Daño Durante Recuperacion Secundaria
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Calidad de Agua y su importancia en la Inyectividad
DAÑO DE FORMACION EN PROCESOS DE RECUPERACION SECUNDARIA
Adriana Cavallaro
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2
CALIDAD DE AGUA –DefiniciónUsualmente se define en función de la tendencia al taponamiento .
Varia según la permeabilidad y estructura poral de cada reservorio
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3
• INYECTAR AGUA SIN PROVOCAR TAPONAMIENTOS Ó REDUCCION DE PERMEABILIDAD PARA MAXIMIZAR LA EFICIENCIA DE BARRIDO Y LA
RECUPERACION DE PETROLEO
Objetivo
¿Cuan buena debe ser la Calidad de agua requerida?
Será el agua que a menos costo puede ser inyectada a un caudal satisfactorio y que no cause severos problemas “mecánicos ó químicos” para preservar la inyectividad de los pozos
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Ciclo de reinyección de agua producida (PWRI)
GAS
OILWater
InjectionSystem
SEPARATION
WATER
WaterTreatment
PWRI
Export (H2S, Corrosion)
Aquifer
Reservoir Management
• Areal and vertical sweep• Voidage replacement
Facilities Optimisation
• Separation• Injection water treatment
Environment• Water quality• Energy management
Injector Performance
• Water quality• Injectivity• Injection profile
Producer Performance
• Shut-off unwanted water• Improve profile• Optimize lift
SPE-R&D-San Antonio 2007
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MECANISMOS POTENCIALES DE DAÑO ASOCIADOS A LA INYECCION DE AGUA
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INVASION DE SOLIDOS (incrustaciones(*), productos de corrosión, arcillas, parafinas, asfaltenos)
PETROLEOCRECIMIENTO BACTERIANO Y PRODUCTOS DE
SU ACCION METABOLICA
ACTIVIDAD DE ARCILLAS
(*)Carbonatos, sulfatos, sulfuros
CAUSAS DE PERDIDA DE INYECTIVIDAD
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Hinchamiento de arcillas
Defloculación de arcillas
Migración de finos por efecto químico y/o mecánico
Adsorción química y alteración de la mojabilidad
INTERACCION ROCA-FLUIDO
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ARENISCAS –MINERALOGIA Y DISTRIBUCION DE ARCILLAS
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ALTERACION DE LAS ARCILLAS
Hycal
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HINCHAMIENTO DE ARCILLAS
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Arcillas autigenicas
Smectita y caolinita
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12
DEFLOCULACION DE ARCILLAS
Hycal
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ARCILLAS AUTIGENICAS
Illita Caolinita
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YAC. CERRO FORTUNOSO YPF
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EFECTOS DE LA SALINIDAD –Cerro Fortunoso
Ej: Inyector CF72 (C. Fortunoso) arcillas : 12%
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EFECTOS DE SALINIDAD –Cerro Fotunoso
ENSAYO DE SENSIBILIDAD
0
20
40
60
80
100
120
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00 18,00
VOLUMENES PORALES INYECTADOS
Kf /
Ki
( % )
Cloruros 6.85 g/l Cloruros 8.52 g/l
Pozo Md.NCF-72 Muestra 11I Prof.: 2002,49 mbbp- Ka= 21.2 mD
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MIGRACION DE FINOS
Hycal
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REDUCCION DE PERMEABILIDAD ALTERACION DE LA MOJABILIDAD
ADSORCION QUIMICA
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Alteración de mojabilidad
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Interacción Roca-Fluido
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-INCREMENTAR LA CONCENTRACIÓN DE CATIONES MONO Y DIVALENTES
-UTILIZAR AGENTES ESTABILIZANTES TEMPORARIOS O PERMANENTES
-TRANSICION GRADUAL DEL AGUA DE FORMACION AL AGUA DE INYECCION
-GRADIENTES DE SALINIDAD PARA ROCAS CON ALTO CONTENIDOS DE ARCILLAS (> 10%)
-ALTERAR LA MOJABILIDAD DE WATER -WET A OIL- WET SI NO PROVOCA AUMENTO DE INYECTIVIDAD
-SELECCIONAR INHIBIDORES ADECUADOS
-DEFINIR CAUDALES DE INYECCION QUE NO SUPEREN LA VELOCIDAD CRITICA
POSIBLES SOLUCIONES
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El daño por depositación de partículas se caracteriza por:
Formación de revoque externoFormación de revoque internoCombinación de los dos mecanismos mencionados
La magnitud del taponamiento esta controlada por:
Concentración y composición de sólidos suspendidosTamaño y forma de sólidosCaudal de inyecciónDistribución del tamaño de las gargantas porales de la formaciónTortuosidad del sistema poral
INVASION DE SOLIDOS
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DAÑO POR SOLIDOS EN SUSPENSION -TSS
Profundidad de invasión : algunos cm.Tamaño de partículas > 1/3 (33%) tamaño
garganta poral Fácil remoción con tratamientos químicos
Profundidad de invasión : 10 a 100 cmTamaño de partículas entre 1/7 (14%) y 1/3 (33%) de la garganta poralDifícil remoción con limpiezas químicas y costosas
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DAÑO POR SOLIDOS EN SUSPENSION -TSS
Situación ideal, no hay bloqueo de sólidosTamaño de partículas : < 1/7 (14%) tamaño de la garganta poralEl tratamiento del agua puede ser muy costoso
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YPF-Miembro Troncoso InferiorEfecto de la calidad de agua sobre la roca reservorio
Poro limpio Revoque externo
Invasión
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DISPERSION DE PETROLEO EN AGUA
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Relación de DañoImpacto de sólidos y petróleo
Powide 2: Cg4(Shell) & Cg5 (Total), Prowide 3:Cg17 (YPF)Q= 1000 ml/h, (Cq, Coil)= (50, 100)
1
11
21
31
41
51
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500PVI
Dam
age
Fact
or D
Ft
YPF oil, 292 md
SHELL's OIL, 356 md
TOTAL's OIL, 319 md
Asphaltens (insoluble in n-heptane) (% w) 4Aspahltene (insoluble in n-hexane) (%w) 2,1
Saturates (SARA)%w 46,7Aromatics (SARA)%w 17,1
Resins (SARA) %w 8,7Humidity (ASTM 95) %w 21
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Core flooding con Dispersante no ionico
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Hidrocarburos en Agua
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ACTIVIDAD BACTERIANA
Taponamiento por actividad bact.Productos de corrosiónGeneración de SH2Agriamiento del reservorio/sup.
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Contaminación por Bacterias
SRB
H2S
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Tamaño de Partículas vs distancia
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Caso Yacimiento Barrancas
Evolución del tamaño de partículas
25
El tamaño de partículas aumenta a lo largo del sistema y también hacia el fondo del pozo inyector
Año 2008
BV: 3 micrones- B87 :7-10 micrones- Fondo pozo : 20-40 micrones
Distribución de Partículas
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
2 3 5 7 10 20 40 80
micrones
%Salida de Planta
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Guia Interacción Fluido-Fluido
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ESPECIFICACIONES PARA CALIDAD DE AGUA
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IMPACTO NEGATIVO EN LA PRODUCCION
Impacto en el Negocio Efectos Adversos sobre el Reservorio
5
POZO INYECTOR EJ-2 - CAUDAL DE INYECCION
020406080
100120140160180200
FECHA
Qi
( m3
/ d )
Reparación : 04/11/97 - Limpiezas Acidas : 30/04/98 - 06/10/98 - 17/11/98 - 12/01/99
RECUPERACION SECUNDARIA
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
M3/
DÍA
0
100
200
300
400
500
600
m3/
día
Inyección Diaria Petróleo Diario
Sólidos (FeS + Hc + SRB+ prod. corrosión)
Invasión y daño
Pérdidas de inyección
Incremento de costos operativos
Pérdidas de producción
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Remoción del 98% de las partículas > 2 micrones (*)Petróleo en agua < 5-25 ppm para K <100 mD recomendado no > 5 ppmOxigeno < 20-50 ppbCorrosión < 1-5 mpyControl de Bacterias : SRB < ó = 10 bac./ml (101)
(*) ó Remoción de partículas con un tamaño equivalente al 20% de la mediana del tamaño de las gargantas porales dela formación
CALIDAD DE AGUA ESPECIFICACION STANDARD
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ESTUDIOS DE INYECTIVIDAD EN CORONAS: TIEMPO DE VIDA MEDIA- TIPO DE INVASION- Modelos (correlaciones, matricial,
fracturado)TAMAÑO DE GARGANTAS PORALES: 1-Presión Capilar por inyección de mercurio 2-Microscopía Electrónica 3-Microscopía Optica 4-Regla Ka = tamaño de gargantas, Regla 1/3-1/7 ( mejor 1; 2; 3) 5-Correlaciones con perfiles RMNANALIZAR RESERVORIOS EN SECUNDARIA SIMILARESESTABLECER CRITERIO DE FILTRACION
• Piloto de Campo, reservorios similares
CALIDAD DE AGUA METODOLOGIA PROPUESTA Definir especificaciones
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39
Ejemplo Yac. CHSN – Miembro Troncoso Inferior
DISTRIBUCION DE TAMAÑOS DE POROS
0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,80
0,1 1 10 100 1000
DIAMETRO PORAL (micrones)
DIFERENCIA DE VOLUMENES
VO
LU
ME
N (c
m3)
05
101520253035404550
5,3 8,81 12,3 15,9 19,4 22,9 26,4 29,9 33,4 37 40,4 44 47,5 51 54,5
SIZE (µm)
PART
ICLE
S SI
ZE D
ISTR
IBUT
ION
(%)
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40
Pozo B-342 –Yac. Barrancas
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41
Pozo B-342 –Yac. Barrancas
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42
LAS REGLAS DE DEDO SON UTILES PARA UN DISEÑ BASICO- Es una aproximación por falta de datos
ESTUDIOS DE LABORATORIO SE REQUIEREN PARA UN DISEÑO MAS REALISTA
CORRELACIONES y desarrollo de modelos , adaptación de software
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43
Estimar mantenimiento de la Inyección Definir el grado de filtración requerido Estimar costo del tratamiento del agua Estimar inversiones Gastos en limpiezas químicas y programas de tratamientos
TIEMPO DE VIDA MEDIA DEL POZO INYECTOR
TIEMPO DE VIDA MEDIA
0
20
40
60
0,1 1 10 100
CONCENTRACION DE SOLIDOS SUSPENDIDOS EN AGUA (ppm)
TIEM
PO D
E VI
DA
MED
IA (m
eses
)
Eylander Berkman y Davidson
Ecuaciòn simplificada Qo/Qi = 1/2
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• t ½ = (F) (G)
• F= π rw2 h ρc / qo w ρw
• G= f(terminación del pozo)
• t ½ = tiempo requerido para que el caudal de• inyección caiga al 50% del inicial
Vida media
Estudios : CHSN ; Cañadón Seco, Lomar Alta Sur, Cañada Dura, Cerro Fortunoso
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45
Vida Media –yac. Loma Alta Sur
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Propiedades del reservorio –Estudios de filtración laboratorio y on site Composición de las aguas formación e inyección Sólidos Totales Suspendidos Distribución de Tamaño de partículas Composición de los sólidos Hidrocarburos Bacterias Tendencia incrustante Compatibilidad con mezclas de aguas Ensayos de corrosión Tipo de incrustaciones Gases disueltos Análisis de tratamientos y eficiencia de inhibidores y/o aditivos Identificar la posibilidad de agriamiento del reservorio – Acidos grasos, donantes de electrones Control de SH2 en pozos productores (gas de producción) Step rate
CALIDAD DE AGUATEST DE EVALUACION
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• Objetivo: detectar si existe deterioro en la calidad de agua y tomar acciones correctivas para evitar daño en el inyector
Análisis del agua, pH, gases disueltos ( O2, , CO2 , SH2 ) Detección y control de souring Sólidos suspendidos : cantidad y composición Hidrocarburos Corrosión (probetas, hierro, sulfuros) Población de bacterias Tamaño de partículas Control de formación de incrustaciones en el sistema( Calcio, Bario, Estroncio, carbonatos, bicarbonatos, sulfatos, Hierro) Muestras de depósitos en lineas y pozos Presión , Caudal y correlación con TSS a lo largo del sistema Frecuencias de limpiezas químicas y resultados Falloff- Gráficos de Hall Perfiles de Inyectividad y Tránsito de Fluido Relación Inyección-Producción
MONITOREO DEL SISTEMA DE INYECCION –Identificación de evidencias
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Muchas gracias
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49
Que más podemos hacer?
Estudios de daño y desarrollo de metodologías para mejorar la inyectividad en recuperación secundaria
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50
LABOMOVIL PARA INVESTIGACION Y MONITOREOYPF SA año 1995 – Mendoza- Revista TEMAS
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51
INVASION DE PETROLEO
Hycal