introduccion a recup mejorada unidad i

Recuperación

Mejorada de

Crudo

ING ANDREINA RODRIGUEZ

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA.

MINISTERIO DE EDUCACION SUPERIOR

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

UNIDAD CURRICULAR : YACIMIENTOS III

Recuperación Mejorada (RM) en PDVSA

Algunos Principios Básicos

Procesos de Recuperación no Convencional

Diseño de Proyectos de RM.

Esquema del Taller

RM de Crudos C/L/M

“Todos los procesos que incrementen económicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y/o energía al yacimiento.”

RM de Crudos C/L/M

RM de Crudos C/L/M

Métodos de Recuperación de Petróleo

Rendimiento original Rendimiento corregidoFlujo natural

Levantamiento artificialEstimulación, Acidificación

Polímeros, Espumas y Geles

Producción por energíadel yacimiento

Inyección de agua Inyección de gas

Procesos derecuperaciónconvencional

RECUPERACION SECUNDARIA

RECUPERACION PRIMARIA

RECUPERACION TERCIARIA

OtrosQuímicosGasesTérmicos

Inyección de vaporIny. agua caliente

Combustión en sitioElectromagnetismo

Aire

CO2

N2

WAGGases de Combustión

Polímeros (P)Surfactantes (S)

Alcalis (A)AP / SP /ASP

Espuma / Geles

MicroorganismosEmulsiones

Vibrosísmica

Procesos derecuperación

no convencional

Rec

up

erac

ión

Me

jora

da

de

Cru

do

s

Esquema del Taller





RM de Crudos C/L/M

Principios Básicos

DESPLAZAMIENTO MICROSCOPICO DE FLUIDOS INMISCIBLES

AGUA Y PETROLEO SON I NMISCIBLES BAJO CUALQUIER CONDICION DE YACIMIENTO O SUPERFICIE

PRINCIPIOS QUE GOBIERNAN LA INTERRELACION ROCA FLUIDOS

TENSION INTERFACIAL (INTERFASE FLUIDO - FLUIDO). MOJABILIDAD (INTERACCION ROCA - FLUIDO). PRESION CAPILAR ( MEDIDA DE LA CURVATURA DE DOS

FASES EN EL MEDIO POROSO.

GAS Y PETROLEO SON INMISCIBLES CUANDO LA PRESION DEL YACIMIENTO ES MENOR A LA NECESARIA PARA ALACANZAR MISCIBILIDAD INSTANTANEA O POR CONTACTOS MULTIPLES

K3

Eficiencia Areal de Barrido (Ea)

InyectorProductor

K2

Factores que Afectan la Recuperación de Petróleo

K1

Eficiencia Vertical de Barrido (Eh)

Eficiencia de Desplazamiento (Ed)

Principios Básicos

F.R. Ea x Eh x Ed

Ea = AREA CONTACTADA POR EL FLUIDO DESPLAZANTE

AREA TOTAL

Eficiencia Areal de Barrido

Eh = AREA SECCION CONTACTADA POR EL FLUIDO DESPLAZANTE

AREA TOTAL DE LA SECCION

Eficiencia Vertical de Barrido

BUCKLEY LEVERETT

COREFLOODS Ev = 1

Ev = VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO POR EL FLUIDO DEZPLAZANTE

VOLUMEN DE PETROLEO ORIGINALMENTE EN EL YACIMIENTO

Eficiencia Volumétrica de Barrido

Ev = Ea x Eh

Principios Básicos

Ed = VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO MOVILIZADO

VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO

Eficiencia Microscópica de Desplazamiento

Heterogeneidad Vertical

Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido

VDP Coeficiente de Dykstra-Parsons

Lc Coeficiente de Lorenz

Varía entre 0 ( Homogéneo) y 1 (infinitamente heterogéneo)

Kc Parámetro de Koval

Varía entre 1 ( Homogéneo) e infinito (infinitamente heterogéneo)

Principios Básicos


Razón de Movilidad, Ms Volúmenes Porosos Inyectados, Vp

Ms = MOVILIDAD DEL FLUIDO DESPLAZANTE

MOVILIDAD DEL FLUIDO DESPLAZADO

Ms < 1 FAVORABLE

mO

Ms =

K´rw

K´ro

Swf

Swi

mw

Ms >> 1 DESFAVORABLE

PETRÓLEO

Principios Básicos

Arreglos de Inyección Volúmenes Porosos Inyectados, Vp

Patron P/I EA(%)*Linea Directa 1 56

Linea Alterna 1 76

5-Pozos Invertido 1 70

7-Pozos Invertido 2


LINEA ALTERNA

Vp

LINEA DIRECTA

Vp

5- POZOS INV.

Vp

Principios Básicos

Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido Perforación Interespaciada

Espaciamiento (Acres)0 20 40 60 80

Rec

ob

ro A

dic

on

al (

%)

20

40

60

Streamlines

P

I

Principios Básicos

Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido Perforación Interespaciada

40 Acres 20 Acres 10 Acres

40 60 80 100 120 140

5

10

15

20

Producción Acumulada (MBNP)

Tasa

de

Pet

róle

o (

MB

D)

Espaciamiento Recobro Ev

(Acres) MBNP (%)

40 97 59

20 119 73

10 138 85

San Andres Unit

Principios Básicos

Propiedades del fluido desplazante

Fuerzas viscosas y capilares

Factores que Afectan la Eficiencia Microscópica Desplazamiento

NVC = /mwn s ow

mw = vicosidad del agua

sow = Tensión Interfacial entre

el fluido desplazante y el desplazado

n = velocidad interticial

Tensiones super bajas Iny Agua Típico

La mayoría de los proyectos de

inyección de agua se realizan a bajos

de NVC, donde SOR es independiente

de este parámetro.

Aumentar NVC 2-4 ordenes de magnitud solo se puede lograr disminuyendo la tensión interfacial.

SOR disminuye al aumentar NVC

Principios Básicos

Miscibilidad: Condición física entre dos fluidos que les permite mezclarse en

todas las proporciones sin la existencia de interfase

Instantánea

Contactos Múltiples

Parámetros Clave : Presión Mínima de Miscibilidad

Enrriquecimiento Mínimo

Métodos de Medida: Pruebas en Tubos Delgados

Burbuja ascendente

Métodos de Estimación : Correlaciones P,T:

Cronquist,

Metcalfe, EOS30

40

50

60

70

80

90

1000 1500 2000 2500 3000

PRESION (LPC)

EF

ICIE

NC

IA D

E

DE

SPL

AZ

AM

IEN

TO

(%

)

Determinación de PMM

Tubos Delgados

PMM = 1900 lpc

@ 1.2 volúmenes Porosos

Recobro > 80 % Holm- Josendal

Recobro > 90 % Chevron

Principios Básicos

Factores que Afectan la Recuperación de Petróleo

Producción/inyección

Razón de movilidad

Gravedad

Fuerzas Capilares

Fuerzas Interfaciales

Heterogeneidad

Permeabilidad Relativa

Patrón de Pozos

Espaciamiento

Areal

Fuerte

Fuerte

Poca

Poca

Poca

Moderada

Poca

Moderada

Moderada

Vertical

Moderada

Fuerte

Fuerte

Moderada

Poca

Fuerte

Poca

Poca

Moderada

Desplazamiento

Moderada

Poca

Moderada

Fuerte

Fuerte

Moderada

Fuerte

Poca

Poca

Sor

Poca

Poca

Poca

Fuerte

Fuerte

Moderada

Fuerte

Poca

Poca

Eficiencia

Principios Básicos

Esquema del Taller

Recuperación Mejorada en PDVSA




Recuperaciónno

convencional

Métodosquímicos

• Alcali (A)

• Polímero (P)

• Surfactantes (S)

• Combinados:

(AP, AS, SP y ASP)• Espumas, Geles,

Emulsiones

Gases(Misc. / Inmisc.)

• CO2

• Nitrógeno

• De combustión

• WAG o AGA

• Aire

Otros

• Micro-organismos

• Vibrosísmica

• Electromagnéticos

• Térmicos

Iny. de aguaRecuperación convencional

Iny. de gas

hidrocarburo

• Inmiscible

Clasificación general de procesos de RM

Procesos asociados al barrido volumétrico de petróleo en fracciones mayores del POES a partir de:

Mejora de la relación de movilidad del fluido desplazante con el desplazado.

Disminución de la tensión interfacial y mejora de la eficiencia de barrido.

Tratamientos con bajos volúmenes de fluidos

Tratamientos con altos volúmenes de fluidos

Procesos asociados a la modificación del comportamiento de pozos (“Well conformance”):

Control de agua o gas de producción.

Modificación de perfiles de fluidos (agua/gas) de inyección.

Procesos de estimulación de pozos.

RM asociados a la modificación delcomportamiento de pozos

Control de agua o gas en pozos productores a través de la inyección de geles, geles espumados y espumas.

Modificación de los perfiles de inyección de gas o agua a través de la inyección de geles, emulsiones y espumas.

Control de agua por la inyección cíclica de gas.

Estimulación de pozos por aumento de la permeabilidad debido a la acidificación de pozos (HCl, HCl/HF, etc.), fracturamiento hidráulico e inyección de bacterias o microorganismos.

Entre los métodos comunmente empleados en la industria petrolera para el tratamiento de pozos, se destacan:

Bacterias / Microorganismos (MEOR)

EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:

EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:

• PRODUCCION DE COMPUESTOS CON ACTIVIDAD INTERFACIAL (SURFACTANTES Y ALCOHOLES) CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO DE CULTIVO.

• PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CON EL PETROLEO EN EL YACIMIENTO.

• PRODUCCION DE COMPUESTOS CON ACTIVIDAD INTERFACIAL (SURFACTANTES Y ALCOHOLES) CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO DE CULTIVO.

• PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CON EL PETROLEO EN EL YACIMIENTO.

Yacimientos que han sido sometidos a inyección de bacterias en el Occidente del país

Yacimientos que han sido sometidos a inyección de bacterias en el Occidente del país

LAGNA-23LGINF-03LGINF-05B-3-X.02B-3-X.07B-3-X.40B-3-X.43

LAGNA-23LGINF-03LGINF-05B-3-X.02B-3-X.07B-3-X.40B-3-X.43

B-5-X.01B-5-X.06B-5-X.07B-5-X.52B-6-X.03B-6-X.10B-6-X.14B-7-X.07B-7-X.10

B-5-X.01B-5-X.06B-5-X.07B-5-X.52B-6-X.03B-6-X.10B-6-X.14B-7-X.07B-7-X.10

YACIMIENTOSYACIMIENTOS

• NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS: 237

• POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD: 129

• POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD: 101

• PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) : 5.1

• INVERSION APROXIMADA (MMMBS): 3.5

• NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS: 237

• POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD: 129

• POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD: 101

• PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) : 5.1

• INVERSION APROXIMADA (MMMBS): 3.5

Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998

• Alcali (A)

• Surfactantes (S)

• Combinados:

(AP, AS, SP y ASP)

• CO2

• Nitrógeno

• Gases de combustión

• WAG o AGA

• Térmicos

Ev - Ed

• Polímero (P)

• Espumas

• Geles • Emulsiones • Microorganismos

• Térmicos

Ev

Eficiencias de procesos de RM no Convencional

Inyector

Instalacionesde superficie

Productor

Bomba deinyección

Agua Zona deagua / petróleo

Banco de solución

polimérica

La inyección de polímeros provee un mejor desplazamiento mejorando la eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado el recobro por el aumento de la viscosidad de agua, disminución de la movilidad de agua y contacto de un mayor volumen del yacimiento.

Inyección de polímeros

Procesos de RM no Convencional

Crudo:

Gravedad API > 25°

Viscosidad < 150 cp a C.Y.

Yacimiento:

So (% VP) > 50

Litología Areniscas preferiblemente

K (mD) > 100

Temp. (°F) < 200 (evitar degradación)

Rel. Movilidad 2 a 40

Salinidades Bajas (< 20g/l)

Condiciones favorables:

Yacimientos costa adentro

Bajo buzamiento estructural

Inyección de agua eficiente

Heterogeneidades moderadas

Cond. desfavorables:

Fracturamiento extensivo

Acuiferos activos

Presencia de capas de gas

Altos contrastes de permeab.

Problemas de inyectividad

Alto contenido de arcillas

Alta dureza del agua


Criterios básicos para lainyección de polímeros

Mecanismos

ë Reducción de la tensión interfacialë Cambios en mojabilidadë Disminución de la razón de movilidad agua/petróleo

Inyector Productor

AGUA

BANCO

DE

PETRÓLEO

ASP

Solución Diluída de Polímero

Resultados Pruebas de Campo

Formulación ($/bl ASP) 0,7 1,38 1,93 0,99

0,41 0,42 0,39 0,32

0,2 0,16 0,2 0,15

20 26 22 15

1,76 2,35 5,21 2,87

West Kiehl Cambridge Daqing VLA-6/9/21 (*)

Srow

SroASP

Recobro (% POES)

$/bl Incremental

(*) simulación

Inyección sistemas ASP (Alcali-Surfactante-Polímero)


Crudo:

Gravedad API > 20°

Viscosidad < 35 cp a C.Y.

Yacimiento:

So (% VP) > 30

Litología Areniscas preferiblemente

K (mD) > 100

Temp. (°F) < 200

Rel. Movilidad 2 a 40

Salinidades < 20000 ppm

Dureza (Ca2+/Mg2+ ) < 500 ppm


Yacimientos homogéneos

Barrido por agua > 50%

Alta relación f / h



Acuiferos activos



Problemas de inyectividad

Alto contenido de arcillas

Adsorción de aditivos (S y P)


Criterios básicos para lainyección de sistemas ASP

Inyección de mezclas ASP en el LIC Lagomar


0

20

40

60

80

100

1 2 3 4 5 6

Pruebas

% R

eco

bro

Recobro incremental (ASP + P)

ASP

Iny. de agua

En vista de los excelentes recobros obtenidos (núcleos sencillos y radiales) con la nueva formulación ASP desarrollada para el LIC Lagomar, se planificó llevar a cabo la prueba piloto “single well” en el pozo VLA-1325 durante el primer semestre del año 2000.

Inyector

Instalacionesde superficie

Productor

Bomba deinyección

Zona deagua / petróleoCO2

Frentemiscible

La inyección de CO2 es un método de recuperación mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y condiciones de P y T del yacimiento. Los aumentos de recobro por este método pueden atribuirse a fenómenos de hinchamiento, miscibilidad, disminución de viscosidad del crudo y de la tensión interfacial crudo-CO2 en regiones cernanas a la miscibilidad.

Inyección de dióxido de carbono


Crudo:

Gravedad API > 25° (pref. > 30°)

Viscosidad < 15 (pref. < 10)

Composición Alto % C5-C20 (pref. C5-C12)

Yacimiento:

So (% VP) > 25

Litología No crítico (N.C.)

K (mD) N.C.

Temp. (°F) Piny. aumentan con T (N.C.)

Aguas N.C.


Disponibilidad de CO2

Alto buzamiento o bajo espesor

Baja permeabilidad vertical

Formaciones homogéneas



Acuiferos activos



Transporte y manejo de CO2

Crudos asfalténicos

Corrosión de productores


Criterios básicos para lainyección de CO2


Inyección de Nitrógeno

Zona depetróleoN2

Frentemiscible /inmiscible

Inyector

Unidad de Generación

de N2

ProductorCompresores

Unidad de Separación

de N2

La inyección de N2 es un método de recuperación mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y condiciones de P y T del yacimiento.


Ventajas de la utilización de Nitrógeno en RM

Separación criogénica del aire

Propiedades físicas favorables - densidad, viscosidad y factores volumétricos

Compuesto inerte que no presenta efectos adversos de comportamiento de fases.

No es corrosivo y no se requieren de grandes modificaciones de las instalaciones.

Fuente practicamente infinita

Costos de generación más económicos que el gas natural (GN) y el CO2.

Fácil separación de N2 del GN en las corrientes de producción.

Sustitución del GN incrementa oferta de gas y flujos de caja.

Compuesto no tóxico y ambientalmente aceptable.


Factibillidad Técnica de Inyección de N2

Estudios de simulación analítica

Occidente:

C-2-X, C-3-X, C-4-X, VLE-305,B-6-X.10, B-7-X.10, B-6-X.02,VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur.

Oriente:

El Furrial, Carito Central, CaritoNorte y Carito Oeste.

Método actual

Iny. de N2

Inyección de 50 % VPHC se obtieneun incremento del recobro de 14%

durante el primer año de producción

Ceuta Area 2 Sur

Pruebas experimentales en desarrollo

Occidente:

VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur .

Oriente:

El Furrial y Carito Central.

Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA o WAG)

ESQUEMA DEL PROCESO WAG

BANCO DE BANCO DE PETROLEOPETROLEO

( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )

CICLOWAG

AGUA

INYECTOR PRODUCTOR

• Aumentar la eficiencia de barrido.

• Disminución de cortes de agua.

• Optimización del uso de gas.

• Mejorar economía de proyectos deinyección de gas.

• Incrementar recobro de petróleo.

• Satisfacer demandas de mercado degas.

Porque WAG o AGA?Porque WAG o AGA?

Inyección continua de gasInyector Productor


Que es WAG o AGA?Que es WAG o AGA?

Es un proceso empleado con frecuencia en proyectos de inyección de gases (CO2, GH ó N2) para disminuir la canalización de gas e incrementar la estabilidad del frente desplazante.

Mecanismos

Control de movilidad del gas Control de movilidad del agua Disminución de las razones de movilidad agua/petróleo y gas/petróleo Reduccón de la Sor (gas atrapado, miscibilidad) Segregación gravitacional

Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA)

PETRÓLEO

PE

TR

ÓL

EO

SLUG

SLUG

SLUG

ESTABLE

PETRÓLEO

INESTABLE


C-2-X, C-3-X y C-4-X

VLE-305

B-6-X.10 y B-6-X.02

B-7-X.10

Simulación analítica(PRIze™)

WAG presenta F.U.N. de 2 a 3 veces mejores que los

procesos de inyección continua

VLE-305

B-6-X.02*; 10 y 22

VLC-363

Simulación numérica(ECLIPSE 100 y 300*)

Incrementos de F.R. > 8%con F.U.N. atractivos

respecto a la inyeccióncontinua de gas

U.E. La Salina

U.E. Centro/Sur Lago

U.E. Tía Juana

Intslaciones de superficie(Agua y Gas)

Factibilidad de implementaciónde proyectos WAG, basados

en infaestructura y capacidadesde compresión disponibles

Centro Lago

Tía Juana

La Salina

Sur Lago

Bloque III

Bloque IV

Bloque V Lamar

C-3-X y C-4-X

B-6-X.10 (LL-370)

B-6-X.14, 15, 18; B-7-X.10, 11, 13 (LL-453)

B-6-X.22

SLE-OLIG.1 + Cret.

Eoceno C (VLC-363)

Lagunillas Inferior

C2 VLE-305 (LIC Lagocinco)

Jerarquización de candidatos al proceso WAG en Occidente



AREA DEL PILOTO

st

st

P1

O1

O2 I(1,2)

P2

ComplejoLamargas

P3

0 340mtsESCALA GRAFICA

12183´

12134´

12158´

12312´

12240´

12218´

12341´

200 mts

200

mts

340 mts

1453

926

935

1122

1133

1247

092 099

101

103

105

107

212

305

339

346

357

369

370

378

437

489 514

558

575

611

616

621

653

656

664

665

666

676

687

689

690A

691

692

708

713

720 743

746

768

773

998 1020 1067

1093

1113

1138

104

575A

690

1069

1001

1168

1150 1254

1220

1206

1211 1255 1243 1123

1302

1451

1249

1460 1407 1404

1452 1464

1458

1459 1414

1448A1403

1412 1415

1605 1645

1657

1639

1825 1819

-12700'

-12600'

-12200'

01018

1609

1118

1256

1243 (ST)1229

334

1109

1463

1437

1410

1461

1413

1640

1638

343

346st

370st 1161

472

357st

424

733

373

106

878

102

1200

•1 Arreglo hexagonal de 7 pozos invertidos.

•Caracterización detallada del área piloto UC23.

•Perforación de 1 pozo inyector múltiple agua / gas.

•Perforación de 2 pozos observadores (O1 con núcleo) y 3 pozos productores nuevos.

•Mediciones de saturaciones, resistividades de alta resolución, RMN y CWD, entre otros.

• Inicio de inyección AGA en Jun. 99 (combinada / variable).

•Monitoreo del proceso por inyección de trazadores, sensores de fondo y registros C/O.

Breve descripción: (Inicio 03/2000)

AGUA

GAS

WAG inmiscible: LIC Lagocinco (VLE-305)


Inyección continua de vapor en CLM

Aumento en el porcentaje de recobro

debido a destilación por arrastre de

vapor, desplazamiento del gas en

solución y calentamiento de zonas no

drenadas.

Mayores tasas de inyección de vapor y

respuesta mas rápida de los pozos

productores debido a la mayor

movilidad del crudo en el yacimiento.

Aprovechamiento de la infraestructura existente en el país para la generación de vapor y del relativo bajo costo de la energía.

Disminución de la viscosidad y posible

aumento en la gravedad API para

crudos de 20-30°API.

Situación Actual Procesos no Convencionales

RM en PDVSA

OCCIDENTE ORIENTE

> 500 POZOS PRODUCTORES SELECCIÓN CANDIDATOSMICROORG.

PRUEBA PILOTO (1) PRUEBA PILOTO (1)EMULSIONES

PRUEBAS PILOTO (2)ESTUDIOS FACTIBILIDAD (5)

PRUEBA PILOTO (1)ESTUDIO FACTIBILIDAD (1)

AGA

DISEÑO DE PILOTOS (2) JERARQUIZACIÓN YAC.ASP

ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD

EVALUACIÓN DE FUENTES DE CO2

CO2

> 100 POZOS PRODUCTORES > 10 POZOS PRODUCTORESGELES

ESTUDIOS FACTIBILIDAD (3)ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD (4) N2

Esquema del Taller





RM de Crudos C/L/M

Diseño de proyectos de RM

Análisiseconómico y leccionesaprendidas

Diseño,implantacióny monitoreode prueba

piloto

Criteriosbásicos

de selección

Análisiseconómico preliminar

TécnicosEconómicosGeográficos

Modelos analíticosSimulación conceptualComparación de métodosAnálisis de riesgo

Estudios desimulación numérica

Evaluación aescala

de laboratorio

Mejores prácticas implantadas

por otrascomunidades

ConceptualizaciónVisión

Operación

Definición / Ejecución

Nuevaestrategia deexplotación

Masificación

NO

SI

Base de Recursos

Selección de tecnologías aplicables

JerarquizarYacimientos / Tecnologías

Realizar diseño conceptual

Pruebas laboratorio / Simulación

Abandonartecnología

Finalizar proyecto/Post Mortem

Rentabilidad

Tecnologíaprobada

Diseño prueba piloto

Implantación

Rentabilidad

Bajo Riesgo

Diseño agran escala

Bajo Riesgo

NO

NO

NO NOSI

SI

SI

Masificaciónpor etapas

NO

Evalu

ar

otr

a

tecn

olo

gía

SI

SI

Proceso de RM

Diagrama básico para considerar la evaluación de procesos de RM no convencionales en la corporación.

Máximo Recobro Por encima de la presión de

saturación en procesos inmiscible

Viscosidad del crudo mínima

Factor Volumétrico máximo

Mínimo gas libre Por encima de la presión mínima

de miscibilidad

Recobro > 80%

Por encima del umbral de

floculación

Evitar precipitación de

asfaltenos

So máximo

Inicio Temprano implica mayor incertidumbre, inversiones tempranas

Aplicación en etapa madura menor incertidumbre, pero menor recobro

¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?

Diseño de Proyectos de RM

Buena descripcion del yacimiento

Prediciones del comportamiento de producción

Métodos para estimar eficiencias de barrido y recobro de crudo

a varias etapas del proceso de agotamiento

Pozos inyectores y productores, sus tasas, presiones y

perfiles de fluidos

Calidad del agua y su tratamiento

Compatibilidad agua-yacimiento

Mantenimiento y performance de las facilidades

Programa de Monitoreo y Control

Gerencia de Proyectos de RM

Programa de Monitoreo y Control

Comparación mensual del comportamiento teórico vs real

Sistemas de manejo de información para monitoreo y control

Datos precisos de comportamiento por pozo, proyecto

Métodos de diagnóstico de problemas existentes/ Potenciales

y su solución

Revisión de la economía del proyecto

Trabajo en equipo

Gerencia de Proyectos de RM

introduccion a recup mejorada unidad i

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