experiencias en recuperacion mejorada

8/18/2019 Experiencias en Recuperacion Mejorada

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EXPERIENCIAS ENRECUPERACION

MEJORADAING. VANESSA LEMA ZABALA


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PRODUCCION PRIMARIA YSECUNDARIA

Constituye la primera fase dela producción.

Cuando el poo tiene la suficienteener!"a para producir solo

#oos en sur!encia natural


3/39

CUANDO LA PRESION SE AGOTA

•BA$A LA

#%&'(CCI&N

)E%&

• Apro*imadamente +,- del#&ISpermanece.

+'&•

AC(A%%A#I'AMENE

-E%&


4/39

RECUPERACION MEJORADA #ropiedades de los fluidos.

Continuidad de la formación.

Mec/nica de las rocas.

ecnolo!"a de perforación y terminación

A(MENA% EL0AC&% 'E%EC&B%&


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¿CUÁLES SON?

#%IMA%IA

SEC(N'A%IA

ME$&%A'A

Cuando la presiónes suficiente paraempu1ar los fluidos

ermina faseprimaria.A!ua o Gas

Inyección de

a!entes 2u"micos.


6/39

RECUPERACION MEJORADA


7/393

PWP qoP[bbl/DC] qlP[bbl/DC] qwiP[bbl/DC] I WP NpP[Mbbl]

1E+02

1E+03

1E+04

1E+05

1E+06 CB-0001/CB-0002/CB-0003/CB-0004/...

1941 1944 1947 1950 1953 1956 1959 1962 1965 196 1971 1974 1977 190 193 196 199 1992 1995 199 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019 2022

RECOBRO PRIMARIO RECOBRO SECUNDARIO

GAS EN SOLUCIONRF = 12 %

Inyección de Agua

RF = 19 %

45 6 )++ 75pd

4iny 6 ))+ 75pd

4o 6 )8.9 75pd

N## 6 +-)

Niny 6 +3:

Inyección de Agua

Selectiva RF = 2 %

COMPORTAMIENTO DE LA RECUPERACION SECUNDARIA YMEJORADA


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BATERIA -3m

-9;m


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¿CÓMO FUNCIONAN?

En esencia E&% se usa para >acer dos cosas ?reducir la @iscosidad del petróleo parafacilitar su flu1o o literalmente e*primir elpetróleo a tra@s de los poros de la roca.

I N E C C I &

N

' E V A # & %A('A A

CALENA% EL#E%&LE&

I N E C C I & N

' E G A SGAS NA(%AL

NI%&GEN&'I&DI'& 'ECA%B&N& 4(E SEED#AN'EN

EM#($AN'& EL#E%&LE&

I N E C C I & N

4 ( I M I C AM&LEC(LAS 'E

ENCA'ENAMIEN&LA%G&S 4(E0L(EN $(N&C&N EL AG(A


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AUMENTO DE PRODUCCION Alrededor de un 3; del petróleo producido

@iene de campos con m/s de -; aFos dee*plotación y lon!e@idad.

(na estimación raona5le del factor derecuperación del petróleo promedio es deapro*imadamente un -3.


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AMERICA LATINAED#E%IENCIAS


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MEXICO


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CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE #o5re recuperación.

etero!eneidad de la roca

(tiliación de pol"meros con@encionalestratamientos en la cercan"a del poo!elantes inesta5les o !eles de dif"cilposicionamiento en el reser@orio etc.

Nue@a tecnolo!ia Bri!>t Hater


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BRIGHT WATER

#art"culassu5micrónicas


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Apro*imadamente el 9; de la producción depetróleo pro@ienen de operar


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Estos @alores indican 2ue la recuperaciónestimada por am5os mecanismos primaria ysecundaria en trminos del petróleo mó@ildescontado el a!ua !as y petróleo residual

es de alrededor del 93 . En consecuenciael =- restante permanece disponi5le


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CRITERIOS DE SELECCIÓN


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RESULTADOS


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VENEZUELA


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CAMPO BOQUERÓNPETROQUIRIQUIRE

Se definieron en con1unto con #etromona!as )=

es2uemas de procesos 2ue incluyen lastecnolo!"as propias INMECSJ A4(AC&NVE%SI&NJ y '#L(SJ como parte de losprocesos de adecuaciones operacionales de los

me1oradores.


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ORINOCO


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INYECCION DE VAPOR


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RESULTADOS Con la inyección continua de @apor se lo!ró

un factor de reco5ro del 9;.


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ARGENTINA


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DATOS RELEVANTES

'e los m/s de );.;;; metros cK5icosdiarios 2ue a mayo de +;)+ produc"a

#etro5ras en Ar!entina


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CERRO DRAGON


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COLOMBIA


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GRS

CAMPO Inicio Prod Sec Wat Iny Pozos Iny

San Francisco 1988 7 025 270 000 75

Dina Terciario 2009 500 7 000 3

Palogrande Cebu1984 1 400 20 000 20

Pijao 1984 100 1 000 1

Dina Cretaceo 1985 700 26 000 11

Yaguara 1994 2 680 55 000 43

Tenay 2010 100 3 600 1

Balcon 1996 800 8 800 3

Tello 1997 4 000 58 000 12

Rio Ceibas 1999 1 000 6 000 15

Guando 2002 15 000 100 000 51

Matachin Norte 2003 4 800 66 600 7

La cañada Norte 2012 0 800 1

Matachin Sur 2001 1 300 17 084 2

TOTAL GRS 39 405 639 884 245

GEC


Chichimene 2014 0 15 000 1

Apiay - Suria 2011 0 2 000 1

TOTAL GEC 0 17 000 2

GCO


Tibú 1959 2 100 31 600 47

TOTAL GCO 2 100 31 600 47

GRM


La Cira 1957 37 000 450 000 301

Casabe 1979 20 276 121 216 253

Yarigui-Cgo 2008 4 095 50 482 24

Bonanza 2010 20 3 300 5

Llanito 2011 100 3 000 2

Galán 2014 0 2 800 3

TOTAL GRM 61 491 630 798 588

Prod Sec Wat Iny Pozos Iny

TOTAL 102 9961 319 282 882

Inyecta );;

%einyecta -3;.98+ 9:

%einyecta 9:-.;8= :-

%einyecta )3.;;; );;

%einyecta :8;.


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+:

PER. EPOCA FORMACION ZONA

La Cira Shale

Arenas

A1

Arenas

A2

Arenas A3

Arenas

A0

FORMACIONES

ESMERALDAS

(Tee)

LA PAZ

(Te)

FM.

M!"ROSA

(T#$)

FM.

COLORADO

(T#%)

"R!POREAL

(T$r)

"R!PO MESA

(T$)

Arenas &0

Arenas &1

Arenas

&2

Arenas &3

Arenas

C

T#r#

FORMACION

LA L!NA ('sl)

FORMACION

SIMITI

('is)

FORMACION TA&LAZO

('i)

FORMACION PAA

('i)

FORMACION

ROSA&LANCA

('ir*)

FORMACION TAM&OR ('ia)+ALAN"INIANO

, A ! T E R I + I A N O

&ARREMIANO

APTIANO

A L & I A N O

APTIANO

T!RONIANO

CONIACIANO

SANTONIANO

E

O C

E

N

O

O

L

I "

O

C

E

N

O

M

I O

C

E

N

O

PLIOCENO

PLEISTOCENO-

T

E

R

C

I A

R

I O

C

R

E

T

A

C

E

O

!RAS. FORMACION "IRON ()

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

3250

3500

3750

4250

4500

4750

5000

5250

5500

5750

6000

6250

6500

6750

7000

7250

7500

7750

8000

8250

8500

8750

9000

9250

9500

9750

10000

10250

10500

10750

11000

11250

11500

4000

1000

750

500

250

SP/120 0

SN0 3C&/

1

DISCORDANCIA DEL

EOCENO MEDIO

LITOLO"IA LN0 3

PER. EPOCA FORMACION ZONA

La Cira Shale

Arenas

A1

Arenas

A2

Arenas A3

Arenas

A0

FORMACIONES

ESMERALDAS

(Tee)

LA PAZ

(Te)

FM.

M!"ROSA

(T#$)

FM.

COLORADO

(T#%)

"R!POREAL

(T$r)

"R!PO MESA

(T$)

Arenas &0

Arenas &1

Arenas

&2

Arenas &3

Arenas

C

T#r#

FORMACION

LA L!NA ('sl)

FORMACION

SIMITI

('is)

FORMACION TA&LAZO

('i)

FORMACION PAA

('i)

FORMACION

ROSA&LANCA

('ir*)

FORMACION TAM&OR ('ia)+ALAN"INIANO

, A ! T E R I + I A N O

&ARREMIANO

APTIANO

A L & I A N O

APTIANO

T!RONIANO

CONIACIANO

SANTONIANO

E

O C

E

N

O

O

L

I "

O

C

E

N

O

M

I O

C

E

N

O

PLIOCENO

PLEISTOCENO-

T

E

R

C

I A

R

I O

C

R

E

T

A

C

E

O

!RAS. FORMACION "IRON ()

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

3250

3500

3750

4250

4500

4750

5000

5250

5500

5750

6000

6250

6500

6750

7000

7250

7500

7750

8000

8250

8500

8750

9000

9250

9500

9750

10000

10250

10500

10750

11000

11250

11500

4000

1000

750

500

250

SP/120 0

SN0 3C&/

1

DISCORDANCIA DEL

EOCENO MEDIO

LITOLO"IA LN0 3

A

R E N A S

A

A R

E N A S

!

C S

S

Inject. Product.

A1 A2 B1 B2

! l i " o # $

% o

A B CBA

2500

5500

)

+

-

=

9

INYECCION DE AGUA VARIOS YACIMIENTTO UN MISMO POZO


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BOLIVIA


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ANTECEDENTES 'espus de un lar!o tiempo de o5tener

respuestas ne!ati@as en las tasas decrecimiento >oy alcana los =-.;;; B5ldapro*imadamente de >idrocar5uro li2uido.


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YAPACANI


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INYECCION DE GAS


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EFECTO DE LA INYECCION DEGAS


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CAMPO VIBORA N!"#$% '%(%) )#*#++,%-.&%) #- #* +."'% V/0%$.

En el campo se tienen - poos inyectores loscuales son #oo VB% ? ))L #oo VB% ? )-L #ooVB% ? )os poos no >a sidocontinua ya 2ue solo se inyecta !as cuando setiene pro5lemas en las tur5inas de ransredes

y,o 5a1as demanda de mercado de !as.


36/39

PRUEBAS DE POZOS


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PATUJUSAL Y PATUJUSAL OESTE


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RECOMENDACIONES


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GRACIAS POR SUATENCION

experiencias en recuperacion mejorada

Documents