Presentación de Tecnología BrightWater

Presentación del tema: "Presentación de Tecnología BrightWater"— Transcripción de la presentación:

1 Presentación de Tecnología BrightWater
Por Staff Técnico de Nalco

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

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

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

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

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

7 (antes de la inyección) Activado
Inerte BrightWater (antes de la inyección) Activado Tiempo y temperatura

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

9 ¿Para qué sirve BrightWater®?
Objetivos típicos del tratamiento Mejorar la conformación vertical desviando el agua de una capa ladrona. Mejorar el barrido vertical y horizontal desviando el agua de un canal. Disminuir la recirculación del agua

10 BrightWater antes de su activación BrightWater luego de su activación
¿Cómo trabaja BrightWater®? Con la aplicación de la tecnología BrightWater® partículas de nivel sub-micronicas son inyectadas profundamente dentro del reservorio, donde se “activan” y taponan la formación. Estos bloqueos ocurren preferentemente en las capas de mas alta permeabilidad (“ladronas”) y mas barridas, la ocurrencia del bloqueo fuerza al agua a recorrer caminos alternativos y de esta forma barrer zonas que aún no han sido barridas, incrementando de esta forma la producción. BrightWater antes de su activación BrightWater luego de su activación Tiempo y temperatura

11 ¿Cómo trabaja BrightWater®?
Water Injector Oil Producer

12 ¿Cómo trabaja BrightWater®?
Water Injector Oil Producer Irrupción de agua de inyección en una zona verticalmente aislada.

13 ¿Cómo trabaja BrightWater®?
Water Injector Oil Producer Patch, plug or gel Las zonas verticalmente aisladas pueden ser bloqueadas en el wellbore para prevenir/disminuir la producción de agua.

14 ¿Cómo trabaja BrightWater®?
Water Injector Oil Producer Patch, plug or gel Si las barreras para el flujo vertical estan ausentes, el agua hace un bypass al bloqueo.

15 ¿Cómo trabaja BrightWater®?
Water Injector Oil Producer El BrightWater puede ser inyectado profundo en el reservorio.

16 ¿Cómo trabaja BrightWater®?
Water Injector Oil Producer Si no existen barreras para el flujo vertical y se realizan modificaciones al perfil del flujo profundo en el reservorio, el agua es desviada a zonas que aún no han sido barridas.

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

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

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

20 Mecanismo a nivel de poro
Diámetro 0.1 a 1 micrón Tiempo y Temperatura Diámetro micron Reversibles crosslinks Permanentes crosslinks La partícula se expande a medida que los crosslinks reversibles se revierten, la presencia de crosslinks irreversibles previene la descomposición de la misma. Bright water is pumped in the produced water stream and with heat and time, the particle expands to plug the pore throats Representación de una partícula de 5 micrones en una garganta poral.

21 ¿Cómo se inyecta BrightWater®? Esquema de inyección
½” NPT fitting para Polímero ½” NPT fitting para dispersante Boca de pozo 2” Línea Dispersante BW Polímero

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

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

24 Aplicación en Indonesia

25 Aplicación en Sud América
Pozo Status Comentarios 1st BW Inyección en Septiembre Una capa Se observa respuesta, pozo con problemas de integridad. 2nd BW Inyección entre diciembre 2006 y enero Dos capas. Se identificaron cambios en el patrón de flujo. Hubo que cerrar un pozo de la malla por problemas de integridad. 3rd BW Inyección febrero-marzo Tres capas. Se observa respuesta de producción, cambios en el caudal de flujo en inyectores cercanos. 4th BW Inyección entre agosto-septiembre Dos capas. Sin respuesta aún. 5th BW Inyección diciembre 2007. 6th BW Inyección febrero 2008.

26 Historia de producción: Well-1 Historia de producción Well 2
Aplicación en Sud América Historia de producción: Well-1 Historia de producción Well 2 Well 2 Pozo Example Well-1

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

28 Aplicación en Alaska Actual Production rates Treatments applied
Base Production rates Production restrictions

29 Aplicación en Alaska Se trató primero un par inyector-productor. Luego 3 pozos más. 10 ft espesor, 800 mD, 23% porosidad causaron irrupción de agua en 170 días. Propiedades de reservorio : promedio100 mD, % porosidad Temperatura de reservorio 175°F, agua de inyección a 120 °F ´Se utilizó EC9368A Bright Water (activación 167 – 175 °F) y EC9360A como dispersante 60.8 tons Bright WaterTM con 30.4 tons de dispersante fueron utilizados sin cambio en la inyectividad.

30 Total oil rate (bopd) from Well with Bright Water trial.
Aplicación en Alaska Total oil rate (bopd) from Well with Bright Water trial. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 , Oil rate (bopd) 2 3 / 4 / 2 4 2 3 / 4 / 2 5 2 3 / 4 / 2 6 Date

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

32 BrightWater (North Sea September 2006)
MS9 M10 M6 M5 M11 4 M9 5 1km Top Reservoir (Oil Bearing) Top Reservoir (Water Injector) 10 M7 A A’

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

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

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

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

37 ¿Cómo se diseña un tratamiento con BrightWater®?
El tiempo antes de la activación puede ser seleccionado. La fuerza del bloqueo puede ser seleccionado. Un bloqueo completo de la capa ladrona no siempre es necesario.

38 ¿Cómo se diseña un tratamiento con BrightWater®?
¿Qué usar? Depende del tiempo y la temperatura. Las caracteristicas del agua también influyen. 2) ¿Cuánto usar? Análisis económico básico. La simulación nos entrega cuanto vamos a recuperar en función de la fuerza del bloqueo. Generalmente se trata 3 a 30% del volumen poral de la zona ladrona.

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

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

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

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

43 Etapas del Ensayo… RELEVAMIENTO SELECCION DEFINIR EJECUCION OPERACION
Gate Completar cuestionario BW Realizar test de trazadores si se requiere Test de laboratorio (si se requiere). Orden de compra productos. Recolección de datos Test de presión Preparar el punto de inyección y skid Resultados de trazadores Foco en los pozos target. Simulación para confirmar los parámetros del tratamiento y beneficios del mismo ¿Trazadores post tratamiento? Selección del producto Inyección de producto Evaluación preliminar de costos/beneficios Aprobación del proyecto Cálculo de tratamiento : Tamaño del batch y Tiempo de bombeo. Análisis de riesgo (compatibilidad química, etc) Propuesta técnica (soporte de deci<ión) Lecciones aprendidas Confección de AFE

44 Cronograma tiempos ensayo…
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DEC Selección candidato Simulación Laboratorios Validar simulación Definir tratamiento Manufactura del producto Skid de inyección Tracer / Logging Entrega del producto Bombeo del tratamiento Análisis del resultado

45 De acuerdo a estudios previos, la recuperación de petróleo será menor (y estará en el extremo inferior) si ……. El factor de recuperación por secundaria ya es alto. La irrupción de agua fue lenta (encima de 0.2 PV inyectados en el área local) La viscosidad de petróleo es muy baja (el agua no recupera) Hubo campaña exitosa y extensa de in-fill drilling La temperatura de reservorio y del agua de inyección no tienen diferencias. No existe estructura vertical en el reservorio.

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

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