 5 0 2 3 0 100 7421,2 10 7 0 0 0 0 0 0 26 57 0 100 7459,5 83 3 tr 0 0 0 0 0 3 11 0 100 7602,5 81 4 2 0 3 0 tr tr 4 6 0 100 7710,5 90 0 0 tr 0 0 0 0 tr 10 0 100 7717,5 90 tr 0 0 0 0 0 0 3 7 0 100 (ft) Región 2 Región 1 Tabla 11: Mineralogía de la roca completa determinada por difracción de rayos X. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Porcentaje Profundidad ft 7197,5 7200,5 7202,5 7207,3 7214,5 7241,5 7322,5 7372,5 7385,2 7406 7408 7409,4 7421,2 7459,5 7602,5 7710,5 7717,5 Total Illita Illita Esmectita Caolinita Clorita 60 73 21 17 39 71 45 0 21 22 19 0 19 4 18 0 8 18 15 7 9 14 29 23 0 15 8 7 0 6 3 9 0 tr 22 12 26 19 0 0 27 100 64 60 62 100 75 93 73 100 92 0 0 46 55 47 0 5 0 0 10 12 0 tr 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 FORMA. Región 2 Región 1 Tabla 12: Mineralogía de la arcilla (<2 micras) determinada por difracción de rayos X. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 103 Porcentaje del Mineral % Mineralogía de la arcilla 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 93 64 21 15 4 ILLITA 3 0 ILLITA + ESMECTITA REGION 2 CAOLINITA 0 CLORITA REGION 1 Gráfico 19: Iones presentes en el agua de formación. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.3.2. Distribución de los tipos de roca El presente modelo de simulación ha sido caracterizado con 3 tipos de rocas los cuales fueron definidos mediante un gráfico de Winland, los datos se los obtuvo a partir de muestras obtenidas de cores de ciertos pozos del campo, en conclusión se definió los tipos de roca en base al tamaño de garganta poral donde: Garganta poral de 4 a 20 micrones se definió como tipo de roca 2, una garganta poral de 20 a 30 micrones se definió como tipo de roca 1, y por último las gargantas porales por debajo de este rango se las denomino como tipo de roca 3. Vale aclarar que el tipo de roca 1 es de mejor calidad que tipo de roca 2 y 3 en valores de porosidad y permeabilidad, cualitativamente se llamó a la roca 1 y 2 como roca yacimiento y la roca de tipo 3 como roca sello, así fue poblado el modelo de acuerdo al tipo de roca en función del número de celdas. Yacimiento REGIÓN 2 REGIÓN 1 TIPO DE ROCA ROCA TIPO 1 ROCA TIPO 2 ROCA TIPO 1 ROCA TIPO 2 Celdas 18769 61712 67404 20775 % 23,3 76,7 76,4 23,6 Tabla 13: Porcentaje de tipo de roca en función del número de celdas del modelo de simulación. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 104 Aquí se puede observar que la Región 1 tiene más cantidad de roca de tipo 1 lo cual la posiciona en primer lugar como yacimiento principal y así la región con mejores características para la aplicación de un proceso EOR en comparación con la roca de tipo 2. 4.3.3. Curvas de Presión capilar Para obtener las curvas de presión capilar se partió del análisis de núcleos convencionales y especiales, los cuales arrojaron los siguientes resultados, que ayudaron a definir los puntos críticos Sor y Swirr en procesos de imbibición y drenaje respectivamente. Para hacer esta estimación de los puntos críticos se tomaron varios núcleos de varios pozos a los cuales se les hizo las mismas pruebas y se estimó un rango entre valores pesimistas y optimistas que representen de mejora manera el desplazamiento de los fluidos en el yacimiento, dentro de este rango se buscó una curva promedio, como se lo puede representar en el presente plot de las curvas de presión capilar. RANGO Gráfico 20: Curvas de presión capilar de varias muestras aplicadas en el estudio. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 105 4.3.4. Curvas de permeabilidad relativa Las curvas de permeabilidad relativa se obtuvieron como fue el caso de las curvas de presión capilar se tomó varios plugs de los cores, se procedió a hacer las pruebas de laboratorio y se obtuvo una curva de permeabilidad relativa para cada muestra después se procedió a plotear las curvas y así se obtuvo una curva promedio, la cual también fue suavizada mediante las funciones de Corey. Obteniendo así la siguiente curva de permeabilidad relativa en función de la saturación de agua. Swirr 1-Sor Sw 0,15 0,23 0,31 0,365 0,42 0,475 0,53 0,585 0,64 0,695 0,77 Krw 0 0,005 0,02 0,045 0,08 0,125 0,18 0,245 0,32 0,405 0,5 Kro 1 0,74 0,512 0,343 0,216 0,125 0,064 0,027 0,008 0,001 0 Tabla 14: Permeabilidad relativa del agua y del petróleo en función de la saturación de agua para el yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger 106 Permeabilidad Relativa-Alta Salinidad (HS) 1,2 1 Kro-Krw 0,8 0,6 Krw Kro 0,4 0,2 Swirr Sor 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Sw Gráfico 21: Curvas de permeabilidad relativa para el yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. Para la simulación de un proceso de recuperación mejorada por inyección de agua de baja salinidad el simulador ECLIPSE, realiza un cambio de las curvas de permeabilidad relativa, así los puntos críticos Sor y Swirr cambiarán su valor, obteniendo una disminución del valor del Sor lo cual representa un aumento de la producción de petróleo, estos cambios de curvas de permeabilidades relativas las realiza en base a datos default que tiene el simulador para un proceso de desplazamiento por inyección de agua de baja salinidad, lo cual representaría el proceso de LSW, a continuación se muestra las curvas de permeabilidad relativa para el LSW. Sw Swirr 1-Sor Krw 0,15 0,225 0,3 0,375 0,45 0,525 0,6 0,675 0,75 0,825 0,9 0 0,004 0,014 0,032 0,056 0,088 0,126 0,172 0,224 0,284 0,35 Kro 1 0,729 0,512 0,343 0,216 0,125 0,064 0,027 0,008 0,001 0 107 Tabla 15: Permeabilidad relativa del agua y del petróleo en función de la saturación de agua para un proceso de Inyección de Agua de Baja Salinidad (LSW). Fuente: PTS-GPE Schlumberger Permeabilidad Relativa-Baja Salinidad (LS) 1,2 1 Kro-Krw 0,8 0,6 Krw Kro 0,4 0,2 Sor Swirr 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Sw Gráfico 22: Curvas de permeabilidad relativa para el proceso de LSW. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. Por lo tanto comparando las dos curvas, es decir las curvas de alta salinidad vs las curvas de baja salinidad se puede observar como los puntos críticos fueron desplazados y se puede observar como con la inyección de agua de baja salinidad la permeabilidad relativa con respecto al agua disminuye, permitiendo que la permeabilidad relativa del petróleo aumente, logrando así un mayor flujo de petróleo. 108 Permeabilidad Relativa HS vs LS 1 0,9 0,8 0,7 Kro-Krw 0,6 HS Krw 0,5 HS Kro 0,4 LS Krw LS Kro 0,3 0,2 0,1 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Sw Gráfico 23: Curvas de permeabilidad relativa Alta Salinidad (HS) vs Baja Salinidad (LS). Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.4. Flujo fraccional y relación de movilidad Un breve análisis de las curvas de flujo fraccional nos permite observar cómo avanza el agua en un proceso de inyección de agua así se puede deducir cual es la saturación de agua en el frente de choque y con qué rapidez se produce la inundación hasta el punto de ruptura, esto ayudará a definir la relación de movilidad y la eficiencia de desplazamiento. Obteniendo los siguientes resultados. Cabe recalcar que este análisis se hizo para cada muestra tomada de los núcleos obtenidos de cada pozo. 109 POZO D-010 Sample Number 143 7354,6 1070 0,195 Sample Depth (ft) Permeability (mD) Porosity (fraction) M Sor Swirr no nw Water viscosity Oil Viscosity 1,576 0,363 0,180 2,280 1,810 0,311 4,300 Tabla 16: Muestra para el análisis de flujo fraccional y relación de movilidad. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Mediante la siguiente expresión y con los datos obtenidos de las pruebas de laboratorio en los núcleos se procede a realizar el cálculo del flujo fraccional y los valores de la pendiente para encontrar la saturación en el frente de choque y el flujo fraccional en el frente de choque. Water-Oil Relative Saturación de Relative Permeability agua Permeability to Water (Ratio) (fraction) Relative Permeability to Oil (fraction) Flujo Fraccional (fw) Pendiente Linea Kro (dfw/fSw) pendiente COREY Krw COREY 0,180 0,000 0,000 1,000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,000 0,324 0,025 0,009 0,369 0,2582 1,7890 0,4572 0,4206 0,014 0,420 0,230 0,038 0,165 0,7609 3,1678 0,7609 0,1823 0,036 0,492 0,797 0,061 0,076 0,9168 2,9385 0,9884 0,0728 0,057 0,534 0,563 1,723 3,354 0,076 0,086 0,044 0,026 0,9597 0,9789 2,7100 2,5548 1,1219 1,2138 0,0332 0,0155 0,072 0,083 0,582 6,092 0,093 0,015 0,9883 2,4554 1,2750 0,0078 0,091 0,597 11,612 0,099 0,009 0,9938 2,3823 1,3215 0,0038 0,097 0,610 25,875 0,104 0,004 0,9972 2,3192 1,3621 0,0015 0,102 0,622 83,077 0,108 0,001 0,9991 2,2615 1,3995 0,0004 0,107 0,629 0,633 276,750 561,000 0,111 0,112 0,000 0,000 0,9997 0,9999 2,2272 2,2087 1,4220 1,4341 0,0001 0,0000 0,110 0,112 0,637 --- 0,114 0,000 1,0000 2,1897 1,4467 0,0000 0,114 Tabla 17: Cálculo del flujo fraccional en función de la saturación de agua. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 110 Gráfico 24: Curva de flujo fraccional en función de la saturación de agua, además del cálculo de la pendiente. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. En la curva que se presentó anteriormente se puede observar como el flujo fraccional aumenta mientras la saturación de agua aumenta y se puede obtener la saturación de agua en el frente de choque, se puede resaltar que el agua llega de manera rápida al punto de ruptura es decir la inundación se produce de manera inmediata esto nos da una idea de cómo se producirá la inundación en un proceso de inyección de agua. Fórmula para calcular la eficiencia de desplazamiento: 𝐸𝐷𝑏𝑡 = 𝑆𝑤𝑏𝑡 −𝑆𝑤𝑐 1−𝑆𝑤𝑐 Sample Water Sample Temp Salinity Oil Viscosity no Movility Swbt, Displacement Wellbore Formation Depth, Viscosity Swirr Sor Fwf Swf Number (F) ppm cp COREY Ratio (fraction) Efficiency feet cp D-010 D-010 D-010 D-010 C-005 C-005 113 125 138 143 181 202 Reg 2 Reg 1 Reg 1 Reg 1 Reg 1 Reg 1 7324,9 7336,4 7349,6 7354,6 7444,500 7465,500 203 203 203 203 203 203 18315 11880 11880 11880 11880 11880 0,315 0,311 0,311 0,311 0,311 0,311 4,300 4,300 4,300 4,300 4,300 4,300 0,163 0,149 0,161 0,180 0,118 0,136 0,220 0,310 0,292 0,363 0,295 0,251 1,770 2,650 1,900 2,280 2,500 2,200 2,728 1,977 2,070 1,576 2,599 2,268 0,8370 0,740 0,754 0,761 0,542 0,855 0,560 0,392 0,439 0,420 0,302 0,489 0,640 0,575 0,530 0,500 0,460 0,550 0,570 0,501 0,440 0,390 0,388 0,479 Tabla 18: Cálculo de la relación de movilidad y la eficiencia de desplazamiento. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 111 El cálculo de la eficiencia de desplazamiento nos brinda un valor estimado de la facilidad que tiene el yacimiento para permitir el paso de fluidos a través del mismo. 4.5. Ajuste de historia del campo CENTINELA El presente modelo fue ajustada por presión y producción, este ajuste se lo realizó para que la curva de producción de petróleo, agua y acumulado se asemeje a los datos observados de producción, esto en armonía entre el modelo estático y el modelo dinámico. Para el ajuste se realizó un análisis pozo a pozo de la producción y también un análisis global obteniendo el siguiente ajuste el cual se acerca a la realidad. Gráfico 25: Ajuste de Historia (HM) del campo CENTINELA Fuente: PETREL RE. PTS-GPE, Schlumberger. 112 4.6. Screening analítico y numérico Para realizar una selección de los métodos de recuperación mejorada (EOR) que más se ajusten a las características y necesidades del campo se realizó en primera instancia un screening analítico que mediante gráficos de parámetros y propiedades de los fluidos del yacimiento permita la identificación de los métodos de recuperación mejorada que de acuerdo a las características del yacimiento se puedan aplicar. Este proceso se lo realizó con la herramienta EORt que es un plug-in de PETREL el cual hace el screening analítico y numérico en base al ajuste de historia de nuestro campo, más el ingreso de ciertas características del yacimiento (inputs), los cuales son comparados con los proyectos de EOR realizados en todo el mundo, encontrando similitudes en propiedades yacimiento y fluidos, arrojando así resultados para la selección de zonas piloto y el método EOR que más se ajuste al campo, esta base de datos de casos de proyectos EOR contiene centenares de proyectos realizados en todo el mundo y donde se ha aplicado varios métodos de recuperación mejorada, así se brinda más confiabilidad en los resultados arrojados por el programa y nos sirve para tomar mejores decisiones en el plan de desarrollo del campo. EORt funciona mediante el siguiente flujo de trabajo. Figura 39: Flujo de trabajo de EORt, plug-in de PETREL RE. Fuente: EORt-PETREL, PTS-GPE Schlumberger. 113 De esta manera se puede realizar una selección analítica del método EOR, el cual ofrece MÁS FACTIBLES cualitativamente que método EOR es más factible de aplicarlo. Figura 40: Screening analítico para la selección del método EOR Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Para realizar el screening analítico se empezó con el ingreso de los datos en el programa EORt que consiste en el ingreso de los valores de las características del campo los cuales se encuentran tabulados al inicio de este capítulo. Siguiendo el flujo de trabajo, el programa pide la selección en cuantas capas en sentido vertical queremos dividir el yacimiento, para poder encontrar zonas representativas del mismo. El modelo de simulación para el yacimiento CW contiene 50 capas, como se vio al principio del análisis el 114 yacimiento “CW” se dividió en dos zonas la Región 1 y 2. Las cuales se encuentran separados por un sello lutítico, pero también se observó que la Región 2 tiene una capa de lutita que lo subdivide en 2 unidades de flujo es decir se definió para todo el yacimiento 3 unidades de flujo la Región 1, y la Región 2 subdividida en 2 más, entonces se realizó la división de la siguiente manera. YACIMIENTO CW REGIONES UNIDADES CAPAS 1 1-11 2 12-16 3 17-50 Región 2 Región 1 Tabla 19: División de las capas del Yacimiento CW para ingresar en EORt-PETREL. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Siguiendo con el flujo de trabajo EORt nos proporciona un estimado de la distribución vertical de la calidad de roca así como el petróleo móvil que existe en cada unidad de flujo, de esta manera se tiene para cada unidad lo siguiente. Figura 41: Distribución vertical de la calidad de roca y el petróleo móvil para la Región 2 Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 115 Figura 42: Distribución vertical de la calidad de roca y el petróleo móvil para la Región 1 Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Las figuras anteriores muestran que la mejor región para la aplicación de un método EOR es la Región 1 en términos de calidad de roca y petróleo móvil, así para la Región 1 se realiza el screening analítico, para esto se utiliza las características del modelo de simulación así como también se parte de un ajuste de historia, aquí se seleccionara el método en base a varias características entre estas podemos mencionar la compatibilidad por salinidad, temperatura del yacimiento, profundidad y condiciones operativas para compararlo con la base de datos de proyectos de EOR que posee el software, encontrando los siguientes resultados. 116 Agente EOR Ranking a Escala Poral Polímero 0.61 Surfactante 0.48 Agua Baja Salinidad (LSW) 0.41 Agua 0.38 AS 0.60 ASP 0.77 Gas (immiscible) NA CO₂ (immiscible) NA N₂ (immiscible) NA Espuma NA WAG (immiscible) NA Compatibilidad Filtro a Escala Macro Tabla 20: Screening analítico de los métodos EOR para la Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Mediante este screening se observa que la mejor opción para aplicar en el yacimiento CW son los métodos químicos entre los cuales están polímeros, surfactantes y agua de baja salinidad. Posterior al screening analítico se EORt realiza una selección de zonas representativas en base a los inputs que se metieron en el software, estas son las zonas que EORt selecciono para la Región 1 y 2, vale mencionar que debido a la discontinuidad y la heterogeneidad de la Región 2 se descarta la aplicación de un método de recuperación mejorada en esta zona. 117 Figura 43: Para la Región 1, Zonas de mejor calidad escogidas para realizar la simulación numérica y el screening numérico en la aplicación de los métodos EOR. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Mientras que si observamos la Región 2 se puede observar zonas donde la heterogeneidad han aumentado la incertidumbre (incertidumbre=?) y donde se observó en el análisis previo del modelo una gran cantidad de rocas sellos, lo cual no lo hacen candidato para la aplicación de un método EOR. 118 Figura 44: Para la Región 2, Zonas de mejor calidad, podemos observar que existe más incertidumbre y más heterogeneidad. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Para el screening analítico en la Región 1, se propone un pozo inyector y un pozo productor en cada zona seleccionada del yacimiento CW, esto permite determinar la eficiencia de desplazamiento, la producción de petróleo y el caudal de inyección. 119 RRE1 (zona representativa 1) Método EOR RRE2 (zona representativa 2) Eficiencia de Eficiencia Eficiencia de Eficiencia Desplazamiento Incrementa (%) Desplazamiento Incremental (%) (%) (%) Polímeros 18.01 2 38.44 17.1 Surfactantes 24.99 8.98 46.5 25.16 Agua de Baja 21.08 5.07 34.46 13.12 ASP 26.9 10.96 37.89 16.55 AS 31.07 15.05 46.32 24.98 Gas Miscible 15.19 1.1 30.89 6.19 Espuma 17.15 0.86 30.14 5.44 WAG 15.24 0.77 27.4 6.06 Caso Base 8.89 0 7.89 0 Agua 16.01 0 21.34 0 Inyección de Gas. 16.29 0 24.07 0 Salinidad Tabla 21: Eficiencia de desplazamiento e incremental en las zonas seleccionadas. Fuente: PTS-GPE Schlumberger Gráfico 26: Eficiencia de desplazamiento vs Tiempo, para la inyección de cada agente para la zona 1 (RRE1) de la Región 1 120 Fuente: EORt-PETREL RE. PTS-GPE, Schlumberger. Gráfico 27: Producción de petróleo vs Tiempo, flujo continuo para la zona 1 (RRE1) de la Región 1 Fuente: EORt-PETREL RE. PTS-GPE, Schlumberger. Gráfico 28: Eficiencia de desplazamiento la inyección de agua de baja salinidad vs Tiempo, flujo continuo para la zona 1 (RRE1) de la Región 1 Fuente: EORt-PETREL RE. PTS-GPE, Schlumberger. 121 Gráfico 29: Eficiencia de desplazamiento la inyección de agua de baja salinidad vs Tiempo, flujo continuo para la zona 1 (RRE2) de la Región 1 Fuente: EORt-PETREL RE. PTS-GPE, Schlumberger. Mediante los plots que arroja EORt para el screning analítico se observa que ASP, AS y surfactantes tienen la mayor eficiencia de desplazamiento, pero al observar el gráfico de la producción de petróleo para el tiempo de la inyección, se observa que estos métodos darán valores bajos aún bajo el caso base esto quiere decir que no dan un resultado positivo en su aplicación, esto se debe a que la inyección de estos agentes puede causar una restricción en el flujo de petróleo, reduciendo la permeabilidad relativa del petróleo, también se presenta el problema que los canales de alta permeabilidad son favorables para el flujo de otro fluido que no sea el petróleo, esto hará que el frente de invasión avance dejando petróleo a su paso, pero también se observa como el agua de baja salinidad (LSW) resulta una alta producción de petróleo a lo largo del tiempo, además de un aumento de la eficiencia de desplazamiento con respecto al tiempo, otra ventaja es la operatividad ya que es más fácil realizar la inyección de agua de baja salinidad debido a su bajo costo de tratamiento. Después de este análisis usando la herramienta EORt para el screening analítico y numérico, se procede a la selección del áreas representativas y el diseño del plan piloto en el campo, para observar la efectividad del métodos EOR seleccionado, todo este análisis se lo realizará mediante el modelo del campo, con el software PETREL y el simulador ECLIPSE. 122 4.7. Selección de zonas representativas A continuación se presenta la metodología para la selección de zonas representativas y área piloto para la aplicación del método EOR, para lo cual se usa la calculadora estática y dinámica que tiene PETREL RE, lo que nos permite calcular mapas promedio de los indicadores de oportunidad descritos en la teoría así tenemos. Para poder hacer un análisis de los mapas indicadores, se parte de las principales características de la roca como son porosidad y permeabilidad, propiedades que podemos observar en la siguiente figura. Figura 45: Mapa promedio de la porosidad y permeabilidad para el Campo CENTINELA en el yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 123 Del lado izquierdo se puede observar como las zonas con colores celeste o verde claro muestran zonas con porosidades promedio de 14 a 15%, mientras que las zonas de color rosado muestran una mala porosidad, de la misma manera a la derecha se presenta la permeabilidad, donde las zonas de color verde claro o amarillo muestran buena permeabilidad lo cual es tendencia a lo largo de todo el campo. El presente análisis se lo realizara para la Región 1 ya que fue elegida para la aplicación del método EOR. 4.7.1. Mapa Promedio de RQI A continuación se presentara el mapa promedio para RQI (índice de calidad de roca) el cual se procedió a normalizar, es decir llevar todos los valores a una escala de 0 a 1 donde: 1 es el mejor valor para RQI y 0 el pero valor. Aquí se observó cómo la mayor parte del yacimiento tiene un valor medio de RQI entre 0.4 y 0.55 lo cual refleja que hay buena calidad de roca es decir una unidad de flujo bien conectada con buenas oportunidades para el flujo de fluidos en su interior. Este indicador comparándolo con un mapa de saturación de petróleo también nos ayudaría a entender que las zonas donde existe menos petróleo ahora son las de mejor calidad de roca, esto ocurre ya que al tener buenas propiedades en términos de porosidad y permeabilidad, facilitan el drenaje de fluidos por mecanismos de producción primarios. A continuación la figura amarilla muestra la zona donde se encuentra buena calidad de roca. 124 Figura 46: Mapa promedio de Índice de Calidad de Roca (RQI), Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 125 4.7.2. Mapa promedio FCI A continuación se presente el mapa promedio de la capacidad de flujo el cual nos permite identificar zonas con buena permeabilidad vertical y horizontal por espesor de celda, esto identifica regiones con facilidad para el paso de fluidos. A continuación se identificó 3 regiones de flujo. 1 2 3 Figura 47: Mapa promedio de Índice de Capacidad de Flujo (FCI), Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 126 4.7.3. Mapa promedio HCPV En este mapa promedio se representa el promedio de petróleo móvil por volumen poroso que tiene el yacimiento, se tomó el año 2002 cuando se inició la explotación, el año 2014 que es la fecha actual, y el pronóstico para el 2016 que es cuando se empezara el proyecto EOR. 2002 2014 127 2016 Zona de interés Figura 48: Mapa promedio de petróleo móvil por volumen poroso (HCPV), Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 128 4.7.4. Saturación de petróleo móvil SOM Mediante el siguiente mapa promedio se observa las zonas con petróleo móvil para los años 2002, 2014 y al 2016 como el literal anterior, aquí podemos observar delimitada la zona de interés por su contenido alto de petróleo que puede ser barrido por métodos convencionales. 2002 2014 129 2016 Zona de interés Figura 49: Mapa promedio de petróleo móvil (SOM), Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 130 4.7.5. Índice de Oportunidad en la Simulación (SOI) Este mapa promedio que combina las variables estáticas y dinámicas nos permite identificar zonas de calidad en el yacimiento, basándose en la capacidad flujo, el petróleo móvil y el HCPV, también se realizó el cálculo para el año 2002, 2014 y 2016. 2002 2014 131 2016 Zona de interés Figura 50: Mapa promedio de Índice de Oportunidad en la Simulación (SOI), Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 132 4.7.6. Saturación de petróleo So > 35% A continuación se presenta un mapa de la saturación de petróleo al 2016, pero haciendo un filtro del 0.35, es decir solo se tomará en cuenta zonas donde la saturación de petróleo sea mayor a 0.35 (35%). Zona de interés Figura 51: Mapa promedio de la saturación de petróleo (So) mayor a 0.35, Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 133 4.7.7. Saturación de petróleo por capas para la Región 1 Para tener una mejor visión en la selección del área piloto se procedió a verificar la saturación de petróleo en la Región 1 capa por capa teniendo así los siguientes resultados, la escala muestra el valor máximo de 0.65. Aquí se puede observar la tendencia en la zona SUR de tener más cantidad de petróleo que las demás zonas (enmarcado amarrillo) 16 134 Se observa que la zona del cuadro amarillo contiene mayores cantidades de petróleo en el análisis capa a capa de la Región 1. Figura 52: Mapa de saturación de petróleo (So) por capas, para la Región 1 desde la capa 16. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 135 4.7.8. Resumen de mapas indicadores y selección del área piloto en la Región 1 Gracias a la ayuda de los mapas indicadores y la saturación de petróleo por capas se obtiene el siguiente resumen que nos permite identificar el área para la aplicación del plan piloto. SOM 136 SOI Figura 53: Resumen de mapas promedio para la selección del área piloto para la Región 1. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Basándonos en los mapas antes descritos se observa que en la zona Sur-Este existe una zona con buenas características de roca, y con buena cantidad de petróleo la cual puede ser extraída, esta área también tiene baja incertidumbre debido a que existen pozos en la zona que ayudan con su información para poder aplicar un método de EOR. Mediante el siguiente mapa podemos observar cómo se seleccionó el área piloto. 137 So>35% ÁREA SELECCIONADA PARA APLICAR EL PLAN PILOTO Figura 54: Área piloto seleccionada para la Región 1 del yacimiento CW. 138 Fuente: PTS-GPE Schlumberger. En la figura anterior se presenta el área seleccionada para la aplicación del piloto, es decir aquí se realizarán las sensibilidades y la colocación de pozos para la inyección de agua de baja salinidad. Cabe resaltar que la herramienta EORt selecciono zonas similares a las antes mencionadas mediante este proceso de selección de zonas representativas, de esta manera podemos disminuir la incertidumbre sobre la aplicación del piloto en este sector. 4.7.9. Resumen de mapas indicadores para descartar la Región 2. La Región 2 no presenta características de roca y fluidos aptas para la aplicación de un plan piloto de un proyecto EOR, los indicadores como se presentan a continuación muestran alta incertidumbre en esta región, lo cual pone en peligro la inversión para un proyecto de recuperación mejorada, por lo que no será aplicado en esta zona, pero se espera que en la zona donde existe coalescencia tenga influencia de la inyección de agua de baja salinidad Figura 55: Área piloto seleccionada para la región 1 del yacimiento CW. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 139 4.8. Identificación del área piloto a partir de las zonas representativas Posterior a la selección del área piloto se procederá a la selección del arreglo de pozos para la inyección del agua de baja salinidad, así como las tasas de inyección optimizando la producción, con la menor cantidad de agua posible para inyección además que se hace una análisis de continuidad entre pozos productores e inyectores para mejorar el barrido de petróleo, por último se revisó los registros de todos los pozos para seleccionar las mejores zonas para cañoneo es decir para hacer los disparos. 4.8.1. Ubicación de los arreglos Para la ubicación de los arreglos se busca encontrar lugares dentro del área piloto donde se concentra grandes cantidades de petróleo, para así obtener un incremento de la producción de petróleo, hay que mencionar que el espaciamiento entre pozos mínimo puede ser de 200m. Los siguientes diagramas muestran los cortes que se realizaron en el modelo de simulación y cortan el área piloto. El corte A-A´ se lo hizo desde la sección Nor-Oeste del modelo hacia el Sur-Este, mientras que el corte B-B´ se lo hizo en la zona Sur con una dirección Sur-Oeste hacia Nor-Este, estos cortes se realizaron en el modelo de simulación 3D donde se ploteo la saturación de petróleo, para observar las zonas drenadas se a través del tiempo, se realizó el mismo proceso para los años 2002, 2013 y se pronosticó en base al caso base para el 2016, esto ayudará a tener la idea de donde existen zonas que faltan ser drenadas. 4.8.1.1. Cortes de las secciones Aquí se presenta los cortes que fueron realizados que pasan por el área piloto. 140 Figura 56: Cortes al mapa de saturación de petróleo para encontrar acumulaciones HC. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. El corte A-A´ presenta en la parte de la derecha una buena acumulación de petróleo como se puede mostrar en el recuadro rojo, aquí existe 4 pozos productores, que aún no drenan la zona en su totalidad. Esto indica que el área piloto elegida fue la que tiene más saturación de petróleo, y con facilidades geológicas para su extracción. 141 Figura 57: Corte A-A´ de la saturación de petróleo para los años 2002, 2013 y 2016. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. El corte B-B´ Presenta acumulación de petróleo en la región central del corte. Figura 58: Corte B-B´ de la saturación de petróleo para los años 2002, 2013 y 2016. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 142 Mediante los gráficos anteriores podemos observar como el petróleo se dreno a través del tiempo, también se puede notar sectores donde el agua irrumpió abundantemente, que con el paso del tiempo provocaron que haya problemas de conificación, mientras que otras zonas con coloración amarrilla que muestran zonas de petróleo aun no drenadas, candidatas para la aplicación del piloto. 4.8.2. Selección y ubicación de los arreglos de pozos Para la ubicación de los arreglos se partirá del área seleccionada anteriormente, donde se encuentran las mayores concentraciones de petróleo, aquí podemos observar que se tiene 3 cuerpos de petróleo bien marcados, sobre estos se encuentran 8 pozos productores, de los cuales 4 pozos se encuentran en las zonas de más concentración de petróleo y en los cuales se observara si aumenta la producción y para los que se espera optimizar su producción, para la ubicación de los pozos inyectores se seleccionó 3 pozos los cuales ya estaban ubicados en el modelo pero servían de depósito además de esto se agregó 7 pozos inyectores, partiendo de eso se procuró ubicarlos de manera que el barrido de petróleo sea el mejor y que se optimice las tasas de inyección este análisis se realizó para todos los arreglos realizados en el área piloto. A continuación se presentan los pozos productores que se encuentran ubicados dentro del área piloto, donde los pozos más importantes son el C-CW_1, C-CW_2, C-CW_3, y C-CW_4, a estos pozos también se realizó un análisis sobre el la well section (secciones de los pozos) que permita optimizar el cañoneo en las zonas de interés, es decir se procederá a realizar una cementación forzada en los disparos que estén cercanos al acuífero y abriendo zonas donde se observe mayor cantidad de petróleo. 143 Figura 59: Ubicación de los pozos productores sobre el área piloto. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 144 Después de haber observado la ubicación de los pozos productores, el siguiente paso es la ubicación de los pozos inyectores así como la selección de los arreglos de pozos, los cuales en un inicio quedaron de la siguiente manera es decir puede ser modificada la ubicación de ciertos pozos de acuerdo a las necesidades. Figura 60: Ubicación de los pozos inyectores sobre el área piloto. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 145 4.8.3. Optimización de los arreglos de pozos y patrones de inyección Es de vital importancia lograr obtener un arreglo de pozos óptimo el cual minimice la inversión y nos de la mejor producción de petróleo posible de esta manera se optimizarán los recursos maximizando la producción, con esta visión se continuo con la reubicación de pozos inyectores para mejorar el barrido de hidrocarburo, como también la revisión de las well section de cada pozo para así seleccionar las zonas de disparo que permitan que el barrido de petróleo sea más uniforme este análisis se lo realizó en base a la teoría de flujo fraccional, a continuación se presenta el procedimiento que se siguió para encontrar el arreglo ideal. 4.8.3.1. Arreglo de pozos Para cada arreglo de pozos se procedió a realizar sensibilidades con la ubicación de cada pozo inyector en base a secciones del modelo donde se ploteo saturación de petróleo para observar si está ubicado en una zona donde hay petróleo para barrer, también se ubicó la permeabilidad para ubicar canales preferenciales de flujo, así como RQI que nos brinda características de calidad de roca para admisión de fluidos y si es roca yacimiento. El siguiente ejemplo pertenece al pozo productor C_CW_3 el cual se encuentra afectado por los pozos inyectores C_I_1, C_I_2, C_I_3 y C_I_4. 400m 146 A´ A Figura 61: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3 para la optimización del arreglo. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Para todos los arreglos se procedió a seleccionar un corte entre cada pozo inyector y el productor de influencia (distancia mínima pozo-pozo 200m), para observar si existe continuidad o no de la formación y si existe petróleo para barrer, las siguientes figuras presentan el análisis que se realizó para cada pozo productor, además de este análisis se probó la inyección de una cantidad de agua para observar como irrumpe en el pozo productor y si ha dejado petróleo atrás. Esto permite hacer una selección óptima de la ubicación de los pozos inyectores y que se procure realizar un barrido uniforme del petróleo acumulado en ciertas partes de la estructura que aún no han sido drenadas. 147 Figura 62: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3 para la optimización del arreglo, donde se graficó el Índice de Calidad de Roca (RQI), TR1 y TR2 son roca yacimiento (rojo y rosado respectivamente) mientras que TR3 (verde) son roca sello. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. La sección presentada anteriormente nos deja ver que el tipo de roca es bueno en el sector donde se quiere realizar la inyección es decir al momento de realizar la inyección de agua esta tendrá una tendencia a seguir hacia el pozo productor tratando de realizar un barrido uniforme, a continuación se mostrará como está la permeabilidad entre pozo y pozo. Figura 63: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3, donde se graficó la permeabilidad. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 148 También se presenta en el mismo corte la saturación de petróleo para el 2016 fecha donde se piensa iniciar la inyección del agente EOR para identificar las mejores zonas para realizar los disparos, este análisis se hace con la ayuda de una well section del pozo. Figura 64: Corte A-A´, para el arreglo del pozo C_CW_3, Saturación de petróleo al 2016, en la parte inferior las well section de los pozos C_I_3 a la izquierda y C_CW_3 a la derecha. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 149 En la parte superior se observa como existe petróleo entre los pozos inyectores y el pozo productor, las well section presentadas en la parte inferior muestran que existe una buena saturación de petróleo que nos permite optimizar la profundidad de los disparos para barrer la máxima cantidad de petróleo posible del lado izquierdo el pozo C_I_3 y a la derecha el pozo C_CW_3. Esta metodología para la encontrar la mejor ubicación de los pozos inyectores se la realizo para encontrar los arreglos ideales para los pozos productores, de esta manera los arreglos quedaron de la siguiente manera. 150 Figura 65: Arreglos para los pozos productores Fuente: PTS-GPE Schlumberger. De esta manera se realizó la optimización de los arreglos para los patrones de inyección, donde se observó que las características del yacimiento entre pozo y pozo son las óptimas, entonces el área piloto queda de la siguiente manera. 151 Figura 66: Arreglos definitivos del área piloto para aplicación del patrón. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 152 De esta manera quedan ubicados los pozos del área piloto en el espacio 400m Figura 67: Ubicación de los pozos en el espacio para el arreglo definitivo. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. Así como se hizo una selección óptima de la posición de los pozos que servirán para el arreglo, se procedió también a realizar sensibilidades en la ubicación de los disparos para la formación productora, buscando que la producción de petróleo sea la máxima posible durante un mayor tiempo, tomando en cuenta donde se encuentra el contacto de agua, y buscando que en el futuro no haya conificación de agua, cómo se logró esto, realizando los disparos en la parte superior de las celdas que contienen petróleo, dejando algunas celdas cerradas por encima del contacto agua-petróleo, a continuación se presenta las well section que muestran cómo se optimizo los disparos (cañoneos). 153 Figura 68: Sección pozo productor C_CW_1 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 154 Figura 69: Sección pozo productor C_CW_2 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 155 Figura 70: Sección pozo productor C_CW_3 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 156 Figura 71: Sección pozo productor C_CW_4 (well section), en track 1 la saturación de agua para el 2016, track 2 saturación de petróleo para el 2016, track 3 RQI, track 4 permeabilidad absoluta, track 5 RQI, track 6 Porosidad Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 157 Es así como se concluye con el análisis para la selección de los arreglos, ubicación de los pozos y optimización de los disparos en la formación productora. 4.8.3.2. Caudales de inyección Mientras se realizaba la selección de los arreglos de pozos de acuerdo a su potencial como pozos inyectores y productores, haciendo optimización en la ubicación y profundidad de los disparos, también se realizó una optimización de caudales de inyección los cuales permitieron tomar decisiones como incrementar o disminuir tasas de inyección, mover pozos inyectores o cerrar pozos inyectores, para así encontrar el arreglo de pozos que con menos barriles de agua inyectados no arroje un mayor recobro de petróleo, así se encontró que para la sensibilidad de disparos 2 en la variación 6 fue el caso que optimizó la inyección de agua, las siguientes razones justifican la elección de este patrón de inyección: produjo más petróleo, se cerraron dos pozos inyectores (el agua inyectada no desplazo petróleo a los pozos deseados, el agua inundaba otros pozos aledaños) y se usó una tasa menor de agua para inyectar. sensibilidad de disparos 1 POZOS INYECTORES var 1 var 2 var 3 B/D B/D B/D sensibilidad de disparos 2 var1 var2 var 3 var4 var5 var 6 var 7 B/D B/D B/D B/D B/D B/D B/D C_I_1 6000 8000 10000 5000 5000 10000 4000 3000 4000 5000 C_I_2 6000 8000 10000 8000 10000 10000 4000 8000 7000 8000 C_I_3 6000 8000 10000 5000 5000 10000 4000 5000 4500 5000 C_I_4 6000 8000 10000 5000 6000 10000 4000 5000 4500 5000 C_I_5 6000 8000 10000 cerrado cerrado cerrado cerrado cerrado cerrado cerrado C_I_6 6000 8000 10000 cerrado cerrado cerrado cerrado cerrado cerrado cerrado C_I_7 6000 8000 10000 10000 15000 10000 4000 8000 9000 8000 C_I_8 C_I_9 6000 8000 10000 5000 6000 10000 4000 3000 3500 3500 6000 8000 10000 5000 6000 10000 4000 4000 5000 5000 C_I_10 6000 8000 10000 6000 6000 10000 4000 6000 6000 6000 C_I_11 6000 8000 10000 5000 4000 10000 4000 7000 4000 4000 TOTAL (B/D) 66000 88000 110000 54000 63000 90000 36000 49000 47500 49500 Tabla 22: Sensibilidades para las tasas de inyección en base a la optimización de los disparos y selección de la tasa correcta, se hicieron 2 sensibilidades en los disparos y variaciones en las tasas (var.). Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 158 Gráfico 30: Sensibilidades de inyección de agua. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. Gráfico 31: Sensibilidades de inyección de agua seleccionada, Sensibilidad de disparos 2, variación 6. Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 159 4.9. Predicciones 4.9.1. Caso Base Para el Caso Base se realiza un predicción de la producción de petróleo y agua así como de la presión del campo, en esta predicción no se hizo ningún cambio al final del ajuste de historia es decir el campo sigue la tendencia normal de declinación, esta predicción se la realizo para desde la fecha actual hasta el 2022 que es la fecha donde se evaluara el proyecto EOR, es decir 6 años desde que empieza. Gráfico 32: Caso Base Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.9.2. Inyección de agua Se realiza una predicción con una estrategia de inyección de agua en la cual se ingresaron los pozos inyectores y se les asignó el patrón de inyección seleccionado, esta predicción empieza en el 2016 que es la fecha donde se iniciara la inyección de agua, y se lo hará por 6 años hasta el 2022 que es la fecha donde se evaluara el proyecto 160 Gráfico 33: Caso Inyección de Agua Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.9.3. Inyección de agua de baja salinidad Al igual que en el caso anterior se realizó una predicción para 6 años a partir del 2016 fecha donde inicia el proyecto EOR, pero en este caso ya no se realizó la inyección de agua “normal”, si no se empezó con la inyección de Agua de Baja Salinidad durante 6 años. 161 Gráfico 34: Caso Inyección de Baja Salinidad Agua Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.9.4. Comparación de los casos El presente gráfico nos ayuda a observar el aumento de producción de petróleo en los 6 años que dura el proyecto de inyección de agua de baja salinidad, también se lo puede comparar con el caso de inyección de agua y caso base. Gráfico 35: Caso inyección de baja salinidad agua, caso inyección de agua, caso base Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 162 Gráfico 36: Producción acumulada de petróleo Fuente: PTS-GPE, Schlumberger. 4.10. Resultados 4.10.1. Cálculos de los factores de recobro y barriles incrementados Producción Producción Producción % del FACTOR % de Petróleo CASO Petróleo Petróleo Acumulada Petróleo POES DE Incremento Incremental ENE 2018 ENE 2022 2022 (NP) Incremental RECOBRO (FR) FR BPPD BPPD BBLS BBLS % BBLS NP/POES % Base 3500 2100 55874500 134250000 41,6 Inyección de Agua 4100 2300 56919600 1045100 1,87 134250000 42,4 0,78 Agua de Baja Salinidad 5000 3300 58883752 3009252 5,39 134250000 43,9 2,24 Tabla 23: Resultados del estudio realizado, Factor de Recobro y petróleo incremental Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 163 La presente tabla es un resumen de los resultados hallados después del presente estudio, donde se observa que el mejor caso es el de inyección de Agua de Baja Salinidad, ya que tiene un incremento de alrededor de 3´000000 de barriles de petróleo en los 6 años de estudio y esto representa un Factor de Recobro del 44%. 4.10.2. Flujo de trabajo para la inyección de agua de baja salinidad. El presente flujo de trabajo se realizado posterior a la presente investigación, este flujo de trabajo describe un proceso de inyección de Agua de Baja Salinidad. Figura 72: Flujo de trabajo, inyección de agua de baja salinidad. Fuente: PTS-GPE Schlumberger. 164 CAPÍTULO V 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. CONCLUSIONES Realizado el estudio se concluyó que es prioritario identificar todas las características y propiedades del yacimiento, para tener una visión más clara de la efectividad de un proceso de Inyección de Agua de Baja Salinidad, permitiendo realizar un pronóstico más acertado sobre el desarrollo del proyecto. Se observó que en la zona del Sur-Este del yacimiento en estudio, se encuentra el área específica donde la aplicación del presente proyecto de EOR será más eficiente, ya que fue determinada en base a los mapas indicadores que combinan las propiedades estáticas y dinámicas del yacimiento disminuyendo el grado de incertidumbre. En base a las zonas representativas se procedió a ubicar un área para la aplicación del plan piloto donde se posiciono los arreglos y patrones de inyección; esta área poseen características promedio del campo (es decir ni las mejores, ni las peores), este flujo de trabajo permitirá definir otras áreas piloto en otra zona del campo, para en el futuro ampliar el proyecto de EOR a todo el campo. Basándose en los resultados, luego de realizar el screening analítico y numérico se concluyó que para el Campo CENTINELA en el yacimiento CW, el mejor agente EOR es la Inyección de Agua de Baja Salinidad. Estos resultados fueron sustentados mediante la herramienta EORt. Mediante este estudio se identificó que las características del campo son favorables para la aplicación de este agente EOR; las condiciones de producción del campo como son: altos cortes de agua y baja producción de petróleo generan al ingeniero de petróleos una oportunidad en el gerenciamiento del agua y optimización de la producción de petróleo, las actividades que se realicen para la implementación de este proyecto generan un impacto ambiental muy bajo, ya que no se produce contaminación del medio ambiente. Realizadas las predicciones para un caso base, inyección de agua e inyección de agua de baja salinidad, se concluyó como datos relevantes que el incremento de producción solo en el área piloto después de 6 años de su aplicación es de alrededor de 3000000 BP y el Factor de Recobro (FR) aumenta en un 2% solo para el área piloto. 165 El flujo de trabajo fue optimizado para la aplicación de la Inyección de Agua de Baja Salinidad (LSW), este flujo puede ser usado para la aplicación de cualquier método EOR de tipo químicos 5.2. RECOMENDACIONES Adicional a todo el estudio realizado es importante mencionar que se debe realizar pruebas específicas de laboratorio a los núcleos para aplicación de métodos EOR, en este caso Inyección de Agua de Baja salinidad, esto ayudara a tener una idea aún más clara de los resultados que se esperan después de la aplicación del proyecto. Se recomienda usar la mayor cantidad de información disponible del yacimiento y de los fluidos presentes en el mismo, esta información debe ser verificada en base a flujos de trabajo, todo esto se lo realizara con el fin de minimizar la incertidumbre. Es importante formar un grupo de trabajo con profesionales de varias ramas de la Ingeniería de Petróleos, como el equipo de PTS-GPE de Schlumberger en el cual se contó con expertos en Geología, Yacimientos, Petrofísica, Geomecánica entre otros, esto permitió realizar un estudio integral sobre el proceso de Recuperación Mejorada de Petróleo. 166 CAPÍTULO VI 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 6.1. Bibliografía Paris de Ferrer M. (2009), “Fundamento de Ingeniera de Yacimientos”, Yacimientos de Hidrocarburos, 27-50, Maracaibo-Venezuela. Dake L.P. (2001), “The practice of reservoir Engineering (revised edition)”, Integrated Flow Modeling, Trondheim University, 311-350, United States of America. Paris de Ferrer M. (2001), “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”, Petróleo Residual, 59-77, Maracaibo-Venezuela. Ezekwe N., (2010), “Petroleum Reservoir Engineering Practice”, Permeability and Relative Permeability, 15-37, United States of America. Carcoana A., (1992), “Applied Enhanced Oil Recovery”, Polymer Flooding, 135-158, United States of America Latil M., Bardon C., Burger J., Sourieau P. (2006), “Enhanced Oil Recovery”, Water Injection Performance Calculation, 46-59, France. Ramez A., SPE, Mohammed A., Bataweel, SPE, Hisham A., Nasr-El-Din,SPE, (2011) “Investigation of Wettability Alteration by Low Salinity Water in Sandstone Rock”, paper SPE 146322, presented at the SPE OffShore Europa Oil and Gas Conference and Exhibition held in Aberdeen, United Kingdom. Hasanov B (2010). “Application of low salinity water injection to NORNE field E-segment”. Norwegian University of Science and Technology, Noruega Islam M.R., Moussavizadegan S.H., Mustafiz S., Jamal H., (2010), “Advanced Petroleum Reservoir Simulation”, Reservoir Characterization, United States of America. Lake, W.L. (2012). “Enhanced Oil Recovery”. New Jersey, USA: Prentice Hall. Edwards, D., Gunasekera, D., Morris, J (2010). “Simulación de Yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros”. OilfieldReview, 35-40 Taber, J.J., Martin, F.D., y Seright , R.S.(2007). “EOR Screening Criteria Revisited (Part 2)”. Society of Petroleum Engineers. Montgomery, C. and Smith, M.B. (2010). “Hydraulic Fracturing, History of Enduring Technology”. Journal Petroleum Technology. USA. 167 Ramez A. Nasralla, SPE, Hisham A., Nasr-El-Din, “Double Layer Expansion: Is it A Primary Mechanism of Improved Oil Recovery by Low-Salinity Waterflooding?” paper SPE 154334, presented in Tulsa Oklahoma , 14-18 April 2012, USA. Lager A., Webb K.J., Black J., Singleton M., Sorbie K, “Low Salinity Oil Recovery-An Experimental Investigation”, paper SCA2006-36, Petrophysics, United State of America, February 2008, United State of America. 6.2. WEB-GRAFÍA http://www.eureka.slb.com/Tellus.cfm http://www.glossary.oilfield.slb.com/ http://www. onepetro.com http://www.halworld.com https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf Flujo en medios porosos: Ley de Darcy. Recuperado de: http:// www.agua.org.py /images/stories/biblioteca/ subterraneas/ javiersanchez_flujo-en-medios- porosos--- ley-de-darcy.pdf Yacimientos Convencionales y No Convencionales Recuperado de: http://www.nejasayoil.com/2013/03/yacimientos-convencionales-y- no_22.html Acuíferos Recuperado de: http://acuifers-20112.wikispaces.com/ Acuiferos+en+ Yacimientos +de+Petroleo Reservorios no convencionales Recuperado de: http://www.aog.com.ar/ novedades/abece_ noconvencionales.pdf 168 CAPÍTULO VII 7. ANEXOS ANEXO A: GLOSARIO DE TÉRMINOS Bypass: Conducto artificial o trasplantado mediante el cual se comunica dos puntos de una arteria para evitar una zona dañada o en mal estado. Campo: Área geográfica en la que un número de pozos de petróleo y gas producen de una misma reserva probada. Un campo puede referirse únicamente a un área superficial o a formaciones subterráneas. Un campo sencillo puede tener reservas separadas a diferentes profundidades. Drenaje: Se refiere a la disminución de la fase mojante en el medio poroso. Ecuación: Modelo matemático que representa un comportamiento físico o un proceso. Fluido: Substancia que cede inmediatamente a cualquier fuerza tendiente al alterar su forma, con lo que se desplaza y se adapta a la forma del recipiente. Los fluidos pueden ser líquidos o gases. In Situ: En sitio PVT: Serie de análisis que se realizan en laboratorio para determinar pro-piedades de los fluidos que permiten relacionar los volúmenes a ciertas condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Recuperación Secundaria de Petróleo: Se refiere a técnicas como, inyección de agua o gas, cuyo propósito en parte es mantener la presión del reservorio. Reservas: Define como la cantidad de petróleo recuperable de reservorios conocidos bajo la tecnología existente y consideraciones económicas. Yacimiento: Porción de roca limitada, con características de porosidad y permeabilidad que puede almacenar hidrocarburo y permite el drenaje de este. 169 ANEXO B.- CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES 170 ANEXO C.- PRESUPUESTO RUBRO VALOR (USD) Derecho de Grado 60 Papel Universitario 20 Certificado Biblioteca 2 Certificado Bodega 2 Impresiones/Empastados 80 Cd 3 Transporte y Alimentación 53 TOTAL 220 171
