14 rsm 2016-i - quimicos

Recuperación Secundaria y Mejorada

Métodos Químicos

Semestre 2016-I

GEPM 1

Recuperación Secundaria y Mejorada¿Por qué?

¿Qué?• Proceso que recupera “aceite” no producido por

recuperación primaria o secundaria• Mejora eficiencia de barrido¿Por qué?• Hasta un 65% de aceite residual después de

Recuperación Secundaria• Mantener reservas

• Reservas Presentes = Reservas Pasadas + Incremento Reservas – Producción

• Motivación – Precios del petróleo altos (>US$50/bl)

GEPM 2

Recuperación Mejorada Métodos

• Basados en Gas• CO2• Aire• Gases Hidrocarburos• N2• Agua alternando Gas

(WAG)• Agua alternando Gas

asistido con espumas (FAWAG)

GEPM 3

• Basados en Agua• Surfactantes• Polímeros• Alcalinos• Geles-Polímeros• Agua con baja

salinidad• Bacterias

• Térmicos• Vapor

• Drene gravitacional asistido por vapor (SAGD)

• Inyección cíclica de vapor

• Combustión “In-Situ”

Métodos de Recuperación

GEPM 5

Recuperación Mejorada Aplicaciones

GEPM 6

Farouq Ali & Thomas, 1994

Casos “Comercialmente Viables”

Recuperación Mejorada “Pre-Calificación”

GEPM 7

PropiedadGas

HidrocarburoCO2 N2

Inyección

Cíclica de

Vapor

Vapor SAGDAgua

CalientePolímeros ASP

API >30-40 >22 >40 8-35 8-20 7-12 10-35 >15 >20

Viscosidad (cp) <3 <10 <0.4 103-10

610

3-10

44000-10

610

3-10

410-1000 <35

Profunidad (m) 1200-4800 >750 >3050 120-920 120-1400 75-920 <920 250-2750 150-2750

Permabilidad (md) -- -- -- >250 >250 >5000 >35 >100 >100

Presión (psia) >PMM >PMM >PMM 400-1500 <1500 Alta >2000 -- --

Saturación Aceite (%) >30 >20 >40 >50 >40 >50 >50 >30 >45

Espesor (m) Delgado Delgado Delgado >20-150 15-150 50-100 >20 -- --

Salinidad (ppm) -- -- -- -- -- -- -- <3000 <200,000

Temperatura (°C) Afecte PMM Afecte PMM -- -- -- -- -- <77 <94

SPE 129768 – Dickson 2010

Miscibles Térmicos Químicos

Recuperación Mejorada “Pre-Calificación”

GEPM 8

Recuperación Mejorada “Pre-Calificación”

GEPM 9

Taber, Martin, Seright - 1997

Recuperación Mejorada “Pre-Calificación”

GEPM 10

Taber, Martin, Seright - 1997

Recuperación Mejorada “Pre-Calificación”

GEPM 11

Taber, Martin, Seright - 1997

Métodos Químicos

Aquellos métodos de recuperación mejorada en loscuales se añade un químico al fluido de inyección conla finalidad de cambiar ciertas propiedades delsistema roca-fluidos y así obtener una recuperaciónadicional de aceite.

• Mejoran eficiencia de barrido

• Disminuyen producción de fluidos “indeseables”(agua)

GEPM 12

Métodos Químicos

Los métodos químicos más comunes son:

• Polímeros

• Surfactantes

• Alcalinos

GEPM 13

Métodos QuímicosPanorama Mundial

GEPM 14

Métodos Químicos “Pre-Calificación”

GEPM 15

Pope-Delshad, 2013

Parámetros Indispensables Parámetros Preferibles

API Número ácido del aceite

Viscosidad @ condiciones actuales de yacimiento

Profundidad, descripción geológica, mapas, secciones, espaciamiento de

fracturas, fotografías de núcleos

Saturación inicial de aceite (Soi), saturación residual de aceite actual (Sor),

saturación residual de aceite al agua verdadera

Composiciones (reportes de calidad de agua) del agua de formación, agua

de formación, aguas que podría usarse en la inyección de químicos

Permeabilidad Mineralogía, contenido de arcillas y tipo, CEC

Temperatura del yacimiento Mojabilidad

Salinidad, PH y dureza del agua de formación y agua de inyección Reporte PVT, Rs @ condiciones actuales, RGA

Porosidad Espaciamiento, patrones, gastos y presiones de los pozos

Espesor neto Permeabilidad relativa, Presión capilar

Litología (Carbonatos, Areniscas) Datos de comportamiento de inyección de agua, pruebas de trazadores

Heterogeneidad de la permeabilidad, fallas, fracturas, buzamiento,

casquete de gas, acuífero, costa afuera o costa adentro

Cualquier información de laboratorio o campo de estudios previos de RM,

PMM, etc…

Presión inicial y actual

• Litología: Casi todos los casos han sido en arenas• Surfactantes aniónicos Alta adsorción en carbonatos

• Anhidrita en carbonatos precipitación y altos consumos de alcalinos

• Arcilla Alta adsorción de polímero y surfactante

• Muy pocos proyectos en carbonatos

• Propiedades del aceite: composición crítica parasurfactantes y alcalinos

• Viscosidad < 35 cp alcalinos y surfactante

10-150 cp polímeros

Campos Chinos ASP con 10 cp (promedio)

Polímeros con 20-90 cp

GEPM 16

Métodos Químicos“Pre-Calificación”

• Agua Formación: muy importante salinidad y dureza• Mayoría proyectos anteriores Baja salinidad

• Casos Chinos 10,000 ppm, agua dulce inyectada

• Agentes Quelantes necesarios para agua dura (>1000 ppm)

• Biopolímero mas tolerantes a salinidad y dureza

• Temperatura:• ASP <93° C

• Pilotos AS temperatura promedio 27° C

• Pilotos S temperatura promedio 49° C

• Daqing aprox. 45° C (Polímeros)

• Algunos proyectos en China con 80° C

GEPM 17

Métodos Químicos“Pre-Calificación”

• Permeabilidad:• Alta permeabilidad FAVORABLE

• Baja inyectividad y alta retención de químicos

• Permeabilidad promedio 450 md AS

800 md P

• Casos Chinos 100 – 1000 md

GEPM 18

Métodos Químicos“Pre-Calificación”

Métodos Químicos:Fundamentos de Desplazamiento

• Dispersión

• Flujo Fraccional

• Relación de Movilidad (M)

• Eficiencias de Barrido

• Areal

• Vertical

• Volumétrica

GEPM 19

Dispersión

GEPM 20

Dispersión

GEPM 21

Flujo Fraccional

22GEPM

Relación de Movilidad

Se busca optimizar la relación de movilidad (M)

• M bajos (menos de 1) – indica que el aceite tienemayor movilidad en comparación al agua, lo queimplica un mejor desplazamiento

• M altos (mayores a 1) – produce interdigitación

GEPM 23

Eficiencia de Barrido

GEPM 24

𝑭𝑹 = 𝑬𝑫 × 𝑬𝑽

Eficiencia de Barrido

GEPM 25

Barrido Areal

Métodos Químicos:Polímeros

Definición

• Moléculas largas de alto peso molecular formadaspor varios “monómeros”

Objetivo

• Incrementar viscosidad del agua inyectada

• Mejorar eficiencia de barrido

• Disminuir permeabilidad efectiva

• Cambios de viscosidad (shear effect)

GEPM 26

Polímeros

GEPM 27

• Reducir movilidad del agua (disminuye índice de movilidad)

• Mejorar eficiencia de barrido (cubre más área)

Polímeros

Polímeros Comercialmente Disponibles

• Biopolímeros Polisacáridos

• Xantham

• Polímeros sintéticos

• Poliacrilamida (PAM)

• Poliacrilamida Hidrolizada (HPAM)

• Acrilamida Metil Propano Sulfonato (AMPS)

GEPM 28

Polímeros

Puntos Importantes…

• La viscosidad del polímero cerca de pozo es baja (por losefectos “shear”), esto ayuda a la inyectividad, lejos de lavecindad del pozo se desea una mayor viscosidad

• Inyectar por encima de la presión de fracturaincrementa considerablemente la inyectividad, es unapráctica común pero no mencionada en la literatura(cuestiones ambientales)

• Trabajo dedicado de laboratorio, control de calidad eimplementación en campo son puntos críticos para eléxito – NO SE TRATA DE SOLO INYECCIÓN DE AGUA

GEPM 29

Polímeros

Caracterización de Polímeros

• Mediciones de viscosidad real

• Mediciones de viscosidad aparente

• Retención en el yacimiento (Adsorción)

• Estabilidad termodinámica en el yacimiento

Unidades comunes

• g/m3

• ppm

• %peso

GEPM 30

1 %peso = 10,000 ppm

Polímeros

Viscosidad depende de:

• Tipo de polímero

• “Shear rate” (efecto de cizalla)

• Concentración

• Salinidad

• pH

• Concentración de iones divalentes

GEPM 31

Polímeros: Limitaciones

• Degradación de la viscosidad

• Alta salinidad y dureza

• Alto “shear rate”

• Degradación mecánica (en el pozo y su vecindad)

• Estabilidad térmica (hidrólisis)

• Perdidas Adsorción

• Perdidas ataque de bacterias (Xantham)

• Reducción de la permeabilidad en rocas pocopermeables (solo HPAM)

• Inyectividad (perdida)

GEPM 32

Polímeros: Avances

• Moléculas tolerantes a altas salinidades

• Moléculas estables a altas temperaturas

• Moléculas mas largas y con mayor viscosidad

• Uso de mayores cantidades (masa) de polímeros

• Comportamiento visco-elástico (aumenta eficienciade desplazamiento)

• Sinergia entre baja salinidad e inyección depolímeros

GEPM 33

Polímeros: Instalaciones

GEPM 34

Bomba para captar agua de mar

Desalinizadora

Almacenamiento del polímero (seco)

Equipo de mezcla del polímero

Almacenamiento de químicos

Bombas para la solución “madre”

Línea de inyecciónTanque para hidratar el concentrado de polímero

Bombas de inyección de agua desalinizada

Tanque de agua desalinizada

S. Ayirala et al. (SPE 129926, 2010)

Surfactantes

• Mismo concepto del detergente/jabón pararemover mugre con aceite

• Contiene un agente activo

• Reduce la tensión interfacial entre el aceite y el agua

• Aceite atrapado por fuerzas capilares se puededesplazar por los espacios porosos de la roca

GEPM 35

GEPM 36

Clasificación de Surfactantes

AnionicosSulfonatosSulfatosCarboxilatosFosfatos, etc…

CationicosAmonioPiridinoPiperidinaSulfonio, etc…

AnfóterosAminocarboxilicosÁcidos, etc…

No-ionicosAlquilosAlquilo-arilAciloAciloamindoAciloamindo-glicol éter, alcanolamidas, etc..

Mas comunes

Buenos formadores de

espumas

Se disuelven en CO2

hidrofóbicohidrofílico

Elementos para Selección de Surfactantes

¿Qué se necesita? Como se logra

Capaz de lograr una tensión interfacialultra-baja (alto índice de solubilización)

Concentración de moléculas largas en la interfase

Estabilidad a altas temperaturas y pH Uso de surfactantes sulfonatos/sulfatos

Evitar geles, cristales líquidos y fases viscosas

Hidrofóbicos, álcali, co-solventes, mezclasde surfactantes

Baja adsorción y retención en areniscas y calizas

Álcali, elevar pH, buen comportamientos de fase de microemulsiones y baja viscosidad de las mismas, gradientes químicos

Rápida coalesencia y equilibrio Álcali, co-solventes, hidrofóbicos

Disponibilidad comercial y bajo costo Pocos pasos sintetizadores con hidrofóbos

GEPM 37

Surfactantes en Agua

GEPM 38

concentración total del surfactante

Concentración crítica de la micela

Concentración del surfactante

monómero

Monómeros

Micelas

Comportamiento de fases –Molécula del surfactante

GEPM 39

Tipo I Tipo III Tipo II

Fase no acuosa

Fase acuosa

Microemulsión

Clasificación Winsor

Para lograr transición al tipo III• Aumentar electrolito• Añadir alcoholes pesados• Reducir temperatura• Aumentar el tamaño de la cola del

surfactante

La formación rápida de microemulsiones es crucial para la aplicación de surfactantes en RM

Álcalis

• Se inyectan químicos alcalinos junto con agua(carbonato de sodio o hidróxido de sodio)

• Los químicos reaccionan con el aceite para formarsurfactantes “in-situ”

• Mas eficientes con aceite de mayor acidez (menoresa 20° API) y en areniscas menores a 200° F

GEPM 40

Álcalis

Por lo general se inyectan juntos (ASP)

• Aceites viscosos buenos candidatos (generan“jabón” al reaccionar con los álcalis)

• Altas saturaciones de aceite residuales luego deinyección de agua

• Mejor en yacimientos de alta porosidad ypermeabilidad

GEPM 41

Álcalis-Surfactantes-Polímeros (ASP)

1. Álcali – generan “jabón” y reducen la adsorción delsurfactante

2. Surfactantes – reducir tensión interfacial

3. Polímero – control de movilidad

GEPM 42

Álcalis-Surfactantes-Polímeros (ASP)

GEPM 43

Métodos Químicos

GEPM 44

GEPM 45

Métodos Químicos

GEPM 46

Métodos Químicos

GEPM 47

Métodos Químicos

GEPM 48

Métodos Químicos

GEPM 49

ASP – Casos de Campo

GEPM 50

GEPM 51